Thông tư 44/2015/TT-BCT về các dự án điện sinh khối

thuộc tính Thông tư 44/2015/TT-BCT

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối
Cơ quan ban hành: Bộ Công Thương
Số công báo:
Đã biết

Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Số công báo. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!

Số hiệu:44/2015/TT-BCT
Ngày đăng công báo:
Đã biết

Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Ngày đăng công báo. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!

Loại văn bản:Thông tư
Người ký:Hoàng Quốc Vượng
Ngày ban hành:09/12/2015
Ngày hết hiệu lực:Đang cập nhật
Áp dụng:
Đã biết

Vui lòng đăng nhập tài khoản để xem Ngày áp dụng. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!

Tình trạng hiệu lực:
Đã biết

Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Tình trạng hiệu lực. Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!

Lĩnh vực: Công nghiệp, Điện lực

TÓM TẮT VĂN BẢN

Nội dung tóm tắt đang được cập nhật, Quý khách vui lòng quay lại sau!

LuatVietnam.vn độc quyền cung cấp bản dịch chính thống Công báo tiếng Anh của Thông Tấn Xã Việt Nam.
Tình trạng hiệu lực: Đã biết

B CÔNG THƯƠNG
-------

Số: 44/2015/TT-BCT

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

Hà Nội, ngày 09 tháng 12 năm 2015

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

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

Căn cứ Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 3 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khi tại Việt Nam;

Theo đề nghị của Tổng cục trưởng Tổng cục Năng lượng,

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mu áp dụng cho các dự án điện sinh khối.

Chương I
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định về phát triển dự án điện sinh khối, Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối (sau đây gọi là Hợp đồng mua bán điện mẫu).
Điều 2. Đối tượng áp dụng
Thông tư này áp dụng đối với:
1. Chủ đầu tư dự án điện sinh khối;
2. Đơn vị quản lý và vận hành các công trình điện sinh khối;
3. Bên mua điện;
4. Các tổ chức phát triển dự án điện sinh khối để kinh doanh điện;
5. Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.
Chương II
PHÁT TRIỂN DỰ ÁN ĐIỆN SINH KHỐI
Điều 3. Bổ sung, điều chỉnh dự án điện sinh khối vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối
1. Chủ đầu tư dự án điện sinh khối lập hồ sơ đề xuất dự án điện sinh khối theo quy định của pháp luật về đầu tư xây dựng công trình gửi Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi là UBND cấp tỉnh) nơi đặt dự án. Trên cơ sở đề xuất dự án, UBND cấp tỉnh lập Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối (sau đây gọi là Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch) theo quy định tại Điều 4 Thông tư này gửi Bộ Công Thương.
2. Trường hợp hồ sơ chưa đầy đủ, hợp lệ, trong thời hạn 05 (năm) ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ, Bộ Công Thương (Tổng cục Năng lượng) có văn bản yêu cầu bổ sung Hồ sơ.
3. Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm tổ chức thẩm định Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch trong vòng 30 (ba mươi) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ. Trong trường hợp cần thiết, Tổng cục Năng lượng được phép thuê tư vấn thẩm định, tư vấn phản biện phục vụ công tác thẩm định. Trên cơ sở kết quả thẩm định, Tổng cục Năng lượng báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt hoặc trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Điều 4. Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối
Hồ sơ đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối bao gồm:
1. Tờ trình của Chủ tịch UBND cấp tỉnh đề nghị bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối.
2. Thông tin cơ bản về chủ đầu tư: Các tài liệu về tư cách pháp lý, đăng ký kinh doanh, nhân sự chủ chốt, kinh nghiệm thực hiện dự án, năng lực tài chính, kỹ thuật, trong đó cần kê khai danh sách các dự án đã thực hiện (bao gồm các dự án công nghiệp và dự án điện, nếu có).
3. Thông tin về dự án điện sinh khối đề xuất
a) Loại sinh khối và khả năng cung cấp;
b) Sự cần thiết phải đầu tư xây dựng dự án, các điều kiện thuận lợi và khó khăn, chế độ khai thác và sử dụng tài nguyên quốc gia (nếu có);
c) Mô tả dự án: vị trí, quy mô và diện tích xây dựng công trình, các hạng mục công trình thuộc dự án; các nội dung về quy hoạch ngành, quy hoạch xây dựng của địa phương;
d) Sơ bộ các giải pháp thực hiện, bao gồm: phương án kỹ thuật, công nghệ và công suất; phương án đấu nối hạ tầng kỹ thuật; phương án lắp đặt thiết bị; tiến độ thực hiện và hình thức quản lý dự án; phương án chung về bồi thường tái định cư và phương án hỗ trợ xây dựng hạ tầng kỹ thuật (nếu có); kế hoạch và phương án chi phí;
đ) Đánh giá tác động môi trường, các giải pháp phòng cháy, chữa cháy và các yêu cầu về an ninh, quốc phòng;
e) Tổng mức đầu tư của dự án; khả năng thu xếp vốn, nguồn vốn và khả năng cấp vốn theo tiến độ; phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính, hiệu quả xã hội của dự án.
4. Ý kiến của Tổng Công ty điện lực vùng hoặc đơn vị truyền tải điện (nếu đấu nối vào hệ thống điện truyền tải) về Hồ sơ đề nghị bổ sung quy hoạch.
Điều 5. Dự án đầu tư phát triển điện sinh khối nối lưới
1. Chủ đầu tư chỉ được lập dự án đầu tư điện sinh khối thuộc quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối và quy hoạch phát triển điện lực. Nội dung dự án đầu tư điện sinh khối được lập theo các quy định hiện hành về quản lý đầu tư xây dựng công trình và theo quy định tại khoản 3 Điều này.
2. Đối với các dự án điện sinh khối được phân kỳ đầu tư theo các giai đoạn khác nhau, chủ đầu tư có trách nhiệm lập dự án đầu tư theo từng giai đoạn dự án. Trường hợp thời điểm vào vận hành của dự án dự kiến có sai lệch quá 06 (sáu) tháng so với tiến độ quy định trong quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối, nhà đầu tư có trách nhiệm báo cáo UBND cấp tỉnh và Tổng cục Năng lượng - Bộ Công Thương.
3. Nội dung dự án đầu tư điện sinh khối theo quy định pháp luật về quản lý đầu tư xây dựng công trình, bổ sung thêm những nội dung chính sau:
a) Đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án điện sinh khối đối với hệ thống điện khu vực;
b) Kế hoạch và phương án chi phí, kỹ thuật phục vụ tháo dỡ và xử lý thiết bị nhà máy điện sinh khối sau khi kết thúc dự án.
Điều 6. Yêu cầu về bảo vệ môi trường
Hoạt động đầu tư phát triển các dự án điện sinh khối phải tuân thủ theo Luật Bảo vệ môi trường và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan khác.
Điều 7. Hỗ trợ đối với dự án điện sinh khối không nối lưới
1. Nguyên tắc xem xét hỗ trợ dự án điện sinh khối không nối lưới
a) Đảm bảo hiệu quả kinh tế, xã hội và môi trường;
b) Dự án hoàn thành đầu tư và đưa vào vận hành;
c) Số liệu đầu vào chủ yếu cho tính toán giá điện và đơn giá hỗ trợ cho dự án điện sinh khối được xem xét trên nguyên tắc sau:
- Trường hợp công suất đặt của dự án lớn hơn công suất yêu cầu thực tế của lưới điện khu vực, thì sản lượng điện phát thực tế của năm trước và sản lượng dự kiến phát trong các năm tiếp theo được sử dụng làm cơ sở để xác định đơn giá hỗ trợ. Đối với các dự án khác, sản lượng điện phát lấy theo sản lượng phát thực tế hoặc sản lượng phát dự kiến trong dự án đầu tư đã được duyệt, lấy số lớn hơn;
- Tổng mức đầu tư dự án lấy theo tổng mức đầu tư trong dự án đầu tư được duyệt;
- Chi phí khấu hao theo quy định pháp luật hiện hành.
2. Trình tự đăng ký hỗ trợ giá điện đối với dự án điện sinh khối không nối lưới
a) Chủ đầu tư dự án điện sinh khối không nối lưới lập Hồ sơ đề nghị hỗ trợ giá điện đối với dự án điện sinh khối không nối lưới gửi trực tiếp hoặc qua đường bưu điện đến Tổng cục Năng lượng. Số lượng hồ sơ yêu cầu: 10 (mười) bộ hồ sơ và 01 (một) CD/DVD/USB chứa file mềm Hồ sơ đề nghị hỗ trợ và các tài liệu kèm theo;
b) Trong vòng 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Tổng cục Năng lượng chịu trách nhiệm tổ chức thẩm định Hồ sơ đề nghị hỗ trợ báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt. Trong trường hợp cần thiết, Tổng cục Năng lượng được phép thuê tư vấn thẩm định, tư vấn phản biện phục vụ công tác thẩm định.
Trường hợp hồ sơ không đầy đủ, hợp lệ, trong vòng 5 (năm) ngày làm việc kể từ ngày nhận Hồ sơ đề nghị hỗ trợ giá điện đối với dự án điện sinh khối không nối lưới, Tổng cục Năng lượng phải thông báo bằng văn bản cho chủ đầu tư yêu cầu bổ sung hồ sơ hoặc làm lại hồ sơ.
3. Hồ sơ đề nghị hỗ trợ giá điện đối với dự án điện sinh khối không nối lưới bao gồm:
a) Văn bản đề nghị hỗ trợ giá điện đối với dự án điện sinh khối không nối lưới;
b) Dự án đầu tư trong đó có các thuyết minh về chủ đầu tư, phương án giá điện và các nội dung chính về sự cần thiết và đánh giá hiệu quả của phương án hỗ trợ;
c) Kế hoạch vận hành và kế hoạch kinh doanh;
d) Kế hoạch và phương án chi phí, kỹ thuật phục vụ tháo dỡ và xử lý thiết bị nhà máy điện sinh khối sau khi kết thúc dự án;
đ) Ý kiến của UBND cấp tỉnh về nội dung Hồ sơ đề nghị hỗ trợ.
Chương III
BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC VÀ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN SINH KHỐI NỐI LƯỚI
Điều 8. Trình tự xây dựng, phê duyệt và công bố Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối
1. Trước ngày 31 tháng 10 hàng năm, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm chủ trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán và các nhà máy điện khác để cập nhật cơ sở dữ liệu, thực hiện tính toán Chi phí tránh được của hệ thống điện quốc gia (Chi phí tránh được) được quy định tại Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 03 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam cho năm kế tiếp theo phương pháp quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực.
2. Trước ngày 30 tháng 11 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm chủ trì phối hợp với Tổng cục Năng lượng thẩm định các thông số đầu vào, kết quả tính toán Chi phí tránh được hàng năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, thông qua. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có thể tham vấn các tổ chức, cá nhân có liên quan trong quá trình thẩm định.
3. Trước ngày 20 tháng 12 hàng năm, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm:
a) Nghiên cứu, đề xuất trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, ban hành Biểu giá chi phí tránh được (xác định các hệ số k1, k2 trong Phụ lục I) áp dụng cho các dự án điện sinh khối ở mức hợp lý nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng sinh khối, đồng thời đảm bảo phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn;
b) Trong thời hạn 02 (hai) ngày kể từ ngày Biểu giá áp dụng cho các dự án điện được ban hành, Tổng cục Năng lượng có trách nhiệm công bố cho năm tiếp theo trên trang thông tin điện tử của Tổng cục Năng lượng và của Bộ Công Thương.
5. Trong trường hợp Biểu giá áp dụng cho các dự án điện sinh khối chưa được công bố, tạm thời áp dụng Biểu giá của năm trước cho đến khi Biểu giá áp dụng cho các dự án điện sinh khối mới được công bố. Phần chênh lệch do thanh toán theo Biểu giá cũ và Biểu giá mới sẽ được các bên hoàn lại cho nhau trong lần thanh toán đầu tiên khi áp dụng Biểu giá mới.
Điều 9. Áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các dự án điện sinh khối
Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối nối lưới trừ các trường hợp sau:
1. Dự án đồng phát nhiệt điện.
2. Dự án phát điện sử dụng bã mía có trích hơi cho nhà máy đường.
Điều 10. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối nối lưới
1. Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối là bắt buộc trong mua bán điện giữa dự án điện sinh khối nối lưới và Bên mua điện.
2. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện sinh khối nối lưới quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Bên bán điện và Bên mua điện được bổ sung nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không được làm thay đổi nội dung cơ bản của Hợp đồng mua bán điện mẫu.
Chương IV
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH
Điều 11. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước
1. Trách nhiệm của Tổng cục Năng lượng:
a) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này;
b) Hỗ trợ Bên mua điện và Bên bán điện giải quyết vướng mắc trong hợp đồng mua bán điện mẫu theo đề nghị của một hoặc các Bên.
2. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm chỉ đạo, hướng dẫn Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán Chi phí tránh được theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.
3. UBND cấp tỉnh theo dõi, giám sát, kiểm tra việc hoạt động phát triển các dự án điện sinh khối tại địa phương theo quy hoạch phát triển và sử dụng năng lượng sinh khối được phê duyệt, phù hợp với các quy định tại Thông tư này.
Điều 12. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan
1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tính toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án phát điện sinh khối và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trình cấp có thẩm quyền phê duyệt.
2. Bên bán điện (các đơn vị phát điện) có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên mua theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo Biểu giá chi phí tránh được;
b) Lắp đặt công tơ phù hợp với các quy định hiện hành để đo đếm điện năng sử dụng cho thanh toán tiền điện;
c) Bán toàn bộ lượng điện năng trên thanh cái của nhà máy cho Bên mua khi áp dụng Biểu giá chi phí tránh được;
d) Gửi 01 (một) bản Hợp đồng mua bán điện đã ký về Tổng cục Năng lượng chậm nhất là 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày ký;
đ) 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.
3. Bên mua điện có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, ký kết hợp đồng với Bên bán theo Hợp đồng mua bán điện mẫu và theo Biểu giá chi phí tránh được nếu Bên bán đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 5 Thông tư này và các quy định pháp luật có liên quan khác;
b) 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. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm hàng năm, tính toán Chi phí tránh được, trình Cục Điều tiết điện lực.
Điều 13. Điều khoản chuyển tiếp
Đối với các hợp đồng mua bán điện được ký trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, hai bên có trách nhiệm thỏa thuận, ký kết phụ lục sửa đổi theo quy định của Thông tư này.
Điều 14. Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 25 tháng 01 năm 2016.
2. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

