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

Tóm tắt Nội dung VB gốc Tiếng Anh Hiệu lực VB liên quan Lược đồ Nội dung MIX Tải về
LuatVietnam.vn độc quyền cung cấp bản dịch chính thống Công báo tiếng Anh của Thông Tấn Xã Việt Nam

BỘ CÔNG THƯƠNG

_________

Số: 57/2020/TT-BCT

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

________________________

Hà Nội, ngày 31 tháng 12 năm 2020

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

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

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

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

Chương I
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định về:
a) Phương pháp xác định giá phát điện, Hợp đồng mua bán điện cho các loại hình nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này.
b) Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
a) Nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia có tổng công suất lắp đặt trên 30MW, các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 30MW trở xuống tự nguyện tham gia thị trường điện;
b) Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan;
c) Thông tư này không áp dụng đối với nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện chỉ cung cấp dịch vụ phụ trợ, nhà máy điện sinh khối, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện rác và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn;
Các nhà máy điện khác khi chưa có cơ chế riêng do Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương quy định thực hiện theo quy định tại Điều 9 Thông tư này.
Điều 2. Giải thích từ ngữ
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên bán là Đơn vị phát điện sở hữu Nhà máy điện.
2. Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền), Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, các khách hàng sử dụng điện lớn, các đơn vị mua buôn điện khác theo quy định của thị trường điện.
3. Chủ đầu tư là tổ chức, cá nhân trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án nhà máy điện, đầu tư xây dựng đường dây và trạm biến áp để tải công suất các nhà máy điện.
4. Chi phí đấu nối là chi phí đầu tư xây dựng các hạng mục đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện tới Điểm đấu nối.
5. Chi phí đấu nối đặc thù là chi phí do Chủ đầu tư thực hiện hoặc được phân bổ để:
a)  Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của một số nhà máy điện để tải công suất của một số nhà máy điện đến Điểm đấu nối khi được cơ quan Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng.
b)  Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện đến Điểm đấu nối theo thỏa thuận giữa Chủ đầu tư và Bên mua.
6. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia. Tùy thuộc vào cấu trúc lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định là một trong những điểm như sau:
- Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
- Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định trên, điểm đấu nối thay thế do Bên bán thỏa thuận với đơn vị phân phối điện hoặc đơn vị truyền tải điện.
7. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng Bên bán giao cho Bên mua phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua.
8. Đơn vị phát điện là tổ chức, cá nhân theo quy định pháp luật Việt Nam sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.
9. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia hoặc tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện.
10. Hai bên là Bên bán và Bên mua trong hợp đồng mua bán điện.
11. Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị đầu tư, quản lý kho chứa LNG để tồn trữ, tái hóa và phân phối, cung cấp nhiên liệu khí cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
12. Hợp đồng mua bán điện (PPA) là hợp đồng áp dụng cho việc mua bán điện của từng nhà máy điện quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
13. Hợp đồng mua bán khí (GSPA) là hợp đồng mua khí giữa bên bán khí  và chủ mỏ để mua khí thiên nhiên khai thác trong nước cung cấp cho bên mua khí (các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn).
14. Hợp đồng bán khí (GSA) là hợp đồng bán khí giữa bên bán khí với các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn.
15. Hợp đồng mua bán nhiên liệu (than, khí thiên nhiên, LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch.
16. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu (than, khí thiên nhiên, LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
17. Năm cơ sở là năm Tổng mức đầu tư hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh dự án sử dụng để tính toán giá phát điện được phê duyệt.
18. Nhà máy điện khác là các nhà máy điện không thuộc đối tượng áp dụng quy định tại điểm a và điểm c khoản 2 Điều 1 Thông tư này.
19. Nhà máy điện mới là nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện lần đầu.
20. Ngày khởi công xây dựng công trình là ngày Bên bán đủ điều kiện để khởi công xây dựng công trình theo quy định của Luật xây dựng.
21. Suất tiêu hao nhiệt tinh là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận điện (BTU/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kcal/kWh).
22. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật hiện hành, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng. Nội dung tổng mức đầu tư xây dựng gồm chi phí bồi thường, hỗ trợ và tái định cư (nếu có); chi phí xây dựng; chi phí thiết bị; chi phí quản lý dự án; chi phí tư vấn đầu tư xây dựng; chi phí khác và chi phí dự phòng cho khối lượng phát sinh và trượt giá.
23. Tổng mức đầu tư điều chỉnh là tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện, trong đó giá trị tổng mức đầu tư điều chỉnh để tính toán giá điện khi điều chỉnh dự án đầu tư xây dựng trong các trường hợp cụ thể như sau:
+ Do ảnh hưởng của thiên tai, sự cố môi trường, địch họa, hỏa hoạn và các yếu tố bất khả kháng khác;
+ Xuất hiện yếu tố mang lại hiệu quả cao hơn cho dự án khi đã được chủ đầu tư chứng minh về hiệu quả tài chính, kinh tế - xã hội do việc điều chỉnh dự án mang lại;
+ Khi quy hoạch xây dựng thay đổi có ảnh hưởng trực tiếp tới dự án;
+ Khi chỉ số giá xây dựng do Bộ Xây dựng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh công bố trong thời gian thực hiện dự án lớn hơn chỉ số giá xây dựng được sử dụng để tính dự phòng trượt giá trong tổng mức đầu tư dự án được duyệt;
+ Khi điều chỉnh chủ trương đầu tư dẫn đến phải điều chỉnh dự án.
24. Vốn đầu tư quyết toán là toàn bộ chi phí hợp pháp thực hiện trong quá trình đầu tư để đưa dự án vào khai thác sử dụng. Chi phí hợp pháp là chi phí được thực hiện trong phạm vi dự án, thiết kế, dự toán được phê duyệt; hợp đồng xây dựng đã ký kết phù hợp với quy định của pháp luật; kể cả phần điều chỉnh, bổ sung được duyệt theo quy định và đúng thẩm quyền. Vốn đầu tư được quyết toán phải nằm trong giới hạn tổng mức đầu tư được duyệt (hoặc được điều chỉnh) theo quy định của pháp luật.
25. Thông tư 56/2014/TT-BCT là Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Chương II
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN
Mục 1
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI
Điều 3. Nguyên tắc xác định giá phát điện
1. Giá phát điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:
a) Các khoản chi phí hợp lý của Chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án;
b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.
2. Giá phát điện của nhà máy điện, bao gồm các thành phần sau:
a) Giá hợp đồng mua bán điện: Do hai bên thoả thuận và được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 của Thông tư này;
b) Giá đấu nối đặc thù: Do hai bên thỏa thuận và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.
3. Giá phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của Nhà nước (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá phát điện).
4. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở
Giá hợp đồng mua bán điện phải nằm trong khung giá phát điện Năm cơ sở của nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện.
Điều 4. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở của nhà máy điện
Giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở PC (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
PC = PCĐ + PBĐ
1. PCĐ (đồng/kWh) là giá cố định Năm cơ sở, được xác định theo công thức sau:
PCĐ = FC + FOMCb
Trong đó:
FC: Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kWh);
FOMCb­­: Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);
2. PBĐ (đồng/kWh) là giá biến đổi Năm cơ sở.
a) Đối với nhà máy nhiệt điện, PBĐ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:

