Tìm kiếm

Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Tiêu đề Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành Mục lục
Chương I Quy định chung 1-2
Chương II Phương pháp xây dựng giá hợp đồng mua bán điện 3-18
Mục 1 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI 3-11
Mục 2 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN 12-15
Mục 3 PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI 16-18
Chương III Trình tự đàm phán và kiểm tra hợp đồng mua bán điện 19-24
Chương IV Điều khoản thi hành 25-28

BỘ CÔNG THƯƠNG
--------

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

Số: 56/2014/TT-BCT

Hà Nội, ngày 19 tháng 12 năm 2014

 

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN, TRÌNH TỰ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

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

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

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

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định 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 và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các đối tượng 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) Đơn vị phát điện sở hữu 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, trừ các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT) và các nhà máy điện sử dụng năng lượng mới tái tạo (gió, địa nhiệt, thuỷ triều và sinh khối);

Các nhà máy điện khác khi chưa có cơ chế riêng do Bộ Công Thương quy định thực hiện theo quy định tại Thông tư này.

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

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1.    Bên bán là Đơn vị phát điện được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.

2.    Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

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.

4.    Công suất tinh là công suất lắp đặt quy đổi về vị trí đo đếm phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua (kW).

5.    Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng Bên bán giao cho Bên mua tại các vị trí đo đếm phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua (kWh).

6.    Đơn vị phát điện là đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.

7.    Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0).

8.    Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu là tổng mức đầu tư kèm theo thiết kế cơ sở lần đầu được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định tại Nghị định số 12/2009/NĐ-CP ngày 12 tháng 02 năm 2009 của Chính phủ về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình hoặc các văn bản thay thế.

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

10. Năm cơ sở là năm xác định Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu hoặc Vốn đầu tư được quyết toán.

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

12. Các nhà máy điện khác bao gồm nhà máy điện bán phần điện năng sản xuất dư cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, nhà máy nhiệt điện bị giới hạn về cung cấp nhiên liệu chính ảnh hưởng lớn đến khả năng phát điện.

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

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

15. Suất tiêu hao nhiên liệu tinh là khối lượng nhiên liệu tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận (kg/kWh).

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

Chương II
Phương pháp xây dựng giá hợp đồng mua bán điện
Mục 1. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI
Điều 3. Nguyên tắc xác định giá hợp đồng mua bán điện

1. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:

a) Chủ đầu tư chi trả các khoản chi phí hợp lý 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 hợp đồng mua bán điện của máy nhiệt điện được tính bằng đồng/kWh, bao gồm hai thành phần sau:

a) Giá phát điện: do hai bên thoả thuận trong Năm cơ sở và không được vượt quá khung giá phát điện của máy nhiệt điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt trong Năm cơ sở, giá phát điện được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 Thông tư này;

b) Giá vận chuyển nhiên liệu chính: do hai bên thỏa thuận trong Năm cơ sở và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.

3. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thuỷ điện là giá phát điện được tính bằng đồng/kWh, giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thủy điện do hai bên thoả thuận trong Năm cơ sở và không được vượt quá khung giá phát điện của nhà máy thuỷ điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt trong Năm cơ sở. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thuỷ điện được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 9 Thông tư này.

4. Giá hợp đồng mua bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, phí dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện), chi phí đầu tư đường dây truyền tải và các khoản thuế, phí khác theo quy định của Nhà nước (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá điện).

5. Sau khi xác định được Vốn đầu tư được quyết toán, bên bán có trách nhiệm gửi cho bên mua hồ sơ liên quan đến Vốn đầu tư được quyết toán. Bên bán hoặc bên mua có quyền yêu cầu xác định lại giá hợp đồng mua bán điện theo các nguyên tắc sau:

a) Bên bán hoặc bên mua có văn bản đề nghị Cục Điều tiết điện lực có ý kiến về việc hai bên đàm phán lại giá điện và Hợp đồng mua bán điện theo Vốn đầu tư được quyết toán. Hồ sơ đề nghị gửi Cục Điều tiết điện lực thực hiện theo quy định tại Điều 22 Thông tư này;

b) Sau khi Cục Điều tiết điện lực có ý kiến, bên bán và bên mua thực hiện đàm phán lại giá hợp đồng mua bán điện theo các nguyên tắc sau:

-   Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 (đối với nhà máy nhiệt điện) và Điều 9 (đối với nhà máy thủy điện) Thông tư này;

-   Các thông số tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 (đối với nhà máy nhiệt điện) và Điều 9 (đối với nhà máy thủy điện) Thông tư này và được cập nhật lại cùng thời điểm xác định Vốn đầu tư được quyết toán;

-   Giá phát điện nằm trong khung giá phát điện của năm lập Vốn đầu tư được quyết toán;

-  Giá phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy, giá từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 12 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá phát điện 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 được quyết toán.

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

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

 = PG +

1. PG (đồng/kWh) là giá phát điện Năm cơ sở và được xác định theo công thức sau:

PG = FC + FOMCb + VCb

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 cố định Năm cơ sở được hai bên thỏa thuận theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);

VCb: Giá biến đổi Năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).

Giá phát điện (PG) không vượt quá khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp nhà máy nhiệt điện có công suất khác với công suất của Nhà máy điện chuẩn nhưng ở trong phạm vi ± 10% công suất của Nhà máy điện chuẩn, áp dụng khung giá của Nhà máy điện chuẩn gần nhất, có cùng công nghệ, có cùng số tổ máy.

Đối với các nhà máy nhiệt điện có tổng công suất từ 200MW trở xuống và các nhà máy nhiệt điện có công suất khác vượt ngoài phạm vi ± 10% công suất của Nhà máy điện chuẩn, giá phát điện được xác định cho từng trường hợp cụ thể theo phương pháp quy định tại Chương này tương ứng với các thông số quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

2.  (đồng/kWh) là giá vận chuyển nhiên liệu chính Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.