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

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG




Hoàng Quốc Vượng

PHỤ LỤC I

BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC ÁP DỤNG CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN SINH KHỐI NỐI LƯỚI
(Ban hành kèm theo Thông tư s 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Bảng 1. Biểu giá chi phí tránh được

 

Thành phần giá

Chi phí (đồng/ kWh)

Tương đương (US$ Cent/ kWh)

A.

Chi phí điện năng tránh được

 

 

A.1.

Chi phí điện năng phát điện tránh được

 

 

A.2.

Chi phí tổn thất truyền tải tránh được

 

 

A.2.1

Miền Bắc

 

 

A.2.2

Miền Trung

 

 

A.2.3

Miền Nam

 

 

B.

Chi phí công suất phát điện tránh được

 

 

C.

Chi phí thuế các bon tránh được *

 

 

D.

Lợi ích việc làm tại địa phương *

 

 

 

Tổng (P)

 

 

PMB

Miền Bắc = k1*(A.1+A.2.1)+k2*B+C+D

 

 

PMT

Miền Trung = k1*(A.1+A.2.2)+k2*B+C+D

 

 

PMN

Miền Nam = k1*(A.1+A.2.3)+k2*B+C+D)

 

 

Ghi chú:

* Được áp dụng khi pháp luật có quy định.

- k1, k2: Hệ số điều chỉnh có giá trị <=1, do Tổng cục Năng lượng xem xét trình Bộ trưởng Bộ Công Thương hàng năm.

- Biểu giá chi phí tránh được chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng. Bên mua có trách nhiệm thanh toán cho Bên bán loại thuế nêu trên theo quy định hiện hành.

PHỤ LỤC II

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC CỦA HỆ THỐNG ĐIỆN QUỐC GIA
(Ban hành kèm theo Thông tư s 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

1. Chi phí điện năng phát điện tránh được và công suất phát điện tránh được

Chi phí điện năng phát điện tránh được và công suất phát điện tránh được được tính toán dựa trên phương pháp Nhà máy nhiệt điện than nhập khẩu giả định. Theo đó Bên mua điện sẽ tránh được việc phải xây dựng một Nhà máy nhiệt điện than nhập khẩu giả định bằng cách mua điện từ nhà máy điện sinh khối. Khi đó, chi phí cố định của nhà máy điện giả định được coi là chi phí công suất tránh được, chi phí biến đổi được coi là chi phí điện năng tránh được.

Một số thông số chính của nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu giả định như sau:

Thông số

Ký hiệu

Đơn vị

Giá trị

Ghi chú

Công suất lắp đặt

P

MW

600

 

Tuổi thọ dự án

n

Năm

30

 

Suất đầu

SĐT

USD/kW

1.700

Được điều chnh hàng năm

Số giờ vận hành bình quân

T

Giờ/năm

7.000

Được điều chnh hàng năm

Chi phí vận hành và bảo dưỡng

CO&M

%

3

 

Giá than

Ccoal

USD/tấn

100

Được điều chỉnh hàng năm

Nhiệt trị thấp của than

LHV

Kcal/kg

5377

Tham khảo than nhập khẩu của nhà máy Formosa

Hệ số trượt giá than

kcoal

%

2%

Được sử dụng trong trường hợp giá nhiên liệu dùng để tính toán biểu giá dựa trên giá nhiên liệu trung bình của các nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu trong hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá. Bởi năm ly s liệu tính toán là từ 01 tháng 7 năm N-2 đến 30 tháng 6 năm N-1trong khi biểu giá chi phí tránh được được ban hành áp dụng cho năm N, do đó cần thiết phải có hệ số trượt giá nhiên liệu để có thể ước tính được giá nhiên liệu cho năm N. Trong trường hợp giá nhiên liệu lấy theo giá thị trường thì không cần xét đến hệ số trượt giá nhiên liệu.

- Chi phí điện năng phát điện tránh được (LCOEV) và công suất phát điện tránh được (LCOEF) được xác định bằng chi phí sản xuất điện quy dẫn của nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu (LCOE) được thay thế bởi nhà máy điện sinh khối được xác định theo công thức sau:

LCOE = LCOEV + LCOEF

Trong đó:

LCOE: Chi phí sản xuất điện quy dẫn [USD/kWh];

LCOEV: Chi phí điện năng phát điện tránh được [USD/kWh];

LCOEF: Chi phí công suất tránh được [USD/kWh].

- Chi phí điện năng phát điện tránh được (LCOEV) là chi phí biến đổi của nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành bảo dưỡng biến đổi được xác định theo công thức sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

LCOEV:

Chi phí điện điện năng phát điện tránh được [USD/kWh];

At:

Tổng chi phí O&M và nhiên liệu trong năm thứ t [USD] được xác định theo mục a;

Mt,el:

Sản lượng điện sản xuất trong năm thứ t [MWh] được xác định theo mục b;

i:

Tỷ suất chiết khấu tài chính [%] được xác định theo mục e;

n:

Đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện, n = 30 năm;

t:

Năm trong đời sống kinh tế của nhà máy [1, 2, ... n].

- Chi phí công suất phát điện tránh được (LCOEF) là chi phí cố định của nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, bao gồm: tổng chi phí đầu tư trong thời gian xây dựng và chi phí tháo dỡ vào năm sau năm cuối cùng của vòng đi nhà máy (n+1) được xác định theo công thức sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

LCOEF:

Chi phí công suất tránh được [USD/kWh];

Io:

Tổng chi phí đầu tư trong thời gian xây dựng nhà máy (USD) được xác định theo mục c;

D:

Chi phí tháo dỡ [USD] được xác định theo mục d;

Mt,el:

Sản lượng điện sản xuất trong năm thứ t [MWh] được xác định theo mục b;

i:

Tỷ suất chiết khấu tài chính [%] được xác định theo mục g;

n:

Đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện, n = 30 năm;

t:

Năm trong đi sống kinh tế của nhà máy [1, 2, ... n].

Các thông số tính toán chi phí sản xuất điện quy dẫn của nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu như sau:

a) At: Tổng chi phí O&M và nhiên liệu trong năm thứ t được xác định theo công thức sau:

At = Ct,O&M + Ct,fuel

Trong đó:

+ Ct,O&M: Chi phí vận hành bảo dưỡng năm thứ t, năm đầu tiên tính bằng 3% chi phí đầu tư xây lắp và thiết bị (EPC); Các năm tiếp theo tính thêm hệ số lạm phát; Chi phí đầu tư xây lắp và thiết bị được giả định bằng 80% tổng mức đầu tư xây dựng ban đầu (chưa kể bảo hiểm và lãi vay trong thời gian xây dựng) của nhà máy.

Ct,O&M = 3% . 80%. I. (1 + klp)t-l

I:

Tổng mức đầu tư xây dựng ban đầu (không kể bảo hiểm và lãi trong thời gian xây dựng) [USD] được xác định theo mục đ;

klp:

Tỷ lệ lạm phát, klp = 7%/năm;

n:

Đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện, n = 30 năm;

t:

Năm trong đời sống kinh tế của nhà máy [1, 2, ... n].

+ Ct,fuel:

Chi phí nhiên liệu năm thứ t được xác định theo công thức sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

ht: hiệu suất năm thứ t của nhà máy. Hiệu suất này được tính toán hàng năm dựa trên Hiệu suất thô được xác định theo Quyết định số 78/2013/QĐ-TTg ngày 25 tháng 12 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ về việc ban hành Danh mục và lộ trình phương tiện, thiết bị sử dụng năng lượng phải loại bỏ và các tổ máy phát điện hiệu suất thấp không được xây dựng mới có tính đến hiệu suất theo phụ tải, sự tăng giảm tổn thất, sự giảm tổn thất do biến đổi khí hậu và hệ số suy giảm hiệu suất do thiết bị ngày càng cũ đi. Như vậy, hiệu suất theo các năm vận hành của nhà máy được tính toán như sau:

Năm vận hành

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Hiệu suất nhà máy

37,8%

39,9%

40,8%

40,8%

41,8%

41,8%

41,7%

42,7%

42,7%

43,0%

Năm vận hành

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Hiệu suất nhà máy

43,0%

43,0%

42,9%

42,9%

42,8%

42,8%

42,7%

42,7%

42,6%

42,0%

Năm vận hành

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Hiệu suất nhà máy

41,9%

41,9%

41,8%

41,8%

40,6%

40,6%

40,5%

39,7%

39,6%

39,6%

+ LHV: Nhiệt trị thấp của than. LHV = 5.377kcal/kg = 6,2535kWh/kg.

+ Ccoal: Giá than của năm đưa vào tính toán [USD/tấn], được xác định dựa trên giá nhiên liệu trung bình của các nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu trong hệ thống trong năm trước năm lấy số liệu tính toán biểu giá và có sự điều chỉnh theo hệ số trượt giá nhiên liệu; Trong trường hợp chưa có nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu, giá nhiên liệu được tham khảo theo giá thị trường từ trang web http://www.coalspot.com/.

+ kcoal: Hệ số trượt giá than là 2%/năm.

b) Mt,el: Sản lượng điện sản xuất trong năm thứ t của nhà máy điện than sử dụng than nhập khẩu, được xác định như sau:

Mt,el = P . T

Trong đó:

P: Công suất nhà máy điện than [MW], P = 600MW;

T: Số giờ vận hành bình quân của nhà máy [giờ/năm],

T = 7.000giờ/năm (xem mục e).

c) I0: Tổng chi phí đầu tư trong thời gian xây dựng của nhà máy nhiệt điện là tổng chi phí đầu tư cộng dồn theo theo từng năm xây dựng trong thời gian xây dựng đã bao gồm tổng mức đầu tư xây dựng ban đầu, chi phí bảo hiểm và lãi vay ngân hàng trong thời gian xây dựng được chuẩn theo các trình tự tính toán như sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

.
.
.