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

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

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

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

b) Đối với nhà máy thủy điện, chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên Năm cơ sở được tính trong giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở nên PBĐ bằng 0 (không).
3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện:
a) Đối với chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu trước ngày vận hành thương mại do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt;
b) Đối với chi phí chạy thí nghiệm phát sinh trong quá trình vận hành nhà máy điện: Do Hai bên thỏa thuận.
Điều 5. Phương pháp xác định giá cố định bình quân của nhà máy điện
1. Giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định trên cơ sở phân tích tài chính của dự án theo các Biểu mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này. Các thông số đầu vào để xây dựng giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC) được xác định theo hướng dẫn tại khoản 2 Điều này.
2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC)
a) Tổng mức đầu tư:
Tổng mức đầu tư là Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện được sử dụng để tính toán giá điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của Bên bán tính đến Điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục:
- Nhà máy điện;
- Cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, kho cảng nhập LNG (đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu LNG), các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);
Riêng hạng mục về Chi phí đấu nối đặc thù được sử dụng để tính toán giá đấu nối đặc thù được thực hiện theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
b) Đời sống kinh tế: Theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này (năm);
c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát:
- Đối với nhà máy nhiệt điện: Xác định theo công suất đầu cực máy phát theo thiết kế được duyệt và số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy điện. Tmax của nhà máy điện được xác định theo thiết kế được duyệt nhưng không thấp hơn Tmax được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (kWh);
- Đối với nhà máy thủy điện: Xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo văn bản phê duyệt của cơ quan có thẩm quyền (kWh).
d) Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy điện, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp của nhà máy điện đến Điểm đấu nối (nếu có): Là giá trị nhỏ hơn của giá trị được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy điện hoặc xác định theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);
đ) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính: Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố định chính theo khung thời gian trích khấu hao quy định của Bộ Tài chính trong từng thời kỳ hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép trích khấu hao khác với quy định của Bộ Tài chính (nếu có) (năm);
e) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư:
Được xác định căn cứ quyết định phê duyệt dự án đầu tư và thực tế huy động vốn cho dự án tại thời điểm đàm phán, phù hợp với quy định do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu tối thiểu là 15% tổng mức đầu tư của dự án;
g) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: Căn cứ vào Hợp đồng vay vốn, các văn bản, tài liệu giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay;
h) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật liên quan.
Điều 6. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện
Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:

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

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

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

       (đồng/kWh)

Trong đó:

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

Trường hợp không xác định được tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo công thức tại khoản này, áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl tại Năm cơ sở theo công thức sau: TCscl =VĐTXD+TB x kscl Trong đó: VĐTXD+TB: Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng); kscl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này; AGN: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán (kWh) và được tính toán như sau:
- Đối với nhà máy nhiệt điện:
Trong đó: Pt:  Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt (kW); Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (giờ); ttd:  Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia, được xác định theo quy định tại điểm d khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%); kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).
- Đối với nhà máy thủy điện:
Trong đó: Abq : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh); ttd : Tỷ lệ điện tự dùng, tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy và tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia được xác định theo quy định tại điểm d khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).

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

       (đồng/kWh)

Trong đó: TCnc:  Tổng chi phí nhân công tại Năm cơ sở gồm chi phí tiền lương, chi phí bảo hiểm xã hội, chi phí bảo hiểm y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo (đồng); Tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở được xác định trên cơ sở Tổng chi phí nhân công của nhà máy và tính toán quy đổi về Năm cơ sở như sau: - Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng năm tính toán giá điện: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định theo mức lương tối thiểu vùng; - Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở theo công thức sau: TCnc =VĐTXD+TB x knc Trong đó: VĐTXD+TB: Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng); knc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này; AGN : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);
Điều 7. Phương pháp xác định giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện
Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại Năm cơ sở PBĐ  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:

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

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

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

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

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

     (đồng/kWh)

Trong đó:

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

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

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

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

                 (đồng/kWh)

Trong đó:

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

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

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

            (đồng/kWh)

Trong đó: Cvlp: Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện Năm cơ sở (đồng); Ckd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện; Ck: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do Hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá  quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này và chi phí nạo vét luồng vào cảng do Hai bên thỏa thuận (nếu có) (đồng); AGN­: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này (kWh).

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

         (đồng/kWh)

Trong đó:

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

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

- Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận; - Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt theo quy định hoặc các văn bản thỏa thuận. - Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển LNG, Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có) hoặc các văn bản thỏa thuận.

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

Điều 8. Phương pháp xác định giá đấu nối đặc thù của nhà máy điện
1. Giá đấu nối đặc thù (PĐT) để thu hồi Chi phí đấu nối đặc thù do Chủ đầu tư nhà máy điện thực hiện đầu tư xây dựng hoặc được phân bổ và thỏa thuận với Bên mua trên cơ sở Chi phí đấu nối đặc thù, cơ cấu vốn đầu tư, lãi suất vốn vay trong thời gian vận hành theo hợp đồng vay vốn, chi phí quản lý, vận hành, bảo dưỡng và các yếu tố khác theo thỏa thuận của Hai bên để đảm bảo Chủ đầu tư nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng theo quy định của pháp luật. Đơn vị xác định giá đấu nối đặc thù này là đồng/kWh hoặc đồng/kW hoặc đồng/tháng.
2. Sau khi Chi phí đấu nối đặc thù được quyết toán, các bên thực hiện tính toán lại giá đấu nối đặc thù theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này.
3. Chi phí đấu nối đặc thù được coi là chi phí hợp lý, hợp lệ và được đưa vào chi phí mua điện trong tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 9. Phương pháp xác định giá phát điện đối với các nhà máy điện khác
Đối với các nhà máy điện khác, căn cứ nguyên tắc xác định giá phát điện tại Mục 1 Chương này, Bên mua và Bên bán xây dựng phương án giá phát điện và hợp đồng mua bán điện phù hợp với thực tế của nhà máy điện, trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
Mục 2
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CỦA  NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI
Điều 10. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn, nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế
Đối với các nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế: Giá phát điện tại hợp đồng mua bán điện hiện tại được áp dụng tiếp cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế.
Điều 11. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế
1. Giá cố định của nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy điện thu hồi các chi phí phục vụ hoạt động sản xuất kinh doanh điện, thời gian tính giá theo chu kỳ sửa chữa lớn thiết bị chính và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý. Trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt thời gian tính giá, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo hướng dẫn tại Điều 7 Thông tư này.
3. Trường hợp nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế và có thực hiện đầu tư nâng cấp nhà máy điện thì Hai bên thỏa thuận, đàm phán giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện căn cứ hướng dẫn tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này và phù hợp với thời gian khấu hao của thiết bị chính được nâng cấp.
Điều 12. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết toán
Đối với các nhà máy điện mà các bên có quyền đề nghị thực hiện đàm phán lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán theo quy định tại khoản 2 Điều 28 Thông tư này: Sau khi xác định được Vốn đầu tư quyết toán, Bên bán có trách nhiệm gửi cho Bên mua hồ sơ liên quan đến Vốn đầu tư quyết toán. Hai bên thực hiện đàm phán lại giá điện theo các nguyên tắc sau:
1. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.
2. Các thông số tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này và được cập nhật lại các thông số đầu vào cùng thời điểm xác định Vốn đầu tư quyết toán.
3. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện phải nằm trong khung giá phát điện của năm phê duyệt Vốn đầu tư quyết toán.
4. Giá phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 13 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá cố định từng năm của các năm trước thời điểm hai bên ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện xác định trên cơ sở Vốn đầu tư quyết toán.
Mục 3
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều 13. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện
1. Hai bên có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng.
Trường hợp hai bên thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.
2. Trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính của dự án, hai bên thỏa thuận giá cố định bình quân của nhà máy điện thành giá cố định từng năm (FCj Giá cố định năm j) với điều kiện đảm bảo giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được hai bên thỏa thuận và tuân thủ theo các nguyên tắc sau:
a) Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính toán giá cố định từng năm do hai bên thỏa thuận theo tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) của nhà máy điện;
b) Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay.
Điều 14. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện
1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hai bên nghiên cứu, đề xuất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán hoặc theo chỉ số CPI do Tổng cục thống kê công bố nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm.
2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được hai bên thỏa thuận trong phương án giá điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, hai bên thực hiện tính toán chênh lệch tỷ giá và đề xuất phương án thanh toán gửi Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, trình Bộ Công Thương xem xét quyết định phương án thanh toán. 
Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá điện hai bên thống nhất (loại);
n: Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);
Di,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán. Nợ gốc đã trả thực tế loại ngoại tệ i trong năm tính toán không lớn hơn nợ gốc loại ngoại tệ i tại năm tương ứng trong phương án giá điện hai bên thống nhất;.
li,j: Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);
li,b: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i hai bên thống nhất trong phương án giá điện (.../đồng).
Điều 15. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán
Giá hợp đồng mua bán điện của Nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j PC,j,t (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này; l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).