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

a) Đối với chi phí chạy thử nghiệm thu trước giai đoạn nhà máy nhiệt điện vận hành thương mại: hai bên thỏa thuận trên cơ sở Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu.

b) Đối với chi phí chạy thử nghiệm thu phát sinh sau giai đoạn nhà máy nhiệt điện vận hành thương mại: Bên mua có trách nhiệm thanh toán chi phí nhiên liệu cho Bên bán theo quy định.

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

1. Giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt 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 với tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%. Các thông số đầu vào để xây dựng giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt 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 nhiệt điện (FC):

a) Tổng mức đầu tư: được xác định trên cơ sở Tổng mức đầu tư lần đầu hoặc Vốn đầu tư được quyết toán (đồng); không đưa vào Tổng mức đầu tư của dự án hoặc Vốn đầu tư được quyết toán của dự án các chi phí đầu tư, nâng cấp thiết bị để duy trì vận hành nhà máy điện sau 20 năm vận hành thương mại;

b) Đời sống kinh tế: được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. 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, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (năm);

c) Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát: được xác định theo công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt và số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy. Trong đó số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy được xác định theo thiết kế được duyệt nhưng không thấp hơn số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. 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. Riêng đối với nhà máy tuabin khí, điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát có tính đến khả năng cung cấp khí do cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt (kWh);

d) Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây truyền tải điện (nếu có): xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy điện hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);

đ) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính: được xác định trên cơ sở bình quân thời gian trích khấu hao tài sản cố định chính của từng nhóm tài sản cố định theo khung thời gian trích khấu hao tài sản cố định chính theo quy định tại Thông tư số 45/2013/TT-BTC ngày 25 tháng 4 năm 2013 của Bộ Tài chính hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định hoặc văn bản thay thế. Trường hợp nếu có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép thời gian trích khấu hao tài sản cố định khác với khung thời gian trích khấu hao tài sản cố định theo quy định của Bộ Tài chính, áp dụng thời gian trích khấu hao tài sản cố định tại văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép (năm);

e) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay trong Tổng mức đầu tư lần đầu: tỷ lệ vốn chủ sở hữu trong khoảng từ 20% đến 30%, tỷ lệ vốn vay trong khoảng từ 70% đến 80%. Trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt khác với tỷ lệ nêu trên, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (%);

g) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: căn cứ vào Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu có tính pháp lý giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay, trong đó bình quân lãi suất các nguồn vốn vay không vượt quá mức trần lãi suất được quy định dưới đây:

- Lãi suất vốn vay ngoại tệ: được xác định bằng giá trị trung bình của lãi suất hoán đổi đồng Đôla Mỹ thời hạn 10 năm trong 36 tháng liền kề thời điểm các bên đàm phán trên thị trường liên ngân hàng Luân Đôn (LIBOR swaps[1]) cộng với tỷ lệ bình quân năm cho dịch vụ phí của các ngân hàng, phí bảo lãnh, thuế liên quan là 3% hoặc do Bộ Công Thương công bố;

- Lãi suất vốn vay nội tệ: được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của 5 năm trước liền kề của năm đàm phán, xác định tại ngày 30 tháng 9 hàng năm, của bốn ngân hàng thương mại (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 với tỷ lệ bình quân năm biên lãi suất là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương công bố;

Tổng vốn vay trong tính toán giá điện theo Tổng mức đầu tư lần đầu bằng tổng mức đầu tư trừ vốn chủ sở hữu. Trường hợp tổng vốn vay từ các Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu có tính pháp lý giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu trong thời gian vận hành sẽ được tính toán như sau:

- Thời gian trả nợ vay: được xác định trên cơ sở kế hoạch trả nợ vay theo tài liệu phân tích tài chính trong thiết kế cơ sở được duyệt, trong đó thời gian trả nợ vay tối thiểu là 10 năm;

- Lãi suất vay vốn: được xác định trên cơ sở lãi suất vay theo tài liệu phân tích tài chính trong thiết kế cơ sở được duyệt, trong đó bình quân lãi suất các nguồn vốn vay không vượt quá mức trần lãi suất được quy định như trên.

h) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: được xác định theo quy định hiện hành.


[1] LIBOR swaps được công bố trên trang thông tin điện tử: http://www.swap-rates.com

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

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

FOMCb = +

Trong đó:

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

Trong đó:

: Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác của 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 như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại Khoản 3 Điều này;

Pt :  Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt, được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

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 (kWh);

ttd:  Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy, 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 (%).

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

Trong đó:

:  Tổng chi phí nhân công 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). Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại Khoản 4 Điều này;

Pt :  Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt, được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

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 (kWh);

ttd :  Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy 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 (%).

1. Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl (đồng) được tính toán theo công thức sau:

TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kF,scl:  Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy nhiệt điện, kF,scl quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

2. Tổng chi phí nhân công TCnc (đồng) được tính toán theo công thức sau:

TCnc =VĐTXL+TB x kF,nc

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kF,nc:  Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy nhiệt điện, kF,nc quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

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

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

VCb = + +

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) 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).

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 (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu chính do hai bên thỏa thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị và được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (kg/kWh hoặc BTU/kWh);

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

-   Đối với nhiên liệu than nội địa: Giá than là giá tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than, bao gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có), nhưng không bao gồm cước vận chuyển (đồng/tấn). Trường hợp nếu hợp đồng mua bán than không tách được cước vận chuyển nhiên liệu, giá nhiên liệu Năm cơ sở được xác định bằng giá trong hợp đồng mua bán than (đồng/tấn);

-   Đối với nhiên liệu than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng xuất khẩu than (đồng/tấn);

-   Đối với nhiên liệu khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (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 (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu), do hai bên thoả thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);

:  Giá nhiên liệu phụ (dầu) Năm cơ sở bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).

3. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở

 (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

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); đối với nhà máy nhiệt điện than, số lần khởi động cho phép được tính là 01 lần trong 01 năm ứng với mỗi trạng thái khởi động; đối với nhà máy điện tuabin khí, 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, được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (đồng);

Pt­:  Tổng công suất tinh của nhà máy điện (kW);

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 (%);

Tmax:  Thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà máy điện (giờ) và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 8. Phương pháp xác định giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy nhiệt điện

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 hao nhiên liệu bình quân của nhiên liệu chính đối với nhà máy nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân của nhiên liệu chính đối với nhà máy tuabin khí (BTU/kWh) và 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, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than hoặc tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.