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

I:

Tổng mức đầu tư xây dựng ban đầu (không kể bảo hiểm và lãi trong thời gian xây dựng) [USD] được xác định theo mục đ;

I1, 2, 3, m:

Tổng chi phí đầu tư của năm xây dựng thứ 1, 2, 3,.., m (bao gồm cả chi phí bảo hiểm và vốn vay trong thời gian xây dựng);

m:

Tổng số năm xây dựng (năm), m = 4 năm;

kxd:

Lãi suất trong thời gian xây dựng [%/năm], kxd = 6%/năm;

kbh:

Chi phí bảo hiểm trong thời gian xây dựng [%/năm], kbh = 0,2%/năm.

d) D: chi phí tháo dỡ vào năm sau năm cuối cùng của vòng đời nhà máy (n+1) được xác định theo công thức sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

Dn+1:

Chi phí tháo dỡ trong năm thứ n+1 được xác định bằng 1% của tổng mức đầu tư xây dựng ban đầu (I), và có tính đến tỷ lệ lạm phát;

Dn+1 = 1%. I. (1+klp)n;

klp:

Tỷ lệ lạm phát, klp = 7%/năm;

I:

Tổng mức đầu tư xây dựng công trình (không kể bảo hiểm và lãi trong thời gian xây dựng) [USD] được xác định theo mục đ;

i:

Tỷ suất chiết khấu tài chính [%] được xác định theo mục g;

n:

Đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện, n = 30 năm

t:

Năm trong đi sống kinh tế của nhà máy [1, 2, ... n].

đ) I: Tổng mức đầu tư xây dựng ban đầu (không kể bảo hiểm và lãi trong thời gian xây dựng) [USD] và được xác định theo công thức sau:

= SĐT x P

Trong đó:

P: Công suất nhà máy điện than [kW];

SĐT: Suất đầu tư của nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu [USD/kW];

Suất đầu tư năm cơ sở xác định căn cứ suất đầu tư hợp lý của nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu.

Suất đầu tư của năm lập biểu giá được tính toán dựa trên suất đầu tư năm cơ sở và chỉ số giá thiết bị (MUV) của năm cơ sở và năm lập biểu giá. Giả sử năm cơ sở là năm 2014, năm lập biểu giá là năm 2015, suất đầu tư cho năm 2015 được tính toán như sau:

 

Đơn v

Giá trị

Ghi chú

Suất đầu tư năm cơ sở, C2014

$/kW

1700

 

Chỉ số giá thiết bị năm cơ sở, MUV2014

 

106,34

Ch số giá thiết bị năm cơ sở (MUV2014) do Ngân hàng Thế giới công bố trên trang web www.worldbank.org

MUV năm 2015, MUV2015

 

106,65

 

Suất đầu tư đã điều chỉnh cho năm 2015, C2015

$/kW

1705

C2015 = C2014 [MUV2015/MUV2014]

e) T: Số giờ vận hành trong năm bình quân cho cả đời dự án được xác định dựa trên số giờ vận hành trung bình của các nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá; Trong trường hợp chưa có nhà máy điện sử dụng than nhập khẩu, số giờ vận hành trung bình sẽ được lấy theo quy định hiện hành;

T = 7000 giờ/năm.

g) i(%): Tỷ suất chiết khấu tài chính: Áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo quy định hiện hành và theo công thức sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

W: Tỷ trọng (vốn vay wdebt là 70%; vốn chủ sở hữu wequity là 30%);

k: Lãi suất trong đó:

+ Lãi suất vốn vay kdebt được tính theo công thức sau:

kdeb = Bảo hiểm vốn vay + Lãi suất trái phiếu Chính phủ 10 năm

       = 3,70% + 6,17% = 9,87%

Bảo hiểm vốn vay

3,70%

http://data.worldbank.org/indicator/FR.INR.RISK

Lãi suất trái phiếu Chính phủ (10 năm)

6,17%

http://asianbondsonline.adb.org/vietnam.php

+ Lãi suất vốn chủ sở hữu kequity được tính theo công thức sau:

kequity = Lãi suất vốn vay + Bảo hiểm rủi ro thị trường (vốn chủ sở hữu)

         = 9,87% + 8,80% = 18,67%

Lãi suất vốn vay

9,87%

 

Bảo hiểm rủi ro thị trường (vốn chủ sở hữu)

8,80%

IESE Business School, Navarra, Spain; http://www.iese.edu/research/pdfs/DI-0920-E.pdf

tax: Thuế thu nhập doanh nghiệp (Tax = 22%) và được thay đổi khi luật thuế thu nhập doanh nghiệp được điều chỉnh.

h) 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.

2. Chi phí tổn thất truyền tải tránh được

Công thức tính chi phí tổn thất truyền tải điện năng tránh được trung bình của ba miền Bắc, Trung, Nam như sau:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

TB,Avg,
TT.Avg, TN,Avg

:

Lần lượt là chi phí tổn thất truyền tải điện năng tránh được trung bình của ba miền Bắc, Trung, Nam.

TB,j, TT,j, TN,j

:

Lần lượt là giá chi phí tổn thất truyền tải điện năng tránh được của ba miền Bắc, Trung, Nam theo từng giờ, từng mùa được xác định theo thành phần chi phí tổn thất truyền tải tránh được của biểu giá chi phí tránh được cho thủy điện nhỏ do Trung tâm điều độ hệ thống điện Quốc gia tính toán hàng năm theo quy định tại Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 hoặc các văn bản thay thế.

tj

:

Tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa và theo giờ trong năm (%) theo quy định tại 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 hoặc các văn bản thay thế.

3. Chi phí thuế các bon tránh được

Sẽ được áp dụng khi pháp luật có quy định.

4. Lợi ích việc làm tại địa phương

Sẽ được áp dụng khi pháp luật có quy định.

PHỤ LỤC III

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO DỰ ÁN ĐIỆN SINH KHỐI NỐI LƯỚI
(Ban hành kèm theo Thông tư s 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

MỤC LỤC

Điều 1. Định nghĩa

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

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

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

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

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

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

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

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

Điều 10. Các thỏa thuận khác

Điều 11. Cam kết thực hiện

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

Phụ lục B: Yêu cầu đấu nối hệ thống

Phụ lục C: Hệ thống đo đếm và thu thập số liệu

Phụ lục D: Tiền điện thanh toán

 

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU 
CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN SINH KHỐI NỐI LƯỚI

 

GIỮA

 

BÊN BÁN
(Ghi tên)

 

 

BÊN MUA
(Ghi tên)

 

(Ban hành kèm theo Thông tư số 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 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

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

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

Căn cứ Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 3 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam;

Căn cứ Thông tư số 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối;

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

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán: ________________________________________________________________

Đa chỉ: __________________________________________________________________

Đin thoi: _____________________________ Fax: ______________________________

Mã số thuế: _______________________________________________________________

Tài khoản: _____________________________ Ngân hàng _________________________

Đi din: _________________________________________________________________

Chức v: _______________ (Được sự ủy quyền của ____ theo văn bản ủy quyền số _____, ngày _____ tháng ____ năm _____)

Bên mua: ________________________________________________________________

Đa chỉ: __________________________________________________________________

Đin thoi: _____________________________ Fax: ______________________________

Mã số thuế: _______________________________________________________________

Tài khoản: _____________________________ Ngân hàng _________________________

Đi din: _________________________________________________________________

Chức v: _______________ (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 các nội dung sau:

Điều 1. Định nghĩa

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

1. Bên cho vay là các cá nhân, tổ chức cho Bên bán hoặc Bên mua vay vốn để thực hiện Hợp đồng này.

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

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

4. Điểm giao nhận điện là điểm đặt thiết bị đo đếm sản lượng điện bán ra của Bên bán điện (điểm đo đếm của Hệ thống đo đếm chính hoặc dự phòng tại Nhà máy điện) được quy định tại Phụ lục B.

5. Điện năng mua bán là điện năng của nhà máy điện phát ra theo khả năng phát lớn nhất có thể của nhà máy đã trừ đi lượng điện năng cho tự dùng và tổn thất của nhà máy điện tại Điểm giao nhận điện, tính bằng kWh, được Bên bán đồng ý bán và giao cho Bên mua, theo quy định trong Phụ lục C của Hợp đồng này.

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

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

8. Lãi suất cơ bản là lãi suất do Ngân hàng Nhà nước công bố làm cơ sở cho các tổ chức tín dụng ấn định lãi suất kinh doanh.

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

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

11. Ngày làm việc: là các ngày trừ ngày thứ 7, ngày chủ nhật và các ngày nghỉ theo quy định hiện hành.

12. Ngày vận hành thương mại của tổ máy là ngày tổ máy của Nhà máy điện sẵn sàng bán điện cho Bên mua và thỏa mãn các điều kiện sau: (i) Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với t máy phát điện và các trang thiết bị đấu nối, (ii) Nhà máy điện đã được cấp giy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện, và (iii) Hai bên cht chỉ s công tơ đ bt đu thanh toán.

13. Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện là ngày vận hành thương mại tổ máy phát điện cui cùng và Nhà máy điện được cấp Giy phép hoạt động điện lực chính thức trong lĩnh vực phát điện.

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

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

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

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

Điều 2. Giao nhn, mua bán đin và vn hành

1. Giao nhn đin

Kể từ ngày vận hành thương mại, Bên bán đồng ý giao và bán điện năng cho Bên mua, Bên mua đồng ý mua điện năng của Bên bán theo quy định của Hợp đồng này. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện phát lên lưới của Bên mua theo giá mua điện quy định tại khoản 2 Điều này. Bên bán được hưởng các lợi ích liên quan đến môi trường theo quy định pháp luật và các điều ước quốc tế.

2. Giá mua bán điện

Giá mua bán điện theo Hợp đồng này được áp dụng theo quy định tại Điều 14 Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 3 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam và Thông tư số 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biu giá chi phí tránh được và Hợp đng mua bán điện mu áp dụng cho các dự án điện sinh khối như sau:

a) Đối với các dự án đồng phát nhiệt - điện: giá bán điện tại điểm giao nhận là 1.220 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 5,8 UScents/kWh). Giá bán điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.

b) Đối với các dự án điện sinh khối khác: Giá bán điện được áp dụng theo biu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khi được công bố hàng năm.

3. Mua bán điện

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

4. Kế hoạch vận hành

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

b) Bên bán cung cấp cho Bên mua kế hoạch sản xuất điện năm, bao gồm:

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

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

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

5. Ngừng máy

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

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

6. Vận hành lưới điện

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

7. Gián đoạn trong hoạt động nhận và mua điện

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

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

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

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

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

8. Gián đoạn trong hoạt động giao và bán điện

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

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

9. Phi hợp

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

10. Hệ số công suất

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

11. Vận hành đồng bộ

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

12. Tiêu chuẩn

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

13. Thay đổi ngày vận hành thương mại

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

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

1. Trách nhiệm tại điểm giao nhận điện

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

2. Đấu nối

a) Bên bán có trách nhiệm đầu tư, xây dựng, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị đấu nối để đấu nối nhà máy với lưới điện truyền tải, phân phối phù hợp với Quy định về lưới điện truyền tải, phân phối và các quy định khác có liên quan. Bên bán phải chịu chi phí để nâng cấp hệ thống đo đếm tại trạm biến áp để đo điện năng tác dụng và phản kháng theo 2 (hai) chiều trên đường dây phân phối nối với nhà máy điện theo quy định tại Phụ lục B của Hợp đồng này.