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

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

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

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

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

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

 
Trong đó:

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

i1: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục thống kê công bố trong tháng 12 năm (j-1) nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm; l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở  l = 1, i1 = 0).

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận; kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%); l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

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

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

Trong đó:

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

kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%); l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

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

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

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

Trong đó:

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

i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%); l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy.

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

Trong đó:

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

kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận; kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%); l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

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

- Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than; - Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí theo quy định;  - Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển và Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có).

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

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

Trong đó: u: Thứ tự tổ máy của nhà máy điện; U: Số tổ máy của nhà máy điện; f:  Loại nhiên liệu (đối với nhiên liệu chính f = 1; nhiên liệu phụ f = 2); s: Trạng thái khởi động của tổ máy; S: Số trạng thái khởi động của tổ máy; pu,f,s: Số lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s trong tháng; Mu,f,s:  Khối lượng nhiên liệu tiêu hao than (kg) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) đối với tuabin khí cho một lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s; Du,f,s:  Đơn giá nhiên liệu cho một lần khởi động tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than và tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;

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

Việc thanh toán chi phí khởi động của nhà máy nhiệt điện được thực hiện theo quy định thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành.
Chương III
TRÌNH TỰ ĐÀM PHÁN VÀ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều 16.  Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu
1. Đối với các nhà máy điện mới và các nhà máy điện thực hiện đàm phán theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, trên cơ sở Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, Bên mua và Bên bán đàm phán thỏa thuận, thống nhất, bổ sung một số điều khoản phù hợp với điều kiện thực tế của nhà máy điện (nếu cần thiết).
2. Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả đàm phán hợp đồng mua bán điện theo trình tự quy định tại Điều 19 Thông tư này.
Điều 17. Trình tự đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Đối với nhà máy điện mới, Hợp đồng mua bán điện giữa các bên phải được ký kết trước Ngày khởi công xây dựng công trình.
2. Bên bán có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện gửi Bên mua để đàm phán và thực hiện các thủ tục để ký hợp đồng mua bán điện.
3. Trong thời hạn 15 ngày làm việc tính từ ngày nhận được đầy đủ hồ sơ hợp lệ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện của Chủ đầu tư, Bên mua có trách nhiệm tổ chức đàm phán hợp đồng mua bán điện với Bên bán. Kết thúc quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện, Hai bên phải ký tắt dự thảo hợp đồng mua bán điện.
4. Sau khi dự thảo hợp đồng mua bán điện được ký tắt, Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm lập hồ sơ báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Điều 18. Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện mới bao gồm nhưng không giới hạn các tài liệu sau:
a) Công văn đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện;
b) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này và các đề xuất sửa đổi, bổ sung phù hợp với điều kiện thực tế của nhà máy điện (nếu có);
c) Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc Quyết định chủ trương đầu tư hoặc Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;
d) Quyết định đầu tư xây dựng công trình kèm theo thuyết minh và báo cáo thẩm định dự án đầu tư nhà máy của tư vấn độc lập, các tài liệu kèm theo;
đ) Quyết định phê duyệt tổng mức đầu tư lần đầu của dự án hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh của dự án có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo thẩm định thiết kế cơ sở;
e) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện; thỏa thuận SCADA/EMS và hệ thống thông tin điều độ; thỏa thuận hệ thống rơ le bảo vệ và tự động;
g) Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu giữa Chủ đầu tư và các bên cho vay, kế hoạch hoặc thực tế giải ngân các nguồn vốn vay;
h) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, giá vận chuyển nhiên liệu, giá tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG và các phụ phí kèm theo, điểm giao nhận nhiên liệu và thời hạn cung cấp nhiên liệu;
i) Tài liệu tính toán tổn thất công suất và điện năng của máy biến áp, đường dây từ máy biến áp tăng áp đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tự dùng trong nhà máy điện;
k) Tài liệu tính suất tiêu hao nhiệt tinh đối với nhà máy nhiệt điện;
l) Phương án giá bán điện được xác định theo phương pháp quy định tại Mục 1 và Mục 3 Chương II Thông tư này;
m) Các tài liệu liên quan khác.
2. Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện đã vận hành thương mại bao gồm nhưng không giới hạn các tài liệu sau:
a) Công văn đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện;
b) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này;
c) Hồ sơ hợp đồng mua bán điện hiện có;
d) Hồ sơ kỹ thuật của nhà máy, số liệu kỹ thuật hệ thống SCADA/EMS, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động, đặc tính vận hành P-Q các tổ máy tới thời điểm hiện tại;
đ) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện;
e) Phương án giá bán điện của nhà máy được xác định theo quy định tại Mục 1, Mục 2 và Mục 3 Chương II Thông tư này;
g) Báo cáo tài chính có kiểm toán của nhà máy điện của năm gần nhất tính tới thời điểm đàm phán hợp đồng mua bán điện.
Điều 19. Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện
1. Sau khi kết thúc đàm phán hợp đồng mua bán điện, Hai bên thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện kèm theo hồ sơ quy định tại Điều 18 Thông tư này.
2. Trong thời hạn 05 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ và có văn bản yêu cầu Bên mua và Bên bán bổ sung các tài liệu còn thiếu theo quy định.
3. Trong thời hạn 30 ngày làm việc tính từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra và có ý kiến về hợp đồng mua bán điện.
4. Trong thời hạn 30 ngày làm việc tính từ ngày có ý kiến kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Hai bên có trách nhiệm ký chính thức hợp đồng mua bán điện. Trường hợp quá thời hạn quy định tại khoản 3 Điều này mà Cục Điều tiết điện lực chưa có ý kiến đối với hợp đồng mua bán điện, Hai bên được phép ký chính thức hợp đồng mua bán điện theo các nội dung đã thỏa thuận. Bên mua có trách nhiệm gửi 01 (một) bản sao hợp đồng mua bán điện đã ký cho Cục Điều tiết điện lực để lưu và theo dõi thực hiện.
5. Trường hợp giá điện theo quy định tại khoản 4 Điều 3 Thông tư này theo đề xuất của Bên bán vượt khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, hai bên có trách nhiệm báo cáo, giải trình và đề xuất phương án để Cục Điều tiết điện lực xem xét, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương giải quyết.
Điều 20. Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện khi có thay đổi về pháp luật, chính sách do cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành
1. Trường hợp có thay đổi về pháp luật, chính sách do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành làm ảnh hưởng bất lợi đến lợi ích hợp pháp của Bên bán hoặc Bên mua, Hai bên có quyền thỏa thuận, đàm phán lại giá phát điện.
2. Trường hợp Bên bán được giao đầu tư nâng cấp, cải tạo các hạng mục đường dây và trạm biến áp theo quy hoạch thì Hai bên có quyền thỏa thuận, đàm phán bổ sung giá đấu nối đặc thù để đảm bảo Chủ đầu tư nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng theo quy định của pháp luật.
3. Trường hợp các Nhà máy điện đang vận hành cần thiết phải đầu tư cải tạo, nâng cấp thiết bị để đáp ứng các quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa thuận bổ sung các chi phí này vào giá điện của nhà máy điện. Việc tính toán giá điện được thực hiện theo phương pháp tính toán giá điện đã được Bên mua và Bên bán thống nhất trong Hợp đồng mua bán điện đã ký, báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực xem xét.
4. Trường hợp các Nhà máy điện có đề án xử lý, tiêu thụ tro, xỉ được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt để đảm bảo tiêu chuẩn về chất thải, khí thải, bảo vệ môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa thuận bổ sung các chi phí này vào thành phần giá xử lý tro xỉ là thành phần giá đặc thù để xử lý, tiêu thụ tro, xỉ của hợp đồng mua bán điện đảm bảo nguyên tắc: (i) Phạm vi đầu tư, quy trình vận hành các công trình xử lý tro, xỉ được cấp có thẩm quyền phê duyệt; (ii) Việc lựa chọn các đơn vị thực hiện xử lý tro, xỉ của nhà máy phải tuân thủ quy định pháp luật, đảm bảo cạnh tranh, minh bạch; (iii) Hai bên thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro, xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề. Doanh thu từ việc bán tro, xỉ của nhà máy được sử dụng để bù đắp chi phí xử lý tro, xỉ và làm giảm giá điện của Nhà máy điện.
Chương IV
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH
Điều 21. Trách nhiệm của Bộ Công Thương
1. Hướng dẫn cơ chế tiêu thụ khí thiên nhiên trong các hợp đồng mua bán điện phù hợp với các quy định trong các hợp đồng mua bán khí, hợp đồng bán khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
2. Quyết định việc thanh toán chênh lệch tỷ giá các nhà máy điện.
Điều 22. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
1. Kiểm tra, có ý kiến về hợp đồng mua bán điện và các hiệu chỉnh bổ sung hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.
2. Hướng dẫn và giải quyết các vướng mắc phát sinh trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa các bên.
3. Hàng năm, tổng hợp ý kiến của các đơn vị về thông số đầu vào tính giá hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, quyết định sửa đổi, bổ sung (nếu có).
4. Giải quyết các tranh chấp phát sinh trong quá trình thực hiện hợp đồng mua bán điện trong trường hợp Hai bên thỏa thuận thực hiện giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết điện lực.
5. Kiểm tra, tổng hợp, báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định việc thanh toán chi phí chênh lệch tỷ giá các nhà máy điện sau khi nhận được báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 23. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, chủ trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.