Điều 9. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thủy điện

Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thủy điện  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

 = FC + FOMCb

Trong đó:

FC:  Giá cố định bình quân của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 10 Thông tư này (đồng/kWh);

FOMCb: Giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 10. Phương pháp xác định giá cố định bình quân của nhà máy thủy điện

1. Giá cố định bình quân của nhà máy thủy 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 với tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12% và các thông số đầu vào theo hướng dẫn tại Khoản 2 Điều này.

2. Thông số đầu vào được sử dụng trong tính toán giá điện:

a) Tổng mức đầu tư, đời sống kinh tế, tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp (chưa bao gồm tổn thất đường dây truyền tải điện nếu có), tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay, thời gian trích khấu hao, lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành, thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 5 Thông tư này;

b) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát: điện năng phát trung bình nhiều năm của nhà máy thủy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW). Trường hợp có văn bản của cơ quan có thẩm quyền phê duyệt khác, áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền.

Điều 11. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thủy điện

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

FOMCb = +

Trong đó:

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

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định 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 Năm cơ sở () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác 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 như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại tại Khoản 3 Điều này;

Abq :  Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (kWh);

ttd :  Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (%).

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

Trong đó:

:  Tổng chi phí nhân công 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). Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại Khoản 4 Điều này;

Abq :  Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (kWh);

ttd :  Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (%).

3. Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (TCscl) được tính toán theo công thức sau:

TCcsl =VĐTXL+TB x kscl

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy thủy điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 10 Thông tư này (đồng);

kscl:  Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy thủy điện, kscl quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

4. Tổng chi phí nhân công (TCnc) được tính toán theo công thức sau:

TCnc =VĐTXL+TB x knc

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy thủy điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 10 Thông tư này (đồng);

knc:  Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy thủy điện, knc quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Mục 2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều 12. 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 từng năm trong thời hạn hợp đồng thì việc xác định các mức giá 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, giá cố định của nhà máy nhiệt điện hoặc nhà máy thuỷ điện được quy đổi thành giá từng năm của hợp đồng mua bán điện ( 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 từng năm là 10%;

b) Nhà đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản nợ vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay; tỷ lệ điều chỉnh giá cố định của năm cao nhất kể từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên so với giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện hoặc nhà máy thuỷ điện hai bên đã thỏa thuận không vượt quá 1,2 lần.

Điều 13. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

1. 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.

2. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định của nhà máy nhiệt điện và giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thủy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:

a) Thành phần giá 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 theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;

b) Thành phần giá theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán.

Điều 14. Phương pháp xác định giá Hợp đồng của nhà máy nhiệt điện tại thời điểm thanh toán

Giá Hợp đồng 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 cố định tháng t, năm j được xác định theo Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);

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

:  Giá vận chuyển nhiên liệu chính tháng t, năm j được xác định theo Khoản 4 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá cố định năm j () được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định 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 (đồng/kWh);

i:  Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định 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 cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j ()   được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);

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

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

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

VCj,t = + +

Trong đó:

:  Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) 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).

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

kHS,j :  tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm thứ j (%);

:  Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;

:  Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.

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  (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 được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

:  Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/kg);

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

c) 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 được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 3 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);

i:  Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ 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).

2. 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:

:  Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 9 Thông tư này (đồng/kWh);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí);

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) tại Năm cơ sở, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.

3. Tổng chi phí khởi động trong tháng t của nhà máy 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 điện được thực hiện theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hoặc các văn bản thay thế.

Điều 15. Phương pháp xác định giá Hợp đồng của nhà máy thủy điện tại thời điểm thanh toán

Giá Hợp đồng của Nhà máy thủy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j  (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 Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);

1. Giá cố định năm j (): được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.

2. Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j FOMCj,t (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 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 (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, được xác định theo Khoản 1 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh);

i:  Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí khác theo tỷ lệ 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 theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở được xác định theo Khoản 2 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh);

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

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

Mục 3. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI
Điều 16. Phương pháp xác định giá 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

1. Đối với nhà máy điện đã có giá bình quân cả đời dự án: giá hợp đồng mua bán điện áp dụng tiếp cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế.

2. Đối với nhà máy điện chưa có giá bình quân cả đời dự án: hai bên đàm phán thỏa thuận giá bình quân, giá từng năm từ năm Hợp đồng mua bán điện có hiệu lực đến hết đời sống kinh tế của Nhà máy, hợp đồng mua bán điện trên cơ sở quy định tại Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện cổ phần hóa thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam: áp dụng quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, năm tính toán bắt đầu từ thời điểm chuyển sang công ty cổ phần.

Điều 17. Phương pháp xác định giá điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế hoặc khi có dự án đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị sau 20 năm vận hành thương mại

1. Giá của nhà máy thủy điện và giá cố định của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy 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; 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. Hai bên thỏa thuận lợi nhuận hợp lý, báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực xem xét.

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 có đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị công trình để duy trì vận hành sau năm vận hành thứ 20, khi có đủ hồ sơ pháp lý, giá hợp đồng mua bán điện sẽ được xem xét, điều chỉnh phù hợp.

Điều 18. Phương pháp xác định giá điện đối với các nhà máy điện khác

1. Trên cơ sở hướng dẫn tại Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện, xây dựng phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện, các cơ chế riêng phù hợp với thực tế của nhà máy, trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, chấp thuận.

2. Sau khi có văn bản hướng dẫn của Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện thực hiện đàm phán, thỏa thuận thống nhất và trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra theo quy định tại Điều 20, Điều 21, Điều 22, Điều 24 Thông tư này.

Chương III
Trình tự đàm phán và kiểm tra hợp đồng mua bán điện
Điều 19. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu

1. Đối với các nhà máy điện mới, trên cơ sở Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị phát điện đàm phán thỏa thuận, thống nhất Hợp đồng mua bán điện giữa hai bên.