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

3. Tiêu chuẩn đu ni

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

4. Kiểm tra việc thực hiện tiêu chuẩn đu ni

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

5. Máy phát kích từ

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

6. Đo đếm

a) Trách nhiệm của Bên bán:

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

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

b) Yêu cầu về thiết bị đo đếm:

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

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

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

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

7. Ghi chỉ số công tơ

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

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

8. Kiểm định thiết bị đo đếm

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

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

9. Chuyển quyền sở hữu điện

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

10. Vận hành nhà máy điện

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

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn

Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thỏa thuận), Bên mua và Bên bán cùng đọc chỉ số công tơ vào ngày đã thống nht đ xác định lượng điện năng giao nhận trong tháng. Bên bán sẽ ghi đủ s công tơ theo mẫu quy định có xác nhận của đại diện Bên mua và gửi kết quả ghi chỉ s công tơ cùng hóa đơn bằng văn bản (hoặc bằng fax có công văn gửi sau hoặc bằng bản sao gửi qua thư) cho Bên mua trong vòng 10 (mười) ngày làm việc sau khi đọc chỉ số công tơ.

2. Thanh toán

a) Bên mua thanh toán cho Bên bán tiền điện thanh toán theo quy định tại khoản 2 Điều 2 và Phụ lục D của Hợp đồng này cho toàn bộ lượng điện năng mua bán không muộn hơn ngày đến hạn thanh toán.

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

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

3. Ước tính lượng điện năng bán

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

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

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

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

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

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

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

5. Tranh chấp hóa đơn

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

b) Trường hợp việc giải quyết tranh chấp theo khoản 1, 2 Điều 7 của Hợp đng này mà Bên bán đúng thì Bên mua phải thanh toán cho Bên bán khoản tiền tranh chấp cộng với phần lãi tính theo lãi suất cơ bản, ghép lãi hàng tháng từ ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán số tiền tranh chp.

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

Tất cả các thanh toán trong mục này phải được thực hiện trong thời hạn 15 (mười lăm) ngày k từ ngày có quyết định giải quyết tranh chp cui cùng theo Điều 7 của Hợp đng này.

Điều 5. Trường hợp bất khả kháng

1. Bất khả kháng

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

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

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

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

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

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

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

2. Xử lý trong trường hợp bất khả kháng

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

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

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

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

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

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

3. Hệ quả của sự kiện bất khả kháng

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

4. Thời hạn của sự kiện bất khả kháng

Trường hợp do sự kiện bất khả kháng mà một bên không thực hiện nghĩa vụ theo Hp đồng này trong thời hạn 01 (một) năm, bên kia có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 60 (sáu mươi) ngày kể từ ngày thông báo bằng văn bản, trừ khi nghĩa vụ đó được thực hiện trong thời hạn 60 (sáu mươi) nêu trên; miễn là Bên mua không lựa chọn chấm dứt Hợp đồng theo sự kiện bất khả kháng được nêu tại điểm b và điểm đ khoản 1 Điều này.

Điều 6. Thi hạn hợp đồng

Hợp đồng này có hiệu lực từ ngày ... tháng ... năm .... và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ Ngày vận hành thương mại. Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các nội dung của Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực trong một thời gian cần thiết để các bên 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 đng này.

Đối với các nhà máy đồng phát nhiệt điện trong các nhà máy đường đã vận hành trước đó và không xác định được Ngày vận hành thương mại, thời hạn hợp đng sẽ do hai Bên thỏa thuận.

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

1. Các hành vi vi phạm hợp đồng của Bên bán

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

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

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

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

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

2. Các hành vi vi phạm Hợp đồng của Bên mua

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Bồi thường thiệt hại

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

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

5. Đình chỉ thực hiện hợp đồng

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

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

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

1. Giải quyết tranh chấp bằng đàm phán

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

b) Trường hợp không thể thống nhất được theo quy định trên, các bên có quyền gửi văn bản đề nghị Tổng cục Năng lượng hỗ trợ các bên giải quyết vướng mắc.

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

2. Giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực theo quy định của pháp luật

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

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

1. Ủy thác và chuyển nhượng

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

Trong trường hợp Bên bán chuyển nhượng hoặc ủy thác việc thực hiện Hợp đồng phải được sự chấp thuận bằng văn bản của Bên mua, trừ trường hợp Bên bán ủy quyền một phần hoặc toàn bộ cho Bên cho vay nhm mục đích vay, mua trang thiết bị hoặc xây dựng nhà máy điện. Nếu phn ủy thác của Bên bán có giá trị xấp xỉ giá trị các thiết bị có thể vận hành thì đó là việc ủy thác hợp lệ theo Hợp đồng này.

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

2. Tái cơ cấu

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

3. Lựa chọn tham gia thị trường điện

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

Điều 10. Các thỏa thuận khác

1. Sửa đổi Hợp đng

Việc sửa đổi, bổ sung Hợp đồng này được thực hiện theo quy định của Thông tư số .... ngày ... tháng ... năm của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối và được thực hiện bằng văn bản.

2. Trách nhiệm hợp tác

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

3. Luật áp dụng

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

4. Không thực hiện quyền

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

5. Tính độc lập của các nội dung hợp đồng

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

6. Thông báo

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

a) Bên bán: Tổng giám đốc, __________________________________, Việt Nam;

b) Bên mua: ___________, ___________________________________, Việt Nam;

c) Trong các thông báo, kể cả thông báo chỉ định bên cho vay, các bên có thể nêu rõ địa chỉ người gửi hoặc người nhận khác theo hình thức quy định tại Khoản này;

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

7. Bảo mật

Bên mua đồng ý bảo mật các thông tin của nhà máy trong phụ lục Hợp đồng, trừ trường hợp các thông tin này đã được Bên bán hoặc Tng cục Năng lượng công bố trước đó.

8. Chm dứt hợp đồng

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

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

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

c) Khi Bên bán tham gia thị trường điện.

Điều 11. Cam kết thực hiện

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

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

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

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

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

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

 

ĐẠI DIỆN BÊN BÁN
(Chức danh)

óng dấu và chữ ký)

 

(Họ tên đy đủ)

ĐẠI DIỆN BÊN MUA
(Chức danh)

óng dấu và chữ ký)

 

(Họ tên đy đủ)

 

Phụ lục A

THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
(Kèm theo Hợp đồng s ...ngày ... tháng ... năm...)

Phần A. Các thông số chung

1. Tên nhà máy điện: _______________________________________________________

2. Đa điểm nhà máy điện: ___________________________________________________

3. Công suất định mức: ___________________________________________________kW

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

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

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

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

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

9. Điện áp phát lên lưới phân phối: _____________________________________________V

10. Điểm đấu nối vào lưới phân phối: ____________________________________________

11. Điểm đặt thiết bị đo đếm: ___________________________________________________

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

1. Công nghệ phát điện (đồng phát nhiệt điện, phát điện):

2. Đặc tính vận hành thiết kế: __________________________________________________

 

Phụ lục B

YÊU CẦU ĐẤU NỐI HỆ THỐNG
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

(Được áp dụng riêng lẻ cho từng dự án phụ thuộc vào đặc điểm kỹ thuật của dự án, bao gm sơ đ một sợi của thiết bị đu ni, và liệt kê đặc điểm của hệ thng đo đếm, điện áp)

 

Phụ lục C

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU
(Kèm theo Hợp đồng s ...ngày ... tháng ... năm...)

I. Vị trí lắp đặt và tính năng của h thống đo đếm

1. Vị trí lắp đặt Hệ thống đo đếm:

Hệ thống đo đếm chính và Hệ thống đo đếm dự phòng được lắp đặt tại Nhà máy điện theo thỏa thuận thiết kế kỹ thuật hệ thống đo đếm điện tại văn bản số .... của (là phụ lục của Hp đng).

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 thut của h thng 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 h thống thu thp và đc s liu công tơ phải phù hợp với quy định tại Thông tư 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:

Cụm tổ máy

Hệ thống đo đếm chính

Hệ thống đo đếm dự phòng

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

IV. Phương thức xác đnh sản lượng đin giao nhận

1. Vào ngày mùng một (01) hàng tháng, đại diện hợp pháp của hai Bên sẽ cùng thực hiện chốt chỉ số công tơ và lập biên bản xác nhận chỉ số công tơ tại thời điểm 0h00 ngày mùng một (01) và lượng điện năng giao nhận hàng tháng của tháng trước liền kề.

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

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

AGi:

Lượng điện năng theo chiều giao tại điểm đo đếm i của hệ thống đo đếm chính tương ứng trong tháng;

AG:

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:

Thông tư 44/2015/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối

Trong đó:

ANi:

Lượng điện năng theo chiều nhận tại điểm đo đếm i của hệ thống đo đếm chính tương ứng trong tháng;

AN:

Lượng điện năng Bên bán thanh toán cho [Công ty điện lực ...] theo biểu giá bán điện cho các khách hàng công nghiệp theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (kWh).

 

Phụ lục D

TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN

Hàng tháng Bên mua thanh toán cho Bên bán toàn bộ lượng điện năng mua bán trong tháng theo giá điện quy định tại khoản 2 Điều 2 theo công thức sau:

Q = P * F * Ag * (1+t)

Trong đó:

- Q là tổng tiền điện thanh toán của Bên mua cho Bên bán (đồng);

- Ag là điện năng mua bán hàng tháng;

- F là tỷ giá hi đoái đồng/USD (tỷ giá bán) của Ngân hàng Ngoại Thương Việt Nam vào ngày trước liền kề ngày Bên bán xuất hóa đơn thanh toán (đồng/USD);

- t là thuế suất thuế giá trị gia tăng (%);

- Chỉ số P = (PMB hoặc PMT hoặc PMN) là giá bán điện quy định tại Thông tư số 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 năm 2015 của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án, Biểu giá chi phí tránh được và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối và được Bộ Công Thương ban hành hàng năm.

nhayPhụ lục III ban hành kèm theo Thông tư 44/2015/TT-BCT được thay thế bởi Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư 16/2020/TT-BCT theo quy định tại Khoản 1 Điều 2.nhay
nhay
Phụ lục II về Mẫu báo cáo định kỳ hàng năm của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh hoạt động đăng ký đầu tư và tình hình triển khai thực hiện dự án điện sinh khối trên địa bàn tỉnh được bổ sung bởi Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư 16/2020/TT-BCT theo quy định tại Khoản 9 Điều 1.
nhay
Bổ sung
LuatVietnam.vn độc quyền cung cấp bản dịch chính thống Công báo tiếng Anh của Thông Tấn Xã Việt Nam.
Tình trạng hiệu lực: Đã biết

THE MINISTRY OF INDUSTRY

Circular No. 44/2015/TT-BCT dated December 09, 2015 of the Ministry of Industry and Trade providing the development of the avoidable cost tariff and the sample of the electricity sale contract which is applied to the biomass power projects

Pursuant to the Electricity Law No. 28/2004 / QH11 dated December 03, 2004; the Law amending and supplementing some articles of the Electricity Law dated 20/11/2012;

Pursuant to Decree No. 95/2012/ND-CP dated November, 2012 of the Government defining the functions, duties, power and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to Decision No. 24/2014/QD-TTg dated March 24, 2014 of the Prime Minister on mechanism of development assistance of biomass power project in Vietnam;

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

The Minister of Industry and Trade issues this Circular providingthe development of the avoidable cost tariff and the sample of the electricity sale contract which is applied to the biomass power projects.

Chapter 1

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope of adjustment

This Circular providesthe development of the avoidable cost tariff and the sample of the electricity sale contract which is applied to the biomass power projects(referred to as sample of electricity sale Contract).

Article 2.Subjects of application

This Circular applies to:

1. Investors of biomass power projects;

2. Unit managing and operating biomass power works;

3. Electricity buyer;

4. Organizations developing the biomass power projects for business;

5. Other relevant organizations and individuals;

Chapter II

DEVELOPMENT OF BIOMASS POWER PROJECTS

Article 3. Adding and adjusting the biomass power projects in the biomass energy use and development planning

1. The owners of biomass power projects shall prepare dossier to propose the biomass power projects in accordance with law on investment and construction of works and it to the People’s Committee of provinces and centrally-run cities (referred to as provincial People’s Committee) where the projects are located. Based on the proposal for projects, the provincial People’s Committee shall prepare dossier to request the addition of projects in the biomass energy use and development planning (referred to as Dossier for planning addition) in accordance with provisions in Article 4 of this Circular and send it to the Ministry of Industry and Trade.