2. Định kỳ hàng năm xem xét và đề xuất với Cục Điều tiết điện lực điều chỉnh các thông số đầu vào tính giá hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này và các nội dung khác trong Thông tư này (nếu có).
Điều 24. Trách nhiệm của Bên mua
1. Thoả thuận, thống nhất với Bên bán về việc phân bổ lại Chi phí đấu nối đặc thù với Chủ đầu tư các nhà máy điện đấu nối vào đường dây, trạm biến áp đó và điều chỉnh giá đấu nối đặc thù (nếu có) để đảm bảo Bên bán thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp theo quy định của pháp luật.
2. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với Bên bán; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp. Thống nhất với Bên bán báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện theo quy định.
3. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, chủ trì, phối hợp với Bên bán tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.
Điều 25. Trách nhiệm của Bên bán
1. Thống nhất với Bên mua đàm phán, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra và ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định trước Ngày khởi công xây dựng công trình; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.
2. Thực hiện lập dự án đầu tư xây dựng đường dây và trạm biến áp để tải công suất của một số nhà máy điện khi được cơ quan Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng theo đúng quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch tỉnh (nếu có). Đường dây và trạm biến áp phải đảm bảo việc vận hành, tải toàn bộ công suất, sản lượng điện của các nhà máy điện trong khu vực theo đúng quy hoạch được duyệt.
3. Cho phép các nhà máy điện nằm trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch tỉnh được duyệt đấu nối vào đường dây, trạm biến áp được giao đầu tư để phát điện lên hệ thống điện quốc gia.
4. Thoả thuận, thống nhất với Chủ đầu tư các nhà máy điện về việc phân bổ Chi phí đấu nối đặc thù và điều chỉnh giá đấu nối đặc thù (nếu có) đảm bảo để Chủ đầu tư thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp theo quy định của pháp luật.
5. Chịu trách nhiệm quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp được giao đầu tư, xây dựng theo quy định của pháp luật.
6. Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán và kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
7. Bên bán có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu và/hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu theo quy định của pháp luật về đấu thầu, các quy định pháp luật khác liên quan và chịu trách nhiệm trước pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch, ngoại trừ các trường hợp sau:
 (i) Bên bán đã ký hợp đồng cung cấp nhiên liệu trung hạn và dài hạn với đơn vị cung cấp nhiên liệu;
 (ii) Các hợp đồng cung cấp nhiên liệu khí thiên nhiên và cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí thiên nhiên được thực hiện theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
Trường hợp vì lý do đặc biệt không thể lựa chọn được đơn vị vận chuyển nhiên liệu thông qua đấu thầu (ngoài các trường hợp ngoại trừ tại điểm 7.i, 7.ii, nêu trên), Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị cung cấp nhiên liệu hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu (tùy từng trường hợp giao nhận nhiên liệu quy định tại Điều 26 Thông tư này) theo đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành; nếu chưa có đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành, Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị cung cấp nhiên liệu hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu (tùy từng trường hợp giao nhận nhiên liệu quy định tại Điều 26 Thông tư này) theo đơn giá tính toán trên cơ sở đơn giá nội bộ của đơn vị vận chuyển nhiên liệu được lựa chọn, đảm bảo hiệu quả, cạnh tranh và không cao hơn đơn giá của các đơn vị khác thực hiện trên cùng phương thức vận chuyển (nếu có), giá nhiên liệu vận chuyển đến kho của Bên bán không cao hơn giá nhiên liệu (cùng loại) tại kho của Bên bán do đơn vị khác cung cấp (nếu có).  
Trước khi ký kết các hợp đồng vận chuyển nhiên liệu không thông qua hình thức đấu thầu, Bên bán phải cung cấp các tài liệu cho Bên mua theo quy định được Hai bên thỏa thuận tại Hợp đồng mua bán điện. Trong thời hạn tối đa 20 ngày tính từ ngày Bên bán cung cấp đầy đủ tài liệu mà Bên mua chưa có ý kiến đối với việc lựa chọn đơn vị vận chuyển nhiên liệu, Bên bán và/hoặc đơn vị cung cấp nhiên liệu (tùy theo điều kiện giao hàng) được phép ký hợp đồng vận chuyển nhiên liệu đó theo các nội dung đã thỏa thuận.
Bên bán chịu trách nhiệm ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
8. Bên bán chịu trách nhiệm với toàn bộ thông số đầu vào tính toán giá hợp đồng mua bán điện và chịu trách nhiệm kiểm soát, đấu thầu với các hợp đồng cung cấp, vận chuyển nhiên liệu đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch.
9. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Bên bán báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện hợp đồng mua bán điện năm liền kề trước với Bên mua, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện hợp đồng mua bán điện, đề xuất các giải pháp giải quyết (nếu có).
10. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, phối hợp với Bên mua tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều 14 Thông tư này gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam để báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.
Điều 26. Trách nhiệm của bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu
1. Đối với nhiên liệu khí
(i) Bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu khí thiên nhiên trong nước thực hiện việc ký kết các Hợp đồng GSPA, GSA, Hợp đồng vận chuyển khí (GTA) theo quy định của pháp luật có liên quan, theo đó:
- Giá khí thiên nhiên khai thác trong nước là giá khí khai thác từ các mỏ khí.
- Đối với khí thiên nhiên khai thác trong nước qua hệ thống đường ống thu gom, vận chuyển, phân phối có tính độc quyền tự nhiên thì cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
(ii) Bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu khí nhập khẩu bằng đường ống và LNG thực hiện việc cung cấp khí theo quy định của pháp luật có liên quan, theo đó:
- Trong trường hợp hạng mục tồn trữ, phân phối khí có tính độc quyền tự nhiên, cước phí tồn trữ, tái hóa và phân phối khí phải được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
- Trường hợp giao nhận tại cảng xuất: Giá khí nhập khẩu là giá khí tại điểm giao nhận khí tại cảng xuất.
- Trường hợp giao nhận tại trạm phân phối khí, kho cảng LNG tại Việt Nam, giá khí bao gồm giá mua khí, LNG nhập khẩu và các chi phí hợp lý, hợp lệ liên quan đến hoạt động nhập khẩu (nếu có) như thuế nhập khẩu, chi phí tài chính, bảo hiểm, lợi nhuận định mức và chi phí khác liên quan tới hoạt động nhập khẩu của đơn vị cung cấp nhiên liệu.
2. Đối với nhiên liệu than
(i) Trường hợp giao nhận than tại kho, cảng của Bên bán, đơn vị cung cấp than được lựa chọn có trách nhiệm:
- Tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than theo quy định của pháp luật về đấu thầu và các quy định pháp luật khác liên quan, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch và chịu trách nhiệm trước pháp luật.
- Trường hợp vì lý do đặc biệt mà đơn vị cung cấp than không thể lựa chọn được đơn vị vận chuyển than thông qua đấu thầu, đơn vị cung cấp than có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than theo nguyên tắc tương tự như Bên bán thực hiện được quy định tại khoản 7 Điều 25 Thông tư này.
- Ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định với đơn vị cung cấp than được lựa chọn. Trước khi ký kết hợp đồng vận chuyển than không thông qua đấu thầu, đơn vị cung cấp than được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp các tài liệu liên quan cho Bên bán.
(ii) Trường hợp giao nhận than tại kho, cảng của đơn vị cung cấp than:
- Việc tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than do Bên bán thực hiện theo nguyên tắc quy định tại khoản 7 Điều 25 Thông tư này.
- Đơn vị vận chuyển than được Bên bán lựa chọn ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định với Bên bán. Trước khi ký kết hợp đồng vận chuyển than không thông qua đấu thầu, đơn vị vận chuyển than được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp các tài liệu liên quan cho Bên bán.
Điều 27. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện
1. Sửa đổi Khoản 3 Điều 6 như sau:
“3. Suất đầu tư là chi phí đầu tư cho 01 kW công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn được tính toán trên cơ sở Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm tính toán khung giá phát điện, cập nhật tỷ giá ngoại tệ tại thời điểm tính toán. Các chi phí thành phần trong suất đầu tư bao gồm:
a) Chi phí xây dựng gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành thi công;
b) Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ, đào tạo vận hành nhà máy; lắp đặt, thử nghiệm, hiệu chỉnh; vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan khác;
c) Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng và chi phí tái định cư theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền; chi phí xử lý gia cố nền móng công trình;
d) Chi phí quản lý dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý dự án từ khi lập dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;
đ) Chi phí tư vấn xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;
e) Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí lãi vay và các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;
g) Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh và dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.”
2. Sửa đổi Điểm a Khoản 4 Điều 6 như sau:
“a) Lãi suất vốn vay rd (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức sau:
rd = DF x rd,F + DD x rd,D
Trong đó:
DF: Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);
DD: Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);
rd,F: Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định trên cơ sở lãi suất vốn vay ngoại tệ các dự án nhà máy điện đã thực hiện đàm phán giá điện của 5 năm trước liền kề thời điểm tính toán khung giá phát điện (%/năm);
rd,D: Lãi suất vốn vay nội tệ được xác trên cơ sở lãi suất vốn vay nội tệ các dự án nhà máy điện đã thực hiện đàm phán giá điện của 5 năm trước liền kề thời điểm tính toán khung giá phát điện (%/năm).”
3. Sửa đổi Điều 8 như sau:
“Giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá (VC) là thành phần để thu hồi chi phí nhiên liệu, các chi phí biến đổi khác của Nhà máy điện chuẩn với số giờ vận hành công suất cực đại, được xác định theo công thức sau:
VC = HR x Pnlc x (1+f)
Trong đó:
VC: Giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kWh);
HR: Suất tiêu hao nhiệt tinh được tính toán ở mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, được tính bằng kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh;
f: Tỷ lệ phần trăm tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và các chi phí biến đổi khác cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);
Pnlc: Giá nhiên liệu chính của Nhà máy điện chuẩn và không bao gồm cước vận chuyển; đối với nhà máy điện than đã bao gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có); trường hợp hợp đồng cung cấp nhiên liệu không tách được cước vận chuyển nhiên liệu thì giá nhiên liệu chính được xác định bằng giá trong hợp đồng mua bán nhiên liệu chính; Pnlc được tính bằng đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU.”
4. Sửa đổi suất tiêu hao nhiên liệu tinh và giá nhiên liệu chính tại Phụ lục 2 như sau:

1

Suất tiêu hao nhiệt tinh

HR

kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh

2

Giá nhiên liệu chính

Pnlc

đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU

Điều 28. Điều khoản chuyển tiếp
1. Đối với các hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, Hai bên tiếp tục thực hiện Hợp đồng mua bán điện đã ký đến hết thời hạn hợp đồng.
2. Đối với các dự án điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 và các dự án điện mới khởi công trước ngày 19 tháng 9 năm 2017, khi có Vốn đầu tư quyết toán các bên có quyền đề nghị được thực hiện tính lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.
3. Đối với nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện, trường hợp cần thiết Hai bên đàm phán bổ sung hệ số điều chỉnh kHR theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.
4. Đối với các nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện, trường hợp các thỏa thuận về tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt, Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ khí cho các nhà máy điện và cho phép Hai bên điều chỉnh, bổ sung vào Hợp đồng mua bán điện.
5. Đối với các nhà máy điện đã khởi công, chưa kết thúc đàm phán giá hợp đồng mua bán điện trước ngày Thông tư này có hiệu lực thì được phép đàm phán sau ngày khởi công theo phương pháp quy định tại Thông tư này.
Điều 29. Hiệu lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 22 tháng 02 năm 2021 và thay thế các Thông tư sau:
a) Thông tư số 56/2014/TT-BCT;
b) Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT;
2. Bãi bỏ Điều 1 Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT; Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện;
3. Bãi bỏ Điều 134Phụ lục 5 Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT;
4. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