2. Đối với các nhà máy điện đã có hợp đồng mua bán điện, trường hợp một trong hai bên muốn sửa đổi theo Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, hai bên đàm phán, thỏa thuận, báo cáo Cục Điều tiết điện lực xem xét, kiểm tra, có ý kiến theo quy định tại Thông tư này.

Điều 20. Trình tự đàm phán hợp đồng mua bán điện

1. Chủ đầu tư dự án nhà máy điện 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 thẩm định, phê duyệt để ký hợp đồng mua bán điện trước khi khởi công dự án.

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

3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày dự thảo hợp đồng mua bán điện được ký tắt, Bên mua có trách nhiệm lập hồ sơ trình duyệt hợp đồng mua bán điện trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

4. Quá thời hạn 06 tháng kể từ ngày Bên mua nhận được hồ sơ hợp lệ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện mà hai bên chưa đạt được thỏa thuận cuối cùng, Bên mua có trách nhiệm lập báo cáo về các nội dung chưa thỏa thuận được trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, có ý kiến. Đối với các vấn đề vượt thẩm quyền giải quyết, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét, có ý kiến.

Điều 21. 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 gồm 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) 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;

d) Quyết định phê duyệt Tổng mức đầu tư lần đầu của dự án 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; báo cáo quyết toán, báo cáo kiểm toán vốn đầu tư hoàn thành, quyết định phê duyệt kết quả quyết toán, kiểm toán vốn đầu tư hoàn thành của cơ quan có thẩm quyền (sau khi dự án hoàn thành);

đ) 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;

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

g) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, cước vận chuyển nhiên liệu và các phụ phí kèm theo, điểm giao nhận nhiên liệu và thời hạn cung cấp nhiên liệu;

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

i) Tài liệu tính suất hao nhiên liệu đối với nhà máy điện than hoặc suất hao nhiệt đối với nhà máy điện khí;

k) Phương án giá bán điện được xác định theo phương pháp quy định tại Mục 1 và Mục 2 Chương II Thông tư này;

l) Các tài liệu liên quan khác.

2. Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện hiện có gồm 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 và Mục 2 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 22. Hồ sơ đề nghị cho đàm phán lại giá điện và hợp đồng mua bán điện và hồ sơ trình kiểm tra hợp đồng mua bán điện

1. Hồ sơ đề nghị cho đàm phán lại giá điện và hợp đồng mua bán điện theo Vốn đầu tư quyết toán gồm:

a) Công văn đề nghị cho đàm phán lại giá điện và hợp đồng mua bán điện;

b) Quyết định phê duyệt Tổng mức đầu tư cuối cùng của dự án; báo cáo quyết toán, báo cáo kiểm toán công trình; quyết định phê duyệt kết quả quyết toán, kiểm toán vốn đầu tư hoàn thành của cơ quan có thẩm quyền.

2. Hồ sơ trình kiểm tra hợp đồng mua bán điện gồm:

a) Văn bản đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện;

b) Dự thảo hợp đồng mua bán điện đã được hai bên ký tắt;

c) Bảng tính giá hợp đồng mua bán điện được lập dưới dạng excel;

d) Các tài liệu liên quan đến tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 21 Thông tư này;

đ) Thuyết minh giải trình các nội dung sửa đổi, bổ sung khác với hợp đồng mua bán điện mẫu được hai bên thỏa thuận đưa vào nội dung hợp đồng.

Điều 23. Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện

1. Sau khi kết thúc đàm phán hợp đồng mua bán điện, Bên mua có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 22 Thông tư này trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra. Bên bán và Bên mua có trách nhiệm báo cáo, giải trình các nội dung liên quan.

2. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể 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 kể 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 kể 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. Hợp đồng mua bán điện được xem là đã được kiểm tra khi đáp ứng các yêu cầu sau:

a) Giá phát điện của nhà máy điện nằm trong khung giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành;

b) Giá từng năm trong hợp đồng được xác định phù hợp với các nguyên tắc quy định tại Điều 12 Thông tư này;

c) Các nội dung của hợp đồng mua bán điện phù hợp với nội dung của hợp đồng mua bán điện mẫu do Bộ Công Thương ban hành;

d) Giải trình đầy đủ các sửa đổi hoặc bổ sung các nội dung khác với nội dung quy định tại hợp đồng mua bán điện mẫu.

6. Trường hợp nhà máy điện có giá đàm phán vượt khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, hai bên có trách nhiệm giải trình cho Cục Điều tiết điện lực chi tiết các hạng mục chi phí đã thống nhất trong quá trình đàm phán. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, giải quyết các vấn đề vượt thẩm quyền.

Điều 24. Sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện

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 và bên mua, căn cứ đề xuất của bên bán hoặc bên mua có văn bản đề nghị Cục Điều tiết điện lực cho phép đàm phán lại giá điện. Đối với các vấn đề vượt thẩm quyền, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, giải quyết.

Sau khi có văn bản đồng ý của Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực, hai bên tiến hành đàm phán, thỏa thuận, thống nhất, ký tắt hợp đồng sửa đổi bổ sung của hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước.

2. Sau khi kết thúc đàm phán hợp đồng sửa đổi bổ sung, bên mua có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị Cục Điều tiết điện lực kiểm tra. Hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng sửa đổi bổ sung gồm:

a) Hợp đồng sửa đổi bổ sung hợp đồng mua bán điện đã ký tắt;

b) Giải trình các sửa đổi bổ sung của hợp đồng mua bán điện và các tài liệu chứng minh kèm theo;

c) Bảng tính giá hợp đồng mua bán điện mới được lập dưới dạng bảng excel (nếu có sửa đổi giá hợp đồng mua bán điện).

3. Thời hạn đàm phán, thời hạn kiểm tra hợp đồng sửa đổi bổ sung thực hiện theo quy định tại Điều 20 và Điều 23 Thông tư này.

Chương IV
Điều khoản thi hành
Điều 25. 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 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. Sau khi nhận được báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực tiến hành 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.

6. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, tổng hợp tình hình thực hiện hợp đồng mua bán điện năm liền kề trước đó giữa Tập đoàn Điện lực Việt Nam với các đơn vị phát điện, các vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện hợp đồng mua bán điện, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét quyết định các phương án giải quyết vướng mắc đối với hợp đồng mua bán điện.

Điều 26. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện theo quy định, chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, chủ trì, phối hợp với các Chủ đầu tư 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 1 Điều 13 Thông tư này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

3. 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).

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

Điều 27. Trách nhiệm của Chủ đầu tư

1. Chủ đầu tư các nhà máy điện có trách nhiệm:

a) Đàm phán và ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này;

b) 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.

2. Kể từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên, định kỳ hàng quý, Chủ đầu tư các nhà máy điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện thanh toán tiền điện theo biểu mẫu quy định tại Phụ lục 4 Thông tư này.

3. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Chủ đầu tư các nhà máy điện báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện hợp đồng mua bán điện năm liền kề trước với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện hợp đồng mua bán điện, đề xuất các giải pháp giải quyết (nếu có).

4. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam 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 1 Điều 13 Thông tư này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

Điều 28. Điều khoản thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03 tháng 02 năm 2015, thay thế Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14 tháng 12 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.

2. Đối với giá hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện đang trong quá trình đàm phán trước ngày Thông tư này có hiệu lực theo phương pháp hướng dẫn tại Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14 tháng 12 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện, hai bên báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực xem xét, hướng dẫn cụ thể.

3. 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;
- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Bộ trưởng và các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam;
- Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam;
- Các Tổng công ty Phát điện;
- Công báo;
- Website Chính phủ; Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG




Cao Quốc Hưng

PHỤ LỤC 1

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG TÍNH TOÁN GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số: 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

TT

Hạng mục

Thông số

I

Đời sống kinh tế

 

1

Nhà máy nhiệt điện than

30 năm

2

Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp

25 năm

3

Nhà máy thuỷ điện

40 năm

II

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

 

1

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (kF,scl)

 

1.1

Nhà máy nhiệt điện than

2,5%

1.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

4,37%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (kF,nc)

 

2.1

Nhà máy nhiệt điện than

1,5%

2.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

1,9%

III

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

 

1

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

 

1.1

Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống

1,2%

1.2

Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW

0,9%

1.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,6%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)

 

2.1

Quy mô công suất từ 150 MW trở xuống

0,8%

2.2

Quy mô công suất từ 151 MW đến 300MW

0,5%

3.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,3%

IV

Số giờ vận hành công suất cực đại trong năm được tính bình quân cho cả đời dự án - 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

Biên lãi suất vốn vay (%/năm)

 

1

Biên lãi suất vốn vay ngoại tệ

3%/năm

2

Biên lãi suất vốn vay nội tệ

3,5%/năm

VIII

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

XI

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: 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 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, phí môi trường rừng 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, phí môi trường rừng 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: 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 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 -

 

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

(BÊN MUA)

 

 

 

 

 

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Hà Nội, tháng …/20..…

 

MỤC LỤC

Điều 1. Định nghĩa................................................................................

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp đồng...................................................

Điều 3. Mua bán điện năng.....................................................................

Điều 4. Cam kết thực hiện......................................................................

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

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

Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện.............................................

Điều 8. Lập hoá đơn và thanh toán.........................................................

Điều 9. Vi phạm Hợp đồng và chế tài áp dụng........................................

Điều 10. Chấm dứt và đình chỉ thực hiện Hợp đồng.................................

Điều 11. Giới hạn trách nhiệm pháp lý và bồi thường thiệt hại....................

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

Điều 13. Giải quyết tranh chấp.................................................................

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

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

Điều 16. Các chi phí khác........................................................................

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

Điều 18. Bảo mật thông tin.......................................................................

Điều 19. Các thoả thuận khác...................................................................

Phụ lục I. CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN............................................

Phụ lục II. HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU.............................................

Phụ lục III. THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH................................................

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

Phụ lục V. GIÁ MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN........................................

Phụ lục VI. CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN..........................

Phụ lục VII. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN...........................................................................

Phụ lục VIII. QUY TRÌNH THỬ NGHIỆM CÔNG SUẤT TIN CẬY.................................

 

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 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 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;

Căn cứ Thông tư số …./2014/TT-BCT ngày … tháng … năm … của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra 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: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

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 theo các nội dung sau:

Điều 1. Định nghĩa

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

1. Bên bán là Công ty [….] sở hữu Nhà máy điện.

2. Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

3. Chu kỳ giao dịch là chu kỳ tính toán giá điện năng trên thị trường điện, trong khoảng thời gian 01 giờ tính từ phút đầu tiên mỗi giờ.

4. Công suất khả dụng công bố là mức công suất sẵn sàng của tổ máy hoặc Nhà máy điện tại một thời điểm xác định do Bên bán công bố.

5. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và Nhà máy điện của Công ty phát điện vào Hệ thống điện quốc gia.

6. Điểm giao nhận điện là điểm đo đếm để xác định sản lượng điện năng của Bên bán giao cho Bên mua.

7. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia 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.

8. Giá công suất thị trường là mức giá cho một đơn vị công suất tác dụng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

9. Giá điện năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.

10. 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.

11. 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.

12. 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.

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

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

15. Ngày là ngày dương lịch.

16. 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 điều kiện sau:

a) Nhà máy điện hoàn thành thử nghiệm công suất tin cậy ban đầu đối với tổ máy phát điện của nhà máy nhiệt điện hoặc thử nghiệm nghiệm thu công suất đầy tải đối với tổ máy phát điện nhà máy thuỷ điện;

b) Nhà máy điện đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện;

c) Hai bên chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán theo giá toàn phần trong giai đoạn Thị trường phát điện cạnh tranh.

17. Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện là ngày vận hành thương mại tổ máy phát điện cuối cùng và Nhà máy điện được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện cho tất cả các tổ máy phát điện.

18. 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].

19. 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.

20. 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.