2. Where the dossier is not complete or valid, within 05 (five) working days after receiving the dossier, the Ministry of Industry and Trade (the General Directorate of Energy) shall require the dossier addition in writing.

3. The General Directorate of Energy shall verify the Dossier for planning addition within 30 (thirty) working days after receiving valid dossier. In case of necessity, the General Directorate of Energy is permitted to hire the assessment consultant and opponency for assessment. Based on the assessment result, the General Directorate of Energy shall make a report to the Minister of Industry and Trade to consider, approve or submit it to the Prime Minister for approval.

Article 4. Dossier for addition of project in the biomass energy use and development planning

The dossier for addition of project in the biomass energy use and development planning includes:

1. The report of Chairman of People’s Committee at provincial level to request the addition of project in the biomass energy use and development planning.

2. Basic information about the investor: Documents of legal status, business registration, key personnel, experience in project implementation, financial and technical capacity particularly the list of completed projects must be declared (including electricity and engineering projects, if any).

3. Information about the proposed biomass power project

a) Type of biomass and supply capacity;

b) The necessity for investment in project development, favorable and difficult conditions, regulation on exploitation and use of national natural resources (if any);

c) Project description: location, scale and area of works construction, works items of project; contents of sector planning and construction planning of locality;

d) Brief presentation of implementation solutions: The technical and technological plan and capacity; technical infrastructure connection plan; equipment installation plan; implementation progress and form of project management; general plan about relocation compensation and technical infrastructure building assistance plan (if any) and cost plan;

dd) Assessment of environmental impact, solutions to fire prevention and fighting and requirements for security and national defense;

e) Total investment of project; capital arrangement capability, capital and financing capability based on the progress; analysis and assessment of economic, financial and social effects of projects.

4. Opinions of the regional Power Corporation or power transmission unit (if connected to the transmission power system) about the Dossier for planning addition.

Article 5. Project of investment and development of grid-connected biomass power

1. The investor only prepares the project of investment in biomass power under biomass energy use and development planning and electricity development planning. The content of biomass power investment project is made under the current regulations on management of works construction and in accordance with the provisions in Clause 3 of this Article.

2. For the biomass power projects invested under different stages, the investor shall prepare the investment project under each stage of project. Where the operational point of project has a discrepancy of over 06 (six) months compared with the progress specified in the biomass energy use and development planning, the investor shall report to the provincial-level People’s Committee and the General Directorate of Energy -Minister of Industry and Trade.

3. The content of biomass power investment project shall comply with regulation of law on management of works construction investment with the following additional main contents:

a) Assessment of effect of connection plan of biomass power project on the area power system;

b) Plan and scheme of cost and techniques for dismantlement and handling of equipment of the biomass power plant after the completion of project.

Article 6. Requirements for environmental protection

The investment and development of biomass power projects must comply with the provisions of the Law on environmental protection and other relevant legal normative documents.

Article 7. Assistance to off-grid biomass power projects

1. Principles to consider the assistance to off-grid biomass power projects

a) Economic, social and environmental efficiency assurance;

b) Project with completed investment shall be put into operation;

c) Input data mainly for calculation of electricity price and assistance unit price for the biomass power projects are considered on the following principles:

- Where the installed capacity is greater than the actual required capacity of area power grid, the actual generation power output of the previous year and the power output planned to be generated in the following years are used as a basis for identifying the assisted unit price. For other projects, the generation power output is taken by the actual generation output or estimated generation output in the approved investment projects, take the greater number;

- The total project investment is taken by the total investment in the approved investment project;

- Thedepreciation expense in accordance with current regulations of law.

2. Order to register the assistance of electricity price for the projects of off-grid biomass power projects.

a) The investor of off-grid biomass power projects shall prepare the Dossier for assistance to electricity price for the off-grid biomass power projects and send it directly or by post to the General Directorate of Energy. The number of dossier: 10 (ten) and 01 (one) CD/DVD/USB containing soft file of Dossier and other attached documents;

b) Within 30 (thirty) days after receiving all valid dossier, the General Directorate of Energy shall verify such dossier and report to the Minister of Industry and Trade for submission to the Prime Minister for consideration and approval. In case of necessity, the General Directorate of Energy is permitted to hire the assessment consultant and opponency for assessment.

Where the dossier is not complete or valid, within 05 (five) working days after receiving the dossier for assistance to electricity price for off-grid biomass power project, the General Directorate of Energy shall inform in writing to the investors to require the addition of dossier or re-prepare their dossier.

3. The dossier includes:

a) The written request for assistance to electricity price for the off-grid biomass power project;

b) The investment project in which there are explanations about the investor, electricity price scheme and other main contents about the necessity and assessment of efficiency of assistance scheme;

c) Operation plan and business plan;

d) Plan and scheme of cost and technique for dismantlement and handling of equipment of biomass power plant after the completion of project;

dd) Opinions of the provincial-level People’s Committee about the content of Dossier for assistance.

Chapter III

AVOIDABLE COST TARIFF AND SAMPLE OF ELECTRICITY SALE CONTRACT APPLICABLE TO GRID-CONNECTED BIOMASS POWER PROJECTS

Article 8. Order to develop, approve and announce the avoidable cost tariff applicable to biomass power projects

1. Before October 31 of each year, the unit operating the power system and electricity market shall preside over and coordinate with the Buyer and the Seller and other power plants to update the database, calculate the avoidable costs of the national power system (avoidable costs) specified in Decision No. 24/2014/QD-TTg dated March 24,  2014 of the Prime Minister on mechanism of development assistance to the biomass power projects in Vietnam for the subsequent years by the method specified in Appendix II issued with this Circular for submission to the Electricity Regulatory Authority.

2. Before November 30 of each year, the Electricity Regulatory Authority shall coordinate with the General Directorate of Energy to assess the input parameters and the result of calculation of annual avoidable costs prepared by the unit operating the power system and electricity market for submission to the Minister of Industry and Trade for review and approval. In case of necessity, the Electricity Regulatory Authority can consult the relevant organizations or individuals during the assessment.

3. Before December 20 of each year, the General Directorate of Energy shall:

a) Study and submit the avoidable cost tariff to the Minister of Industry and Trade (define the coefficient k1 and k2 in Appendix 1) applicable to the biomass power projects at reasonable level to encourage the power production from biomass energy while ensuring the conformity with the social-economic condition of the country in each stage;

b) Within 02 (two) days after the tariff applicable the biomass power projects has been issued, the General Directorate of Energy shall announce it for the subsequent year on its website and of the Ministry of Industry and Trade.

5. Where the tariff applicable to the biomass power projects has not yet announced, the tariff of the previous year shall be temporarily used until the tariff applicable to the new biomass power projects is announced. The difference due to calculation under the old tariff and new tariff shall be refunded to each other by the parties in the first payment upon application of new tariff.

Article 9. Application of avoidable cost tariff to the biomass power projects

The avoidable cost tariff is applicable to the grid-connected biomass power projects except for the following cases:

1. Thermal power co-generation projects.

2. Power generation project using biogases with back pressure for sugar plants.

Article 10. Application of sample of electricity sale Contract to the biomass power projects

1. The use of sample of electricity sale Contract to the biomass power projects applicable to the biomass power projects in electricity sale between the biomass power projects and the Buyer.

2. The content of sample of electricity sale Contract for the grid-connected biomass power projects specified in Appendix III issued with this Circular.

3. The electricity Seller and the Buyer shall receive the content of sample of electricity sale Contract to clarify their responsibility and power but are not permitted to change its basic content.

Chapter IV

IMPLEMENTATION PROVISIONS

Article 11. Responsibilities of state management bodies

1. Responsibility of the General Directorate of Energy:

a) Disseminates, guides and inspects the compliance with this Circular;

b) Assists the electricity Seller and the Buyer to settle the problems in the sample of electricity sale Contract as required by either Party.

2. The Electricity Regulatory Authority shall direct and guide the unit operating the power system and electricity market to calculate the avoidable costs in accordance with the provisions in Appendix II issued with this Circular.

3. The provincial People’s Committee shall monitor, supervise and inspect the development of biomass power projects at localities according to the approved biomass energy use and development planning and in accordance with the provisions in this Circular.

Article 12. Responsibilities of relevant organizations and individuals

1. The Vietnam Electricity shall fully calculate the costs of electricity purchase of the biomass power projects and put them into the input parameters in the electricity sale price plan of Vietnam Electricity and submit it to the competent level for approval.

2. The electricity seller (the generating unit) shall:

a) Make agreement and sign the Contract with the Buyer under the sample of electricity sale Contract and under the avoidable cost tariff;

b) Install meters in accordance with current regulations to measure the used electricity for payment of electricity bill;

c) Sell all power on bus-bar of plant to the Buyer upon application of avoidable cost tariff;

d) Send 01 (one) signed electricity sale Contract to the General Directorate of Energy within 30 (thirty) days from the date of signing;

dd) Comply with regulation on operation of power system, transmission power system and power distribution system issued by the Ministry of Industry and Trade.

3. The Buyer shall:

a) Make agreement and sign the Contract with the Seller under the sample of electricity sale Contract and under the avoidable cost tariff if the Seller meets the conditions specified in Article 5 of this Circular and other relevant laws;

b) Comply with regulation on operation of power system, transmission power system and power distribution system issued by the Ministry of Industry and Trade.

4. Annually, the unit operating the power system and electricity market shall calculate the avoidable costs for submission to the Electricity Regulatory Authority/

Article 13. Transitional provisions

For the electricity sale Contracts signed before the effective date of this Circular, both parties shall have to reach an agreement and sign amendment addendum in accordance with the provisions of this Circular.

Article 14.Implementation effect

1. This Circular takes effect on January 25, 2016.

2. Any difficulty or problem arising in the course of implementation should be promptly reported to the Ministry of Industry and Trade for amendment and addition accordingly./.

For the Minister

The Deputy Minister

Hoang Quoc Vuong

 

 

APPENDIX I

AVOIDABLE COST TARIFF APPLICABLE TO THE BIOMASS POWER PROJECTS
(Issued with the Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 by the Minister of Industry and Trade)

Table 1. Avoidable cost tariff

 

Price component

Cost (dong/ kWh)

(US$ Cent/ kWh) Equivalent (US$ Cent/ kWh)

A.

Avoidable power costs

 

 

A.1.

Avoidable generation power costs

 

 

A.2.

Avoidable transmission loss costs

 

 

A.2.1

Northern region

 

 

A.2.2

Central region

 

 

A.2.3

Southern region

 

 

B.

Avoidable generation capacity costs

 

 

C.

Avoidable carbon tax costs*

 

 

D.

Local employment benefits *

 

 

 

Total (P)

 

 

PMB

Northern region = k1*(A.1+A.2.1)+k2*B+C+D

 

 

PMT

Central region = k1*(A.1+A.2.2)+k2*B+C+D

 

 

PMN

Southern region = k1*(A.1+A.2.3)+k2*B+C+D)

 

 

Note:

* Applicable upon regulated by law.

- k1, k2: Valuable adjustment coefficient <=1 reviewed and submitted by the General Directorate of Energy to the Ministry of Industry and Trade annually.

- The avoidable cost tariff is VAT excluded. The Buyer must make payment of this tax in accordance with the current regulations of law.

 

APPENDIX II

METHOD TO CALCULATE THE AVOIDABLE COSTS OF THE NATIONAL POWER SYSTEM
(Issued with the Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 by the Minister of Industry and Trade)

1. The avoidable generation power costs and the avoidable generation capacity costs

The avoidable generation power costs and the avoidable generation capacity costs are calculated based on the method of coal power plant with assumed import. Accordingly, the electricity Buyer shall avoid building a coal power plant with assumed import by purchasing electricity from the biomass power plant. Then, the fixed costs of the assumed power plant are deemed as the avoidable capacity costs and the variable costs are deemed as the avoidable power costs.