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

KT. BỘ TRƯỞNG

THỨ TRƯỞNG





Đặng Hoàng An

Phụ lục 1

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG TÍNH TOÁN GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

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

 TT

Hạng mục

Thông số

I

Đời sống kinh tế

 

1

Nhà máy nhiệt điện than

30 năm

2

Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp

25 năm

3

Nhà máy thuỷ điện

40 năm

II

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy nhiệt điện (%)

 

1

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kscl)

 

1.1

Nhà máy nhiệt điện than

2,5%

1.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

4,37%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)

 

2.1

Nhà máy nhiệt điện than

1,5%

2.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

1,9%

III

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thuỷ điện (%)

 

1

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kscl)

 

1.1

Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống

1,2%

1.2

Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW

0,9%

1.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,6%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)

 

2.1

Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống

0,8%

2.2

Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW

0,5%

3.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,3%

IV

Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm - Tmax (giờ)

 

1

Nhà máy nhiệt điện than

6.500

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

6.000

V

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (%)

 

1

Nhà máy nhiệt điện than

1,3%

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

3%

VI

Tỷ lệ chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm (%)

 

1

Nhà máy nhiệt điện than

0,8%

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

0,8%

VII

Tỷ lệ trượt chi phí bình quân (%/năm)

 

1

Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác

2,5%/năm

2

Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi theo biến động khác

2,5%/năm

VIII

Mức tải bình quân của nhà máy nhiệt điện

85%

Phụ lục 2

CÁC MẪU BIỂU PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN

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

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính:……………

STT

Nội dung

Năm N

Năm N+1

Năm N+2

Tổng cộng

I

Tổng thu nhập

 

 

 

 

 

1

Doanh thu từ bán điện

 

 

 

 

 

2

Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)

 

 

 

 

 

3

Trợ giá (nếu có)

 

 

 

 

 

II

Tổng chi phí

 

 

 

 

 

1

Chi phí khấu hao tài sản cố định

 

 

 

 

 

2

Chi phí vận hành và bảo dưỡng

 

 

 

 

 

3

Chi phí khác (nếu có)

 

 

 

 

 

4

Chi phí lãi vay

 

 

 

 

 

III

Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)

 

 

 

 

 

IV

Thuế thu nhập doanh nghiệp

 

 

 

 

 

V

Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

 

 

 

 

 

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

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

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

Đơn vị tính:……………

STT

Nội dung

Năm N-1

Năm N

Năm N+1

Tổng cộng

I

Nguồn

 

 

 

 

 

 

1

Doanh thu từ bán điện

 

 

 

 

 

 

2

Lợi ích khác thu được từ dự án (nếu có)

 

 

 

 

 

 

3

Trợ giá (nếu có)

 

 

 

 

 

 

4

Giá trị còn lại của Tài sản cố định (tính vào năm cuối dự án)

 

 

 

 

 

 

5

Giá trị thu hồi vốn lưu động (tính vào năm cuối dự án)

 

 

 

 

 

 

II

Sử dụng

 

 

 

 

 

 

1

Vốn chủ sở hữu, vốn vay (phân bổ theo tiến độ dự án)

 

 

 

 

 

 

2

Chi phí khác (nếu có)

 

 

 

 

 

 

3

Trả gốc vay

 

 

 

 

 

 

4

Chi phí lãi vay

 

 

 

 

 

 

5

Thuế thu nhập doanh nghiệp

 

 

 

 

 

 

III

Tích lũy tài chính (I)-(II)

 

 

 

 

 

 

IV

Tích lũy tài chính chiết khấu

 

 

 

 

 

 

V

Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế

 

 

 

 

 

 

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

- Biểu 02 lập từ năm bắt đầu xây dựng.  

Phụ lục 3

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU

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

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

________________________

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

NHÀ MÁY ĐIỆN ……………………………………

Giữa

CÔNG TY  [tên công ty]

(BÊN BÁN)

- và -

(tên công ty)

(BÊN MUA)

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

(Địa danh) …, tháng …/20..…

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM

Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

________________________

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

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

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

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

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

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

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

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

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán:_________________________________________________

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________
________________________________________________________

Đại diện: _________________________________________________

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

Bên mua:(tên công ty)

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________
________________________________________________________

Đại diện: _________________________________________________

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

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

Điều 1. Định nghĩa

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

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

2. Bên mua là (…).

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

13. Ngày là ngày dương lịch.

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

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

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

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

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

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

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

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp đồng

1. Hiệu lực Hợp đồng

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

2. Thời hạn Hợp đồng

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

Điều 3. Mua bán điện năng

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

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

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

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

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

Điều 4. Cam kết thực hiện

Hai bên cam kết như sau:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Đấu nối, thử nghiệm và vận hành

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

4. Ngày vận hành thương mại

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

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

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

1. Trách nhiệm đấu nối

Bên bán có trách nhiệm:

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

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

2. Hệ thống đo đếm

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

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

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

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

Điều 8. Lập hoá đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Tranh chấp trong thanh toán

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

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

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

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

3. Xác định tiền lãi

Việc tính lãi được áp dụng cho:

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

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

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

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

4. Bù trừ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Chế tài áp dụng

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

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

Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng

1. Chấm dứt Hợp đồng theo thỏa thuận

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

2. Đơn phương chấm dứt Hợp đồng

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

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

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

Điều 11. Bồi thường thiệt hại

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

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

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

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

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

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

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

d) Xảy ra trường hợp bất khả kháng

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 13. Giải quyết tranh chấp

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

2. Trường hợp hai bên không thể giải quyết tranh chấp thông qua trao đổi trong thời hạn quy định tại khoản 1 Điều này, hai bên thống nhất chuyển vụ việc tranh chấp đến Cục Điều tiết điện lực hoặc cơ quan giải quyết tranh chấp khác do hai bên thống nhất lựa chọn để giải quyết hoặc do một trong hai bên khởi kiện tranh chấp theo quy định của pháp luật có liên quan.