21. Thị trường phát điện cạnh tranh là thị trường điện cấp độ đầu tiên quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều 18 Luật Điện lực và hoạt động theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

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 khi gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn, thời hạn Hợp đồng được quy định như sau:

a) Đối với Nhà máy điện mới hoặc Nhà máy điện hiện có đang còn nghĩa vụ trả các khoản nợ dài hạn cho đầu tư xây dựng Nhà máy điện: Thời hạn Hợp đồng kể từ ngày Hợp đồng có hiệu lực đến thời điểm muộn hơn của một trong hai thời điểm sau:

(i) Ngày kết thúc hoạt động của Thị trường phát điện cạnh tranh do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định;

(ii) 10 năm kể từ Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện và không bao gồm thời gian xảy ra sự kiện bất khả kháng trừ trường hợp được quy định tại khoản 4 Điều 12 của Hợp đồng.

b) Đối với Nhà máy điện hiện có không còn nghĩa vụ trả các khoản nợ dài hạn cho đầu tư xây dựng Nhà máy điện, thời hạn Hợp đồng kể từ ngày Hợp đồng có hiệu lực đến ngày kết thúc hoạt động của Thị trường phát điện cạnh tranh do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định.

Điều 3. Mua bán điện năng

1. Giá hợp đồng: quy định tại mục I Phụ lục V của Hợp đồng.

Hai bên thỏa thuận, thống nhất giá cố định từng năm FCj (đồng/kWh) sau khi hết thời hạn Hợp đồng đến hết đời sống kinh tế nhà máy điện quy định tại khoản 1.2 mục I Phụ lục V của Hợp đồng đối với nhà máy nhiệt điện hoặc khoản 2.2 mục I Phụ lục V của Hợp đồng đối với nhà máy thủy điện để làm căn cứ quy định giá điện của nhà máy điện cho các Hợp đồng mua bán điện tiếp theo.

2. Sản lượng hợp đồng: quy định tại mục II 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 bao gồm:

a) Tổng số tiền thanh toán sai khác do Bên bán tính toán theo quy định tại Mục III Phụ lục V của Hợp đồng;

b) Tổng các khoản thanh toán thị trường điện theo bảng kê thanh toán tháng (bao gồm khoản thanh toán điện năng thị trường, khoản thanh toán công suất thị trường và các khoản thanh toán khác trên thị trường điện) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia cung cấp;

c) Tổng các khoản thanh toán khác phát sinh do lãi chậm trả, các khoản thanh toán hiệu chỉnh (nếu có);

d) Các khoản thuế, phí theo quy định, bao gồm cả các khoản thuế, phí liên quan phát sinh do thay đổi luật, quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (nếu có).

Hai bên thỏa thuận, thống nhất thực hiện các khoản thanh toán phát sinh do giải quyết tranh chấp theo quy định tại khoản 4 Điều 8 của Hợp đồng.

4. Trong thời gian dừng thị trường điện hoặc nhà máy không tham gia thị trường điện: Tiền điện cho phần điện năng trong thời gian dừng thị trường được xác định theo giá hợp đồng tại mục I Phụ lục V của Hợp đồng.

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 30 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 giấy phép và văn bản 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 05 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 03 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 10 ngày kể 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 hàng năm 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. Nếu 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; nếu 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 về 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 mua bán giữa Bên mua và Bên bán 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 khoảng 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 11 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 đưa vào sử dụng.

Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

1. Nghĩa vụ đăng ký phương thức huy động

Bên bán có nghĩa vụ đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia và gửi cho Bên mua bản đăng ký phương thức huy động từng tổ máy của Nhà máy điện theo Quy định về trình tự, thủ tục lập, phê duyệt kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành, Quy định hệ thống điện truyền tải và Quy trình điều độ hệ thống điện do Bộ Công Thương ban hành, Quy trình phối hợp vận hành giữa Bên bán và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Vận hành Nhà máy điện

a) Bên bán có trách nhiệm tuân thủ các quy định về điều độ và vận hành Nhà máy điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải, Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Quy trình điều độ hệ thống điện 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;

b) 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 về điều độ khi hoà đồng bộ Nhà máy điện với hệ thống điện quốc gia;

c) 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 khỏi Hệ thống điện.

Điều 8. Lập hoá đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

a) Trước ngày 05 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.

Nội dung hồ sơ thanh toán cho giai đoạn trước khi tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh gồm: Bảng tổng hợp giá trị thanh toán theo Hợp đồng; biên bản xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ; các văn bản liên quan khác kèm theo (nếu có).

Nội dung hồ sơ thanh toán hợp đồng khi tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh gồm: Bảng tính toán chi tiết tổng số tiền thanh toán sai khác, tổng các khoản thanh toán khác phát sinh (nếu có) và các khoản thuế, phí theo quy định do Bên bán thực hiện theo quy định tại mục III Phụ lục V của Hợp đồng và các văn bản liên quan khác kèm theo (nếu có).

b) Trong thời hạn 03 ngày kể 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 20 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 đến hạn 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 (bao gồm cả bản kê thanh toán do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia cung cấp), Bên bán có quyền tạm tính tiền điện thanh toán trên cơ sở ước tính hợp lý các số liệu còn thiếu, giá điện tạm tính bằng 80% giá điện Hợp đồng. 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 có 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 kể từ ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp, Bên bán phải gửi văn bản trả lời chính thức 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 vận hành thị trường điện 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 kể 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 kể 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 kể 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 và đình chỉ thực hiện 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.

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 của 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 kể 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 kể 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 của Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày kể từ ngày gửi thông báo.

3. Đình chỉ thực hiện Hợp đồng

Bên mua có quyền đình chỉ thực hiện Hợp đồng, sau khi thông báo cho Bên bán, trong trường hợp Bên bán bị Cục Điều tiết điện lực đình chỉ quyền tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh hoặc bị cơ quan có thẩm quyền đình chỉ hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện. Thời hạn đình chỉ thực hiện Hợp đồng không vượt quá thời hạn đình chỉ quyền tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh hoặc thời hạn đình chỉ hoạt động điện lực.