Some main information of power plant using the assumed imported coal:

Parameter

Symbol

Unit

Value

Note

Installed capacity

P

MW

600

 

Project longevity

n

Year

30

 

Investment unit cost

SĐT IUC

USD/kW

1,700

Annually adjusted

Average number of operating hours

T

Hour/year

7,000

Annually adjusted

Costs of operation and maintenance

CO&M

%

3

 

Coal price

Ccoal

USD/ton

100

Annually adjusted

Low calorific value of coal

LHV

Kcal/kg

5,377

Formosa Refer to the imported coal of Formosa plant

Coal price slippage coefficient

kcoal

%

2%

Used in case the price of fuel is used to calculate the tariff based on the average price of fuel of thermal power plants using the imported coal in the system in the year when the data is taken to calculate the tariff. Because the year when the data is taken for calculation is from 01/07 of year N-2 to 30/6 of year N-1 while the avoidable cost tariff is issued to be applicable to year N, therefore it is necessary to have the price slippage coefficient of fuel to be able to estimate the fuel price for year N. Where the fuel price is taken at market price, there is no need to consider the fuel price slippage coefficient.

 

- The avoidable generation power costs (LCOEV) and the avoidable generation capacity costs (LCOEF) are defined by the converted power production costs of the thermal power plant using the imported coal (LCOE) replaced by the biomass power plant and defined by the following formula:

LCOE = LCOEV+ LCOEF

In which:

LCOE: Converted power production costs [USD/kWh];

LCOEV: Avoidable generation power costs [USD/kWh];

LCOEF: Avoidable capacity costs [USD/kWh].

- The avoidable generation power costs (LCOEV) are the variable costs of the thermal power plant using the imported coal, including the costs of fuel and the variable costs of operation and maintenance defined by the following formula:

 

In which:

LCOEV:

Avoidable generation power costs [USD/kWh];

At:

Total costs O&M and fuel in year t [USD] defined under item a;

Mt,el:

Power output produced in year t [MWh] defined under item b;

i:

Financial discount rate [%] defined under item e;

n:

Economic life of the power plant, n = 30 years;

t:

Year in economic life of the plant [1, 2, ... n].

- The avoidable generation capacity costs (LCOEF) are the fixed costs of the thermal plant using the imported coal, including the total investment cost during the time of construction and costs of dismantlement in the year after the last year of life circle of the plant (n+1) defined by the following formula:

In which:

LCOEF:

Avoidable capacity costs [USD/kWh];

Io:

Total investment costs during the time of plant building (USD) defined under item c;

D:

Costs of dismantlement [USD] defined under item d;

Mt,el:

Power output produced in year t [MWh] defined under item c;

i:

Financial discount rate [%] defined under item g;

n:

Economic life of thermal power plant, n = 30 years;

t:

Year in economic life of the plant [1, 2, ... n].

The calculation parameters of costs of converted power production of power plant using the imported coal as follows:

a) At: Total costs O&M and fuel in year t defined by the following formula:

At= Ct,O&M+ Ct,fuel

In which:

+ Ct,O&M: Costs of operation and maintenance of year t, the first year is calculated by 3% of costs ofEngineering Procuring Construction(EPC); the additional inflation coefficient is assumed to be 80% of the total initial investment in construction (excluding insurance and loan interest during the construction period) of the plant

Ct,O&M= 3% . 80%. I. (1 + klp)t-l

I:

Total initial construction investment (excluding the insurance and interest during construction) [USD] is defined under item dd;

klp:

Inflation rate klp= 7%/year

n:

Economic life of thermal power plant, n = 30 years;

t:

Year in economic life of the plant [1, 2, ... n].

+ Ct,fuel:

Fuel costs of year t is defined by the following formula

In which:

+ht: performance of year t of the plant. This performance is annually calculated based on the crude performance defined under Decision No. 78/2013/QD-TTg dated 25/12/2013 of the Prime Minister on issuing the List and roadmap in which the means and equipment using the energy must be removed and the generating units with low performance must not be newly built taking into account the performance under the load, increase and reduction in loss, reduction in loss due to climate change and performance reduction coefficient due to increasingly older equipment. Therefore, the performance of operation years of the plant is calculated as follows:

Operation year

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Plant performance

37.8%

39.9%

40.8%

40.8%

41.8%

41.8%

41.7%

42.7%

42.7%

43.0%

Operation year

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

Plant performance

43.0%

43.0%

42.9%

42.9%

42.,8%

42.8%

42.7%

42.7%

42.6%

42.0%

Operational year

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

Plant performance

41.9%

41.9%

41.8%

41.8%

40.6%

40.6%

40.5%

39.7%

39.6%

39.6%

+ LHV: Lower heating value. LHV = 5,377kcal/kg = 6.2535kWh/kg.

+ Ccoal: The price of coal of the year included for calculation [USD/ton] is define based on the average price of fuel of thermal plants using the imported coal in the system in the year preceding the year of taking the calculation data of tariff and with the adjustment according to the fuel price slippage coefficient; Where there is no power plant using the imported coal, the fuel price is referred to the market price from the websitehttp://www.coalspot.com/.

+ kcoal: Coal price slippage coefficient is 2%/ year

b) Mt,el: The power output produced in year t of coal power plant using the imported coal is defined as follows:

Mt,el= P . T

In which:

P: Capacity of coal power plant [MW], P = 600MW;

T: Average number of operating hours of the plant [hour/year]

T = 7.000 hours/year (see Item e).

c) I0: Total investment costs during the time of construction of thermal power plant are the total accumulated investment costs by each construction year during the time of construction including the total initial construction investment, insurance and banking loan interest during the time of construction are standardized according to the following calculation order:

In which:

I:

Total initial construction investment (excluding insurance and interest during the time of construction) [USD] is defined under item dd;

I1, 2, 3, m:

Total investment costs of construction year 1, 2, 3, …, m (insurance and loan during the time of construction);

m:

Total number of construction years (year), m = 4 years;

kxd:

Interest during the time of construction [%/year], kxd= 6%/year;

kbh:

Insurance costs during the time of construction [%/year], kbh= 0,2%/year.

d) D: costs of dismantlement in the year after the last year of life circle of the plant (n+1) defined by the following formula:

In which:

Dn+1:

Costs of dismantlement in the year n+1 are defined by 1% of the total initial construction investment (I) taking into account the inflation rate;

Dn+1= 1%. I. (1+klp)n;

klp:

Inflation rate klp= 7%/year;

I:

Total works construction investment (excluding insurance and interest during the time of construction) [USD] is defined under item dd;

i:

Financial discount rate [%] defined under item g;

n:

Economic life of the power plant, n = 30 years;

t:

Year in economic life of the plant [1, 2, ... n].

dd) Total initial construction investment (excluding the insurance and interest during construction) [USD] is defined by the following formula:

I = IUC x P

In which:

P: Capacity of coal power plant [kW];

IUC: Investment unit cost of thermal power plant using the imported coal [USD/kW];

The investment unit cost of base year defines the ground for reasonable investment unit cost of thermal power plant using the imported coal.

The investment unit cost of the year of tariff formulation is calculated based on the investment unit cost of base year and equipment price index (MPV) of the base year and the year of tariff formulation. Assuming the base year is 2014 and the year of tariff formulation is 2015, the investment unit cost for the year 2015 is calculated as follows:

 

Unit

Value

Note

Investment unit cost of base year, C2014

$/kW

1700

 

Equipment price index of base year, MUV2014

 

106.34

Equipment price index of base year, (MUV2014) announced by the World Bank on its website www.worldbank.org

MUV of year 2015, MUV2015

 

106.65

 

Investment unit cost adjusted for year 2015, C2015

$/kW

1705

C2015= C2014[MUV2015/MUV2014]

e) T: The average annual number of operating hours for the life of project is defined based on the average number of operating hour of thermal power plants using the imported coal in the year in which the data is taken for calculation of tariff; the average number of operating hours shall be taken under the current regulations;

T = 7000 hours/year

g) i(%): Financial discount rate: Application ofweighted average cost of capital(WACC) defined under the current regulations and by the following formula:

In which:

W: Proportion (loanwdebtis 70%; owner’s equitywequityis 30%);

k: Interest

In which:

+ Interest of loan kdebtis calculated by the following formula:

kdeb= Insurance of loan + Interest of Government bond of 10 years

= 3.70% + 6/17% = 9/87%

Insurance of loan

3.70%

http://data.worldbank.org/indicator/FR.INR.RISK

Interest of Government bond (10 years)

6.17%

http://asianbondsonline.adb.org/vietnam.php

+ Interest of owner’s equity kequityis calculated by the following formula:

kequity= Interest of loan + Insurance of market risk (owner’s equity)

= 9,87% + 8,80% = 18,67%

Interest of loan

9.87%

 

Insurance of market risk (owner’s equity)

8.80%

IESE Business School, Navarra, Spain;http://www.iese.edu/research/pdfs/DI-0920-E.pdf

Tax: business income tax (Tax = 22%) and is changed when the law on business income tax is amended.

h) US dollar exchange rate of the year in which the tariff calculation data is taken is averaged by day and by the close US dollar sold exchange rate of the Head office ofJoint Stock Commercial BankforForeign TradeofVietnam.

2. The avoidable transmission loss costs

The formula to calculate the average avoidable power transmission loss costs of three northern, central and southern regions is as follows:

In which:

TB,Avg,
TT.Avg, TN,Avg

:

The average avoidable power transmission loss costs of three northern, central and southern regions

TB,j, TT,j, TN,j

:

The price of average avoidable power transmission loss costs of three northern, central and southern regions by each hour, season defined according to the components of avoidable power transmission loss costs of the avoidable cost tariff for small scale hydropower plants annually calculated by the national power system dispatching Center in accordance with the provisions in Circular No. 32/2014/TT-BCT dated9/10/2014 or the replacing documents.

tj

:

The proportion of power produced by season and hour in year (%) in accordance with the provisions in Circular No. 57/2014/TT-BCT dated 19/12/2014 of the Minister of Industry and Trade defining the method, order of formulation and issue of power generation price framework or the replacing documents.

 

3. The avoidable carbon tax costs

To be applicable upon regulations of law.

4. Employment benefits at locality.

To be applicable upon regulations of law.

 

APPENDIX III

SAMPLE OF ELECTRICITY SALE CONTRACT APPLICABLE TO BIOMASS POWER PROJECTS
(Issued with Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 by the Minister of Industry and Trade)

TABLE OF CONTENTS

Article 1. Definition

Article 2. Electricity deliver, sale and operation

Article 3. Connection, metering and operation of power plant

Article 4. Invoice making and payment

Article 5. Coordinated handling in case of force majeure

Article 6.Contract duration

Article 7. Contract breach, damage compensation and suspension of Contract implementation

Article 8.Dispute resolution

Article 9. Entrustment, assignment and restructuring

Article 10. Other agreements

Article 11. Commitment to implementation

Appendix A: Technical parameters of plant

Appendix B: Requirements for system connection

Appendix C: Data collection and metering system

Appendix D: Payment of electricity bill

 

SAMPLE OF ELECTRICITY SALE CONTRACT APPLICABLE TO BIOMASS POWER PROJECTS

 

 

BETWEEN

 

THE SELLER
(Specify name)

 

AND

 

THE BUYER
(Specify name)

 

(Issued with Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 by the Minister of Industry and Trade)

 

Socialist Republic of Vietnam

Independence - Freedom - Happiness

……

 

ELECTRICITY SALE CONTRACT

 

Pursuant to the Electricity Law dated 03/12/ 2004; the Law amending and adding some Articles of the Electricity Law dated 20/11/2012;

Pursuant to the Commercial Law dated 14/6/2005;

Pursuant to the Decision No. 24/2014/QD-TTg dated 24/3/2014 of the Prime Minister issuing the Decision on mechanism of assistance to development of biomass power projects in Vietnam;

Pursuant to the Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 of the Minister of Industry and Trade providing for project development, avoidable cost tariff and sample of electricity sale Contract applicable to biomass power projects;

Based on the need for electricity sale and purchase of both parties,

Today, on date…….month………..year, at………………

We consist of:

The Seller:______________________________________________________________

Address: ________________________________________________________________

Tel: _____________________________ Fax: ______________________________

Tax code: _______________________________________________________________

Account: _____________________________ Bank _________________________

Representative: ___________________________________________________________

Position: _______________ (Authorized by ____ Under the authorization document No._____, date _____ month ____ year_____)

The Buyer:______________________________________________________________

Address: ________________________________________________________________

Tel: _____________________________ Fax: ______________________________

Tax code: _______________________________________________________________

Account: _____________________________ Bank _________________________

Representative: __________________________________________________________

Position: _______________ (Authorized by ____ Under the authorization document No._____, date _____ month ____ year_____)

Both Parties have agreed to sign the electricity sale Contract with the following contents:

Article 1. Definition

In this Contract, the terms below are construed as follows:

1. Lenderis the organizations or individuals lending capital to the Seller or the Buyer to carry out this Contract.

2. Party or Partiesare the Seller or the Buyer or both Parties and the unit receiving the rights and obligations of one Party or Parties in this Contract.