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

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

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

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

2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán

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

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

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

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

1. Lưu giữ hồ sơ

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

2. Cung cấp thông tin

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

Điều 16. Các chi phí khác

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

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

1. Đại diện có thẩm quyền

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

Bên bán:                                                           Bên mua:

_________________________                __________________________

_________________________                __________________________

2. Trao đổi thông tin 

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

Bên bán:  ________________________________

                 ________________________________ 

Bên mua: ________________________________

                 ________________________________

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

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

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

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

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

Điều 18. Bảo mật thông tin

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

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

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

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

Điều 19. Các thoả thuận khác

1. Sửa đổi, bổ sung Hợp đồng

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

2. Hợp đồng hoàn chỉnh 

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

3. Bên thứ ba

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

4. Không liên doanh

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

5. Từ bỏ thực hiện quyền

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

6. Thực hiện nghĩa vụ còn lại

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

7. Luật áp dụng

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

8. Tính độc lập của các nội dung Hợp đồng

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

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

ĐẠI DIỆN BÊN MUA

 

(Chức danh)

 

(Đóng dấu và chữ ký)

 

(Họ tên đầy đủ)

ĐẠI DIỆN BÊN BÁN

 

(Chức danh)

 

(Đóng dấu và chữ ký)

 

(Họ tên đầy đủ)

Phụ lục I

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

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

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

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

Phụ lục II

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

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

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

1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:

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

II. YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

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

III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM

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

Vị trí đo đếm chính:

Vị trí đo đếm dự phòng 1:

Vị trí đo đếm dự phòng 2:

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

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

1. Sản lượng điện giao nhận

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

AG =

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:

AN =

Trong đó:

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

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

Phụ lục III

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

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

Phụ lục IV

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

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

Phụ lục V

GIÁ MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN

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

I. GIÁ PHÁT ĐIỆN

1. Giá hợp đồng mua bán điện

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

Trong đó:

: Giá cố định năm j (đồng/kWh);

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

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

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

1.1. Giá cố định:

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

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

Năm thứ

1

2

3

4

...

...

Giá cố định (đồng/kWh)

 

 

 

 

 

 

1.2. Giá vận hành và bảo dưỡng:

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

1.3. Giá biến đổi:

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

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

d) Giá vận chuyển nhiên liệu chính:

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

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Giá đặc thù:

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

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

II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP ĐỒNG

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

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

III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG

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

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

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

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

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

Rtt = Rt x (1 + VAT)

Trong đó:

Rt: Tiền điện thanh toán cho tháng t năm j, chưa bao gồm thuế VAT  

             (đồng);

Rt = (PC,j,t  x Qm,j,t + Rk + Rđt + RTh)

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

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

R: Các chi phí khác (đồng), gồm có:

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

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

Các chi phí khác do hai bên thỏa thuận.

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

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

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

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

Hàng năm, hai bên thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề.

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

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

Trong đó:

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

D: Tổng số ngày trong tháng t;

d: Ngày giao dịch trong tháng t;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Rtt = (RTT,t + RC,t + RC,k,HĐ+ RC,k,TT + Rđt + RTh)x(1+VAT)

Trong đó:

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

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

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

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

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

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

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

Hàng năm, hai bên thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề.

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

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

Trong đó:

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

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

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

Năm 1

Năm 2

Năm 3

Năm 4

Năm 5

Năm …

 

 

 

 

 

 

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

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

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

Phụ lục VI

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN

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

Phụ lục VII

CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

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

I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

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

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

3. Ngày đóng điện lần đầu:                                            […]      

4. Ngày thử nghiệm:                                                      […]

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

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

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

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

Phụ lục VIII

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

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

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

Phụ lục IX

QUY TRÌNH THỬ NGHIỆM

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

Phụ lục X

MẪU BIỂU BÁO CÁO TÌNH HÌNH THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN

Quý … năm …

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

TT

Nội dung

Đơn vị tính

Tháng  …

Tháng  …

Tháng  …

A

Tình hình thanh toán tiền điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng)

 

 

 

 

1

Tổng tiền thanh toán theo hợp đồng

Triệu đồng

 

 

 

2

Tổng khoản thanh toán thị trường điện

Triệu đồng

 

 

 

3

Tổng khoản thanh toán khác

Triệu đồng

 

 

 

4

Tổng chi phí khởi động

Triệu đồng

 

 

 

5

Tổng các khoản thuế, phí, khoản bằng tiền (chi tiết các khoản)

Triệu đồng

 

 

 

6

Sản lượng hợp đồng Qc theo từng tháng

Triệu kWh

 

 

 

B

Thông số tính toán thực tế từng tháng

 

 

 

 

1

Giá cố định năm

Đồng/kWh

 

 

 

2

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác

Đồng/kWh

 

 

 

3

Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công

Đồng/kWh

 

 

 

4

Giá biến đổi của nhà máy điện

Đồng/kWh

 

 

 

5

Giá vận chuyển theo nhiên liệu chính

Đồng/kWh

 

 

 

6

Giá nhiên liệu than/khí (chưa có cước vận chuyển)

Đồng/kcal; Đồng/kJ; Đồng/BTU

 

 

 

7

Cước phí vận chuyển than/khí

Đồng/tấn, USD/BTU

 

 

 

8

Giá nhiêu liệu dầu

Đồng/tấn

 

 

 

9

Lương tối thiểu vùng

Đồng/tháng

 

 

 

10

Số lần khởi động (ứng với các trạng thái khởi động)

lần

 

 

 

11

Tỷ giá ngoại tệ trong thanh toán nhiên liệu khí, nhiêu liệu than

Đồng/USD

 

 

 

12

Tỷ giá ngoại tệ thực hiện trong thanh toán các hợp đồng vay thực tế với Ngân hàng, tổ chức tín dụng (nếu có)

Đồng/USD

 

 

 

Thuộc tính văn bản
Thông tư 57/2020/TT-BCT của Bộ Công Thương về việc quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp động mua bán điện
Cơ quan ban hành: Bộ Công Thương Số công báo: Đang cập nhật
Số hiệu: 57/2020/TT-BCT Ngày đăng công báo: Đang cập nhật
Loại văn bản: Thông tư Người ký: Đặng Hoàng An
Ngày ban hành: 31/12/2020 Ngày hết hiệu lực: Đang cập nhật
Áp dụng: Đã biết Tình trạng hiệu lực: Đã biết
Lĩnh vực: Công nghiệp , Điện lực
Tóm tắt văn bản
Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem VB liên quan.
Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!
Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Hiệu lực.
Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE

_________

No. 57/2020/TT-BCT

THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM

Independence - Freedom - Happiness

________________________

Hanoi, December 31, 2020


 

CIRCULAR

On providing method to determine electricity generation prices and power purchase agreement

_________

 

Pursuant to the Electricity Law dated December 03, 2004 and the Law Amending and Supplementing a Number of Articles of the Electricity Law dated November 20, 2012;

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

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

At the proposal of the Director of the Electricity Regulatory Authority;

The Minister of Industry and Trade hereby promulgates the Circular on providing method to determine electricity generation prices and sequence to inspect power purchase agreement.

 

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

 

Article 1. Scope of regulation and subjects of application

1. This Circular provides regulations on:

a) Method to determine the electricity generation prices and power purchase agreements applicable to types of power plants specified in Clause 2 of this Article.

b) Sequence to inspect power purchase agreement.

2. This Circular applies to the following subjects:

a) Power plants connected with the national electric system with the total installed capacity of more than 300MW, power plants with the installed capacity of 300MW or under that volunteer to join the electricity market;

b) Other concerned organizations and individuals;

c) This Circular does not apply to small sized hydroelectric power plants that apply avoidable cost tariffs, multi-target strategic hydroelectric power plants, independent power plants (those were invested in the form of Build - Operate – Transfer (BOT)), power plants that only supply auxiliary services, biomass power plants, wind power plants, solar power plants, waste-to-energy plants and power plants using solid wastes;

For other power plants without a separate mechanism provided by the Prime Minister and the Ministry of Industry and Trade, regulations specified in Article 9 of this Circular shall be complied with.