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 sẽ không ảnh hưởng đến nghĩa vụ bồi thường của Bên bồi thường, trừ trường hợp Bên bồi thường thực sự bị thiệt hại bởi 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.

Các sự kiện được xem là sự kiện hoặc tình huống bất khả kháng là các sự kiện, tình huống làm cản trở hoặc gây trì hoãn việc thực hiện nghĩa vụ Hợp đồng của các bên với điều kiện các sự kiện và tình huống đó không nằm trong khả năng kiểm soát hợp lý của bên bị ảnh hưởng, không do lỗi hay sự bất cẩn của bên bị ảnh hưởng và bên bị ảnh hưởng vẫn không thể tránh được nếu áp dụng các biện pháp, thông lệ, quy trình, tiêu chuẩn 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 tất cả các nghĩa vụ được quy định theo pháp luật liên quan đến việc cấp các văn bản cho phép, các văn bản phê duyệt nói trên.

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 bởi sự kiện bất khả kháng chỉ được miễn trách nhiệm liên quan tới việc không thực hiện hoặc chậm trễ 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 của 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 kể từ ngày có thông báo của bên đưa ra tranh chấp. Đối với các tranh chấp về thanh toán các khoản chi phí, các bên có trách nhiệm trao đổi trong thời hạn 15 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 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 duy nhất của để thực hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của ngành điện sang 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 sang thị trường bán buôn cạnh tranh

Trong thời hạn Hợp đồng,trường hợp Thị trường phát điện cạnh tranh được thay thế bằng thị trường bán buôn cạnh tranh hoặc loại hình thị trường khác do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định, 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 trị kinh tế của Hợp đồng đối với các bên không bị ảnh hưởng.

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, chi phí đấu nối hoặc các chi phí tương tự khác và mỗi bên phải có trách nhiệm thanh toán các loại chi phí đó theo quy định hiện hành.

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 được Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, có ý kiến bằng văn bản.

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 trễ thực hiện quyền của bất kỳ bên nào theo Hợp đồng này sẽ 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 bán có trách nhiệm gửi 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

1. Tuabin

a) Số lượng

b) Loại

c) Nhà sản xuất

2. Lò hơi (đối với nhà máy nhiệt điện)

a) Số lượng

b) Lưu lượng hơi

c) Áp suất hơi

d) Nhiệt độ hơi bão hoà trong bao hơi

đ) Nhiệt độ hơi quá nhiệt

e) Nhiệt độ nước cấp

g) Hiệu suất lò hơi

h) Nhiên liệu tiêu thụ

i) Nhiệt độ không khí nóng

k) Nhiệt độ khói thải

3. Máy phát điện

a) Số lượng

b) Loại

c) Công suất tổ máy (MVA)

d) Điện áp phát (kV)

đ) Cosj

e) Số vòng quay (vòng/phút)

g) Tần số

h) Nhà cung cấp

4. Máy biến áp

a) Số lượng

b) Công suất (MVA)

c) Tỷ số biến

d) Sơ đồ đấu dây

đ) Điện áp ngắn mạch Uk

e) Loại ( Mô tả đặc tính kỹ thuật MBA)

5. Hệ thống điều tốc, hệ thống kích từ

6. Thiết bị phân phối, đóng ngắt điện

a) Máy cắt .... kV

- Số lượng

- Chủng loại

b) Dao cách ly ......kV

- Số lượng

- Chủng loại

c) Máy biến dòng điện .......kV

- Số lượng

- Chủng loại

d) Máy biến điện áp .......kV

- Số lượng

- Chủng loại

đ) Chống sét van ........kV

- Số lượng

- Chủng loại

e) Tụ điện liên lạc và cuộn cản cao tần

- Số lượng

- Chủng loại

g) Hệ thống rơ-le bảo vệ và điều khiển tự động, hệ thống thiết bị phụ trợ

7. Đấu nối với lưới điện quốc gia

a) Đường dây đấu nối

b) Loại đường dây

c) Điện áp định mức (......kV)

d) Dây dẫn

đ) Dây chống sét

e) Chiều dài tuyến

* Chủ đầu tư cập nhật lại các thông số sau ngày vận hành thương mại

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:

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

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 tại Thông tư quy định đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành

III. Vị trí đo đếm

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

Cụm tổ máy

Hệ thống đo đếm chính

Hệ thống đo đếm dự phòng

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

IV. Phương thức xác định sản lượng điện giao nhận

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

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

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

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

 

Phụ lục III

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

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

Hai bên thỏa thuận các đặc tính vận hành chính của NMĐ như sau:

1. Công suất phát của tổ máy

a) Công suất phát tối thiểu: ………..MW.

b) Công suất phát tối đa:………….. MW.

2. Thời gian để khởi động và hoà đồng bộ

Thời gian để khởi động tổ máy và hoà đồng bộ vào Hệ thống điện quốc gia kể từ khi ngừng máy như sau:

Tình trạng

Thời gian ngừng

Thời gian khởi động đến lúc hoà vào lưới

Khởi động lạnh

Từ … giờ trở lên

… giờ

Khởi động ấm

Từ … đến … giờ

… giờ

Khởi động nóng

Dưới … giờ

… giờ

3. Tốc độ thay đổi phụ tải

a) Tốc độ giảm tải trung bình: … MW/phút.

b) Tốc độ tăng tải: … MW/phút.

4. Công suất phản kháng, điều chỉnh điện áp và giới hạn tần số trong điều kiện vận hành bình thường

a) Nhà máy điện sẽ vận hành với hệ số công suất 0,85.

b) Điều chỉnh điện áp: Nhà máy điện vận hành đảm bảo phạm vi dao động điện áp ± 5% của điện áp định mức tại điểm đấu nối với Hệ thống điện quốc gia.

Giới hạn của tần số: Nhà máy điện vận hành trong phạm vi dải tần số từ 49,5Hz đến 50,5 Hz.

c) Khả năng điều chỉnh tần số.