3. Connection pointis the location where the line of the electricity Seller is connected to the power system of the electricity Buyer as agreed in Appendix A of this Contract.

4. Power delivery pointis the point where the metering equipment of sold power output of the electricity Seller (the metering point of primary or backup metering System at the power Plant) specified in Appendix B.

5. Sold and purchased poweris the power generated from the power plant under the possibly greatest generation capacity of the plant minus the power amount for self-use and the loss of power plant at the power delivery point calculated by kWh and sold under agreement of the Seller and delivered to the Buyer in accordance with the provisions in Appendix C of this Contract.

6. Contractis comprised of this document and the accompanying Appendices.

7.Average inter-banktrading interest rateis the averageinter-banktrading interest rate of 01-month term announced by the State Bank of Vietnam at the time of payment

8. Basic interest rateis the interest rate announced by the State Bank as a basis for credit organizations to set their business interest

9. Contractual yearis the year calculated by solar year of 12 (twelve) months beginning from the first day of January and ending on the last day of December of such year, except in case for the first Contractual year beginning from the date of commercial operation and  ending on the last date of December of such year. The last Contractual year ends on the last date of Contract duration.

10. Payment due dateis the time limit of 15 (fifteen) days from the date the Buyer receives the Seller’s voucher of electricity bill payment.

11. Working days: Are the days except for Saturdays and Sundays and other holidays in accordance with current regulations.

12. Commercial operation day of generating unitis the day the generating unit of power plant is ready to sell electricity to the Buyer and meets the following conditions: (i) the power plant finishes the initial tests for the generating unit and connection equipment, (ii) the power plant has been issued with the power operation permit in the field of power generation and (iii) both Parties take the meter reading to begin their payment.

13. Commercial operation day of power plantis the commercial operation day of the last generating unit and the power plant is issued with the official power operation Permit in the field of power generation.

14. Power plantconsists of all generating equipment, protective equipment, connecting equipment other relevant auxiliary equipment; land used for electricity works and ancillary works for power production under this Contract of the Seller.

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

16. Regulations on national power system operationare the Circulars and Procedure providing for the standards of power system operation, conditions and procedures for connection to power grid, dispatch of operation of power system, power metering in the power distribution and transmission system.

17. Case of emergencymeans the conditions or circumstances that can disrupt the power supply services to the Buyer’s customers, including the cases of causing major failure in the national power system which can threat lives and assets or affect the technical capacity of power plant.

Article 2. Electricity delivery, sale and operation

1.Electricity delivery

From the day of commercial operation, the Seller agrees to deliver and sell power to the Buyer and the Buyer agrees to buy the Seller’s power in accordance with the provisions of this Contract. The Buyer shall purchase all power output generated on the Buyer’s grid at the buying price specified in Clause 2 of this Article. The Seller shall enjoy the benefits related to the environment in accordance with regulations of law and international agreements.

2. Electricity sale price

The electricity sale price under this Contract is applied under the provisions of Article 14 of Decision No. 24/2014/QD-TTg dated 24/3/2014 of the Prime Minister issuing the Decision on mechanism of development assistance to the biomass power projects in Vietnam and Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 of the Minister of Industry and Trade providing for the development of project, avoidable cost tariff and the sample of electricity sale Contract applicable to the biomass power projects as follows:

a) For thermal power - power cogeneration projects: The power selling price at the delivery point is 1.220 dong/kWh (excluding VAT, equivalent to 5.8 UScents/kWh). The power selling price is modified with thevolatilityof the exchange rateVND /USD.

b) For other biomass power projects: The power selling price is applied under the avoidable cost tariff applicable to the biomass power projects annually announced.

3. Electricity sale

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

4. Operation plan

a) Before or on the date of implementation of this Contract, the Seller shall provide the Buyer with the chart of annual power generation capacity on the bus-bar of the plant by each month in line with the basic design of the power plant and provide the charts of generation capacity based on the biomass data of the previous years.

b) The Seller shall provide the Buyer with the annual power production plan, including:

- Operation plan of months in a year (power output and available capacity);

- Maintenance and repair schedule of generating units in a year (if any).

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

5. Downtime

a) The Seller shall inform the Buyer the estimated downtime schedule and downtime for periodical repair 03 months in advance. The Buyer has to discuss with the Seller prior to the downtime if there is a requirement for change of downtime. The Seller shall discuss and reach to an agreement with the Buyer in accordance with the regulations and standards of electricity sector and comply with the Regulation on operation of power system.

b) The Seller must inform the Buyer of its unscheduled downtime, including the estimated downtime and comply with the Regulation on operation of power system.

6. Operation of power grid

The Buyer and the Seller shall operate and maintain the power grid and the equipment connected to the power plant within the scope of asset management in accordance with the Regulation on distribution power grid and transmission power gridundertheconnectionvoltage level of the plant, the regulations and standards of electricity sector and Regulation on operation of power system to ensure the sale and purchase of power under the Contract. The Buyer must discuss and reach an agreement with the Seller on balance of load and voltage stability for the distribution power grid to ensure the maximum load capacity of distribution power grid and transmission power grid.

7. Disruption in electricity receipt and purchase

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

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

b) During the time the Buyer installs the equipment, repair, replace, assess or test the power grid directly related to the connection of the Seller’s power plant;

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

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

8. Disruption in electricity delivery and sale

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

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

9. Coordination

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

10. Capacity coefficient

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

11. Synchronous operation

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

12. Standard

The Seller and the Buyer must comply with the regulations on power delivery and receipt under the Provisions on distribution power grid and regulations on power metering and other documents related to the electricity sector.

13. Change of commercial operation day

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

Article 3. Connection, metering and operation of power plant

1. Responsibility at delivery point

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

2. Connection

a) The Seller shall invest, build, operate and maintain the connecting equipment for connecting the plant with the transmission or distribution power grid in accordance with regulation on transmission or distribution power grid and other relevant regulations. The Seller must bear the costs to upgrade the metering system at the substation to meter the active and reactive power under 02 (two) ways on the distribution line connected with the power plant in accordance with the provisions in Appendix B of this Contract.

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

3. Connection standards

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

4. Inspection of implementation of connection standards

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

5. Exciter

If the Seller’s power plant has the exciter, the Seller must install the capacitors to correct the separate capacity coefficient for each generator. These capacitors must be closed and cut simultaneously with each exciter. The norm value KVAr of each capacitor must ensure the highest standard value but not exceeding the no-load requirement KVAr of generators. The Seller must make payment to the Buyer the costs of consumed power to operate the exciter in case the consumed power is taken from the Buyer’s power grid at retail price at corresponding voltage level. This payment is specified in Article 4 of this Contract.

6. Metering

a) The Seller’s responsibility:

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

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

b) Requirements for metering equipment:

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

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

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

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

7. Take the meter reading

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

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

8. Inspection of metering equipment

a) The testing and inspection of metering equipment or confirmation of precision of metering equipment must be done under the regulations on power metering by the competent or authorized organization. The inspection is done before using the metering equipment for the first time to take the meter reading of sale power of the power plant. All metering equipment must be sealed with lead and locked after inspection and the Buyer has the right to witness this process.

b) All metering equipment of sale power of power plant must be inspected annually in accordance with regulation on electricity metering. The inspection costs shall be paid by the Seller. In case of necessity, either party can recommend the inspection of precision of any metering equipment and the inspection costs shall be paid by the recommending party. The result of inspection of metering equipment must be informed to the other party upon requirement. Where the metering equipment has the error greater than the permitted limit in metering regulations, the Seller shall correct or replace and return the excessive paid amount to the Buyer plus the interest of the excessive paid amount based on the basic interest and cost of inspection of power metering. Each party shall be informed in advance and shall appoint its employee to participate in the unsealing and inspection and seal with lead the meter. Where one party the meter is broken down or is not active, such party must inform the other party immediately and the party having the meter must test and repair it.

9. Transfer of electricity ownership

At the power delivery point, the electricity ownership shall be transferred from the Seller to the Buyer. At this point, the Buyer has the right to own, control and take responsibility for the amount of power received. The power is transmitted by the 3-phase alternating current50Hz with the voltage level specified inAppendix C of this Contract.

10. Operation of power plant

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

Article 4. Making invoice and payment

1. Making invoice

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

2. Payment

a) The Buyer shall make payment of electricity bill to the Seller in accordance with the provisions in Clause 2, Article 2 and Appendix D of this Contract for all amount of power sold and purchased no later than the due date of payment.

b) Where the Buyer does not make payment within the above time limit, it shall pay the interest of late payment penalty for all amount of late payment. The interest of late payment penalty is calculated by theaverage inter-banktrading interest rate of 01-month term calculated from the date after the date of due payment.

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

3. Estimation of amount of power sold

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

4. Order of application and replacement of meter readings

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

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

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

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

When there is not reliable data, it is required to estimated the amount of power delivered and received according to the average monthly amount of power of the power plant of 06 (six) payment period right before the breakdown of meter (or less if the power plant has not yet been operated for 06 (six) months and must be modified according to the downtime or operational parameters.

5. Invoice dispute

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

b) Where the settlement of dispute is in accordance with the provisions in Clause 1 and 2, Article 7 of this Contract and the Seller win in a dispute, the Buyer must make payment of amount in dispute plus the interest calculated at the base interest rate with monthly compound interest from the date of due payment to the date of payment of amount in dispute.

If the Buyer is right, the Seller must return the amount in dispute received plus the interest calculated at the base rate, monthly compound interest from the date of receiving the payment to the date of payment of amount in dispute.

All payments in this item must be made within 15 (fifteen) days from the date of final decision on Dispute resolution in accordance with the provisions of Article 7 of this Contract.

Article 5. Case of unforeseen event

1.Force majeure

The force majeures are the events that occur beyond the control ability and not due to non-implementation, neglect, lack of responsibility in fulfillment of Contract obligations of one party, including the following events:

a) Decision of competent authorities affecting the ability to fulfill the obligations of one party;

b) After the date of commercial operation, the Seller cannot have the Permits or approval of the competent state authorities despite of its reasonable effort;

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

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

dd) Nationalization, expropriation or confiscation of assets of the Seller in accordance with a decision of the state competent authorities;

e) Other causes beyond the control and not due to the fault of the party invoking the force majeure event.

2. Handling in case of force majeure

In case of force majeure, the party invoking the force majeure event must:

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

b) Tries its best to fulfill the obligations under the Contract;

c) Quickly takes necessary acts to remedy the force majeure and provide evidence to demonstrate the reasonable effort to remedy the force majeure;

d) Takes necessary measures to minimize harm to the parties in the Contract;

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

3. Consequence of force majeure

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

4. Duration of force majeure

Where due to the force majeure and one party fail to fulfill its obligations under its obligations under this Contract within 01 (one) year, the other party has the right to unilaterally terminate the Contract after 60 (sixty) days from the date of giving the written notice, except that such obligations are fulfilled within 60 days mentioned above; provided that the Buyer does not choose to terminate the Contract due to the force majeure specified under Points b and dd, Clause 1 of this Article.