Article 2. Interpretation of terms

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

1. Seller means the electric generating unit.

2. Buyers mean the Vietnam Electricity (or representative unit according to decentralization or authorization), the Northern Power Corporation, the Central Power Corporation, the Southern Power Corporation, Hanoi Power Corporation, Ho Chi Minh City Power Corporation, big electricity-using customers or other electricity wholesale buyers in accordance with the electricity market’s regulations.

3. Project owner means an organization or individual directly involved in managing and using capital to invest in power plant projects, invest in power lines and transformer stations to load capacity of power plants.

4. Connection cost means construction investment cost for power lines and transformer stations from the power plant’s distribution yard to the connection point.

5. Typical connection cost means the cost paid by the project owner or allocated to:

a) Build power lines and transformer stations from distribution yards of a number of power plants to load capacity of several power plants to the connection points when being assigned to invest and construct by the competent State agency.

b) Build power lines and transformer stations from distribution yards of the power plants to the connection points as agreed between the project owner and buyer.

6. Connection point means the point connecting equipment, electric grid and power plants to the national electric system. Depending on the structure of electric grid, connection line, the connection point is defined as one of the following:

- With regard to the overhead power line, the connection point is the end point of the insulator string supporting and hanging the feeder line connecting to the disconnector switches of the power station or distribution yard of the power plant.

- With regard to the underground cable, the connection point is the cosse of the disconnector switches’ insulator poles on the feeder side of the power station or distribution yard of the power plant.

In case where the connection point is different from the above-mentioned regulations, the seller shall reach an agreement on the replacing connection point with the electric distributing unit or the electric transmitting unit.

7. Delivered electricity energy means the entire electricity energy delivered to the buyer by the seller in service of the payment between the seller and buyer.

8. Electric generating unit means an organization or individual that owns one or more power plants in accordance with Vietnamese law.

9. National electric system and market operator means the National Load Dispatch Centre or other name depending on the development of the electricity market.

10. The two parties mean the seller and buyer in the power purchase agreement.

11. Agreement of liquefied natural gas storage, recycling, and distribution (LNG) means agreements between an electric generating unit or a fuel trading unit and an LNG warehouse investing and managing unit for storing, recycling, distributing and supplying gas fuel for power plants, signed under current regulations, ensuring competitive and transparent prices.

12. Power purchase agreement (PPA) means an agreement used for the electricity sale and purchase of each power plant as specified in Appendix 3 of this Circular.

13. Gas sale and purchase agreement (GSPA) means a gas purchase contract between the gas seller and the field owner to buy domestically exploited natural gas and supply to the gas buyer (downstream gas consumers). 

14. Gas sale agreement (GSA) means a contract to sell gas between gas sellers and downstream gas consumers. 

15. Agreement for sale and purchase of fuel (coal, natural gas, LNG) means agreements between the electric generating unit and the fuel trading unit to supply fuel for the power plant, signed under the current regulations, ensuring the legal source of fuel, competitive and transparent prices.

16. Agreement for transportation of fuel (coal, natural gas, LNG) means agreements between the electric generating unit or the fuel trading unit and a fuel transporter in order to transport fuel for the power plant, signed under the current regulations, ensuring the competitive and transparent prices.

17. Base year means the year of approving the total investment or total investment adjusting the project used to calculate the electricity generation price.  

18. Other power plants are power plants other than those specified at Points a and c, Clause 2, Article 1 of this Circular.

19. New power plant means a power plant without a power purchase agreement signed for the first time. 

20. Date of commencement of construction of works means the date on which the seller satisfies conditions for commencement of construction of works in accordance with the Construction Law.

21. Net heat loss rate means the amount of heat consumed to produce one kWh of electricity energy at the delivery point (BTU/kWh or kJ/kWh or kcal/kWh).

22. Total investment amount includes all construction investment costs of a project determined according to current law provisions, compliance with the basic design and other contents of the construction investment feasibility study report. The contents of total construction investment amount include compensation, support and resettlement expenses (if any); costs of construction, equipment, project management, construction investment consultancy, other costs and provisional amounts for arising volumes and inflation.

23. Adjustment of construction investment projects means the total investment amount that takes effect at the time of electricity price negotiation, in which the total investment value adjusted for calculation of electricity price when adjusting construction investment projects in the following cases:

+ Being affected by natural disasters, environmental incidents, enemy sabotage, fires or other force majeure factors;

+ Appearance of factors likely to bring about higher efficiency for the project when the project owner has proved the financial and socio-economic efficiency brought about by the project adjustment;

+ Change of construction planning which directly affects the project;

+ When the construction price index promulgated by the Ministry of Construction or the provincial-level People’s Committee during the project implementation is higher than the construction price index used for calculation of inflation in the approved total investment amount of the project;

+ When adjusting investment policies, resulting in the adjustment of the project.

24. Settled investment capital means the entire lawful expenses used in the investment process in order to put the project into operation. Lawful expense means the one used within the scope of approved project, design and estimates; construction agreements signed in accordance with law provisions; including adjustments and supplements approved in compliance with regulations and competence. Settled investment capital must be within the total investment limit approved (or revised) in accordance with law provisions.

25. Circular No. 56/2014/TT-BCT referred to as the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of the Minister of Industry and Trade on method to determine electricity generation prices and sequence to inspect power purchase agreement.

 

Chapter II

METHODS TO DETERMINE ELECTRICITY GENERATION PRICES

 

Section 1

METHOD TO DETERMINE ELECTRICITY GENERATION PRICES FOR NEW POWER PLANTS

 

Article 3. Principles of determination of electricity generation prices

1. Electricity generation prices of a power plant shall be determined on a basis of:

a) Rational expenses of the project owner during the entire economic life of the project;

b) The financial internal rate of return (IRR) does not exceed 12%.

2. The electricity generation price of a power plant include the following components:

a) Power purchase agreement price: As agreed by both parties; this price is determined according to the method specified in Article 4 of this Circular;

b) Typical connection costs: As agreed by both parties; this cost is determined according to the method specified in Article 8 of this Circular.

3. Electricity generation price does not include value-added tax, water resource tax, royalty for exploitation of water resources, forest environment service charge, environmental protection charge applicable to solid wastes and industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes, charges and payables in cash according to the State’s regulations (except for taxes and charges already included in the electricity generation price plan).

4. Power purchase agreement price is used to compare with the electricity generation price bracket in the base year

The electricity generation price must be within the electricity generation price bracket in the base year of the power plant that is issued by the Minister of Industry and Trade. In which, the power purchase agreement price of a thermal power plant used to compare with the electricity generation price bracket in the base year shall be calculated on a basis of cost components corresponding to the components of costs used to calculated the electricity generation price bracket.

Click download to see the full text

Vui lòng Đăng nhập tài khoản gói Nâng cao để xem đầy đủ bản dịch. Nếu chưa có tài khoản Quý khách 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.
Văn bản này chưa có chỉ dẫn thay đổi

Tải App LuatVietnam miễn phí trên Android tại đây trên IOS tại đây. Xem thêm

Văn bản cùng lĩnh vực
Vui lòng đăng nhập tài khoản gói Tiêu chuẩn hoặc Nâng cao để xem Lược đồ.
Nếu chưa có tài khoản Quý khách đăng ký tại đây!