Article 6. Contract duration

This Contract takes effect from the date ... month ... year .... and terminates after 20 (twenty) years from the date of commercial operation. After termination of the Contract, the contents of this Contract continues to be valid for a period of time necessary for the parties that are obliged to continue to make the invoice for the last time; modify invoice, make payment and complete their rights and obligations under this Agreement.

For the plants co-generating thermal power in the sugar plants previously operated but their date of commercial operation cannot be identified, the duration of Contract shall be agreed upon by both Parties;

Article 7. Acts of breach of Contract, damage compensation and suspension of Contract implementation

1. The Seller’s acts of breach of Contract

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

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

Where the Seller or the Seller’s lending Party has tried to remedy its acts of breach within 60 (sixty) days mentioned above but the remedy cannot be completed within such duration, the Seller or the Seller’s lending Party can extend the duration of remedy to a maximum of 01 (one) year from the date of written notice of the Seller’s acts of breach. The Seller must continue to complete its remedy of breach in the shortest possible time, except for the cases specified in Article 5 of this Contract;

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

d) Breaches the Seller’s commitments under Article 10 of this Contract.

2. The Buyer’s acts of breach of Contract

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

Where the Buyer or the Buyer’s lending Party has tried to remedy its acts of breach within 60 (sixty) days mentioned above but the remedy cannot be completed within such duration, the Buyer or the Buyer’s lending Party can extend the duration of remedy to a maximum of 01 (one) year from the date of written notice of the Buyer’s acts of breach. The Buyer must continue to complete its remedy of breach in the shortest possible time, except for the cases specified in Article 5 of this Contract;

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

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

d) Breaches the Buyer’s commitments under Article 10 of this Contract.

3. Procedure for remedy and handling of Contract breach

a) In case of breach of Contract, the aggrieved party must send a written notice to the offending party which must cooperate to settle the breach of Contract;

b) The lending party of the offending party has the right to appoint a third party or replace the offending party to remedy the breach of Contract but must inform in writing the aggrieved party. In this case, the replacement may not increase the financial burden of the aggrieved party which must accept the replacement or appoint a third party of the lending party to remedy the breach of Contract. The lending party of the offending party shall inform in writing the offending party of estimated remedy of breach in lieu of the offending party and reach an agreement with the aggrieved party on an reasonable period of time from the time of giving notice in order to fulfill its obligations under the Contract in lieu of the offending party.

4. Damage compensation

a) The party having acts of breach of Contract is obliged to make compensation due to acts of breach to the aggrieved party. The compensation value includes the actual and direct value of loss which the aggrieved party must suffer caused by the offending party and the direct benefits which the aggrieved party shall receive in case of no act of breach;

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

5. Suspension of Contract implementation

Where the breach of Contract cannot be solved under Clause 4 of this Article, the aggrieved party may continue to require the offending party to remedy such acts of breach or may suspend the Contract implementation by sending a notice to the offending party. After the aggrieved party chooses to suspend the Contract implementation according to the conditions of this Contract, the parties shall not have to fulfill their Contract obligations, except for cases specified in Clause 1 of this Article and the aggrieved party has the right to require the offending party to make damage compensation.

Where the Seller is the aggrieved party and chooses to suspend the Contract implementation, the value of damage compensation is calculated by the value of power output actually generated of the Seller during a period of one year earlier by the time of suspension of Contract implementation.

Article 8. Dispute resolution

1. Dispute resolution in negotiation

a) Where there is any dispute between the parties in this Contract, the party lodging the dispute must inform the other party in writing of the contents of dispute and requirements within the prescribed statute of limitations. The parties shall negotiate and resolve their dispute within 60 (sixty) days after receiving the notice from the party lodging the dispute. The dispute resolution related to payment of electricity bill is done within 60 (sixty) days after receiving the notice from the party lodging the dispute. The dispute shall be resolved within 15 (fifteen) days from the date of notice from the requiring party.

b) In case of failure to reach an agreementas defined above, the parties have the right to send a written request to theGeneral Directorate of Energy for assistance to resolve the problems.

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

2. Resolution of disputes in electricity market in accordance with regulations of law

Where the disputes cannot be resolved through negotiation or mediation in accordance with the provisions in Clause 1 of this Article or one of the parties fail to comply with the result of negotiation or mediation, one or the parties may require the resolution of dispute in accordance with the provisions in Circular No. 40/2010/TT-BCT dated 13/12/2010 of the Minister of Industry and Trade defining the order and procedures for dispute settlement in the electricity market or another dispute resolution body selected by both parties for their dispute resolution in accordance with the relevant regulations of law.

Article 9. Entrustment, assignment and restructuring

1.Entrustment and assignment

Where this Contract is entrusted or assigned for implementation, the regulations on rights and obligations in this Contract shall continue to be valid to the legal representative or authorized representative of the parties.

Where the Seller assigns or entrusts the Contract implementation, it must get the written approval from the Buyer, except that the Seller authorizes one part or the whole to the lending party for the purpose of lending or purchase of equipment or building of power plant. If the entrusted part of the Seller has the value equivalent to the value of equipment which can be operated, it is the valid entrustment under this Contract.

The entrusting or assigning party must inform in writing immediately the other party of the entrustment or assignment.

2. Restructuring

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

3. Chosen participation in electricity market

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

Article 10. Other agreements

1. Contract modification

The modification or addition of this Contract is done in writing in accordance with the provisions of Circular No….dated…..by the Minister of Industry and Trade providing for the project development, the avoidable cost tariff and the sample of electricity sale Contract applicable to the biomass power projects.

2. Cooperation responsibility

The Seller is obligedto implementthelegal proceduresrelated tothe power plant.The Buyer shall cooperate with the Seller to have the necessary permit, approval and permission from the competent state authorities related to the location of the plant, fuel and control of natural resources, investment, transmission or electricity sale, possession and operation of power plant, including the additional documents or archived documents and perform other necessary and reasonable activities toimplementthe agreementsof the parties.

3. Applicable law

interpretation and implementation of this Contract shall comply with the regulations of law of Vietnam.

4. Waiver of rights

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

5.Independenceofthecontents of the Contract

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

6. Notice

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

a) The Seller: The General Director , _____________________________, Viet Nam;

b) The Buyer: ___________, ___________________________________, Viet Nam;

c) In the notices, including the notice appointing the lender, the parties may specify the address of another sender or recipient in the form specified in this Clause;

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

7. Confidentiality

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

8. Contract termination

This Contract shall be terminated in the following cases:

a) After 20 (twenty) years from the date of commercial operation;

b) Either party has the right to terminate the Contract in case of force majeure where the other party cannot implement its contract obligations for a period of over 01 (one) year. In this case, the contract termination must be done in order specified in Clause 5, Article 5 of this Contract;

c) When the Seller participates in the electricity market.

Article 11.Commitment toperformance

Both parties are committed to implement this Contract as follows:

1. Each party is legally established to do business in Vietnam;

2. The signing and implementation of this Contract of each party shall comply with the conditions and contents of electricity operation Permit issued by the competent authorities and the relevant regulations of law;

3. The parties do not have any legal or administrative acts obstructing or affecting the other party in implementation of this Contract;

4. The signing and implementation of one party in this Contract shall not breach any provision of other Contracts or be a part of another Contract in which such party is a contractual party..

This Contract is made into ten (10) copies with 04 attached appendices of the same value as the integral part of this Contract. Each party shall keep four (04) copies. The Seller shall send one (01) copy of electricity sale Contract to the General Directorate of Energy and the Electricity Regulatory Authority.

 

THE SELLER’S REPRESENTATIVE
(Title)

(Seal and signature)

 

(Full name)

THE BUYER’S REPRESENTATIVE
(Title)

(Seal and signature)

 

(Full name)

 

Appendix A

TECHNICAL PARAMETERS OF POWER PLANT
(Attached Contract No….dated…..)

Part A. General Parameters

1. Name of power plant: ___________________________________________________

2. Location of power plant: _________________________________________________

3. Rated capacity: ___________________________________________________kW

4. Capacity sold to the Buyer: minimum _____________kW; maximum ___________ kW

5. Self-used capacity of power plant: minimum _____________kW; maximum ______ kW

6. Estimated annual production power: ____________________________________kWh

7. Completion date of power plant construction: _________________________________

8. Estimated date of commercial operation of power plant: ________________________

9. Voltage generated on distribution grid: _____________________________________V

10. Connection point to distribution grid: _______________________________________

11. Point where the metering equipment is placed: ___________________________________________________

Part B. Operational parameters of specific technology

1. Generation technology (co-generation of thermal power and power

2.Operationaldesign features: ______________________________________________

 

Appendix B

SYSTEM CONNECTION REQUIREMENTS
(Enclosed with Contract No……dated……..)

(To be applicable to each project depending on the technical characteristics of project, including one-line diagram of connecting equipment and list characteristics of metering system and voltage).

 

Appendix C

METERING AND DATA COLLECTION SYSTEM
(Enclosed with Contract No……dated……..)

 

I. Installation location and features of metering system

1. Installation location of metering System:

The main metering system and the backup metering system are installed in the power plant under the agreement on technical design of power metering system in the official letter No….of (as Appendix of Contract).

2. The features of the metering system must be consistent with the provisions in the Circular on power metering issued by the Ministry of Industry and Trade.

II. Technical requirements of metering system

The technical requirements of metering equipment, the technical requirements of metering circuit, measures of seal with lead and the requirements for meter reading and collection system must be consistent with the provisions in the Circular on power metering issued by the Ministry of Industry and Trade.

III. Metering location

Both parties shall uniformly use the current metering locations of the power plant as follows:

Cluster of generating unit

Main metering system

Backup metering system

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

IV. Method of defining the delivered power output

1. On the first date of each month, the legal representative of both parties shall take the meter reading and record it at the time of 0h:00 of the first date and the power monthly delivered of the preceding month.

a) The power output which the Seller delivers to the Buyer in the payment month is calculated by the following formula:

In which:

AGi:

Amount of power of delivery way at metering point i of corresponding main metering system in a month;

AG:

Amount of power paid by the Buyer to the Seller in the payment month (kWh).

b) The power output which the Seller receives from the national power system in the payment month is calculated by the following formula:

In which:

ANi:

Amount of power of receipt way at metering point i of corresponding main metering system in a month;

AN:

The amount of power paid by the Seller to [Electricity Company…] under the electricity selling tariff to the industrial customers as regulated by the competent state authorities (kWh).

 

Appendix D

ELECTRICITY BILL PAYMENT

Each month, the Buyer shall make payment to the Seller of all amount of power sold and purchased in a month at the price specified in Clause 2, Article 2 by the following formula:

Q = P * F * Ag* (1+t)

In which:

- Q is the total payment of electricity bill from the Buyer to the Seller (dong);

- Agis the power monthly purchased and sold;

-Fis theexchange rateVND/USD(selling rate)of theBankfor Foreign Trade ofVietnamon the day precedingtheday the Seller issues the payment invoice(VND/USD);

-tis the tax rateofvalue-addedtax(%);

- P = (PMBor PMTor PMN) is the selling price of electricity specified in Circular No. 44/2015/TT-BCT dated 09/12/2015 of the Ministry of Industry and Trade providing for project development, avoidable cost tariff and sample of electricity sale Contract applicable to the biomass power projects annually issued by the Ministry of Industry and Trade.

 

Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Nâng cao để xem đầy đủ bản dịch.

Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây

Lược đồ

Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Lược đồ.

Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây

Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Nâng cao để xem Nội dung MIX.

Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây

văn bản TIẾNG ANH
Bản dịch tham khảo
Circular 44/2015/TT-BCT DOC (Word)
Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Tiếng Anh hoặc Nâng cao để tải file.

Chưa có tài khoản? Đăng ký tại đây

* Lưu ý: Để đọc được văn bản tải trên Luatvietnam.vn, bạn cần cài phần mềm đọc file DOC, DOCX và phần mềm đọc file PDF.

Để được giải đáp thắc mắc, vui lòng gọi

19006192

Theo dõi LuatVietnam trên

TẠI ĐÂY

văn bản cùng lĩnh vực
văn bản mới nhất