 

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 Hợp đồng mua bán điện

1. Giá Hợp đồng của nhà máy nhiệt điện

1.1. Quy định chung:

Giá Hợp đồng 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 cố định tháng t, năm j (đồng/kWh);

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

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

1.2. Giá cố định:

Giá cố định bình quân nhiều năm (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 (đ/kWh)

 

 

 

 

 

 

1.3. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định:

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

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

i:  Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện);

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 cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định 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/người/tháng);

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

1.4. 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) 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).

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 (than, khí) 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 chính (than, khí) của nhà máy điện Năm cơ sở là … (đồng/kWh);

kHS,j :  hệ số suy giảm hiệu suất năm thứ j (%);

:  Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là … (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là … (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí;

:  Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại Năm cơ sở là … (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là …. (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí;

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);

:  Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện 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);

i:  Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện);

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

1.4. 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:

:  Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện Năm cơ sở là … (đồng/kWh);

: Cước phí vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) và chi phí khác cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j là … (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là …. (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí, trên cơ sở có ý kiến của bên mua điện;

: Cước phí vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) và chi phí khác cho phát điện tại Năm cơ sở là … (đồng/tấn) đối với nhiên liệu than; hoặc là … (đồng/BTU) đối với nhiên liệu khí.

2. Giá Hợp đồng của nhà máy thủy điện

2.1. Quy định chung:

Giá Hợp đồng 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);

2.2. Giá cố định:

Giá cố định bình quân nhiều năm (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 (đ/kWh)

 

 

 

 

 

 

2.3. Giá vận hành và bảo dưỡng:

Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j FOMCj,t (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, mức chi trả tiền dịch vụ môi trường rừng) 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 () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

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 thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí khác là 2,5%/năm (hoặc theo quy định tại Thông tư quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện);

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 theo công thức sau (đồng/kWh):

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/người/tháng);

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

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 […] kWh.

2. Sản lượng Hợp đồng năm N được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới xác định theo công thức sau:

QC = α x AGO

Trong đó:

QC: là sản lượng điện Hợp đồng năm (kWh);

AGO: là sản lượng kế hoạch năm N của Nhà máy điện (kWh);

α: là tỷ lệ sản lượng hợp đồng (%) do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành hàng năm.

3. Sản lượng kế hoạch năm của Nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh theo công thức sau:

AGO = EGO  nếu  a x GO ≤ EGO ≤ b x GO

AGO = a x GO nếu  EGO < a x GO

AGO = b x GO nếu  EGO > b x GO

Trong đó:

AGO:  là sản lượng kế hoạch năm N của Nhà máy điện (kWh);

GO: là sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm quy định tại khoản 1 mục này. Trong năm vận hành đầu tiên, GO được tính theo từng tổ máy;

EGO:  sản lượng dự kiến năm N của Nhà máy điện xác định từ kết quả tính toán mô hình mô phỏng thị trường theo phương pháp lập lịch có ràng buộc được quy đổi về vị trí đo đếm theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (kWh).

a,b:  hệ số hiệu chỉnh sản lượng năm; a = 0,9 và b = 1,1 hoặc do Bộ Công Thương ban hành.

4. Sản lượng hợp đồng tháng, sản lượng hợp đồng của các chu kỳ giao dịch trong tháng tới của Nhà máy điện được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia xác định trong quá trình lập kế hoạch vận hành năm tới theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

III. Thanh toán tiền điện theo Hợp đồng

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

:  Giá Hợp đồng quy định tại khoản I.1.1 hoặc khoản I.2.1 Phụ lục này;

SMPd,i: Giá điện năng thị trường của Chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (đồng/kWh) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia xác định và công bố theo quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

CANd,i: Giá công suất thị trường của Chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (đồng/kW) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia xác định và công bố theo quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

:  Sản lượng Hợp đồng của Chu kỳ giao dịch i, ngày d trong tháng t (kWh) do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia xác định theo phương pháp quy định tại quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

2. Tổng số tiền điện thanh toán hàng tháng theo Hợp đồng (Rt) được xác định như sau:

Rt = (RC,t + RTT,t + Rk,t ­+ RTh) x (1+VAT)

Trong đó:

RC,t:  Tổng số tiền điện thanh toán sai khác theo Hợp đồng trong tháng t được xác định theo quy định tại khoản 1 Mục III Phụ lục này (đồng);

RTT,t: Tổng các khoản thanh toán thị trường điện theo bảng kê thanh toán (bao gồm khoản thanh toán điện năng thị trường, khoản thanh toán công suất thị trường và các khoản thanh toán khác trên thị trường điện) trong tháng t do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia cung cấp, xác định theo Quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành (đồng);

Rk,t: Tổng các khoản thanh toán khác phát sinh trong tháng t do giải quyết tranh chấp, do lãi chậm trả, các khoản thanh toán hiệu chỉnh (nếu có) (đồng);

RTh: Các khoản thuế, phí theo quy định của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền, cụ thể:

- Đối với nhà máy thủy điện: RTh = TTĐ x AG + RPS; trong đó:

TTĐ: thuế suất thuế tài nguyên nước và mức chi trả tiền dịch vụ môi trường rừng của nhà máy thủy điện theo quy định của Nhà nước (đồng/kWh);

AG: sản lượng điện năng đo đếm tại điểm giao nhận điện theo biên bản xác nhận chỉ số công tơ trong tháng t của nhà máy thủy điện (kWh);

RPS: khoản thuế, phí liên quan phát sinh do thay đổi luật, quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (nếu có).

- Đối với nhà máy nhiệt điện: RTh là thuế tài nguyên sử dụng nước mặt và phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn của nhà máy nhiệt điện, hoặc các khoản thuế, phí liên quan phát sinh do thay đổi luật, quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (nếu có); hai bên thực hiện thanh toán khoản RTh này theo số liệu thực tế phát sinh tại đơn vị theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đồng);

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

3. Chênh lệch tỷ giá (FED): hàng năm, hai bên báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực kết quả tính toán chênh lệch tỷ giá của năm liền kề trước đó, đề xuất phương án thanh toán. Chênh lệch tỷ giá (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:

STT

Ngoại tệ

Năm 1

Năm 2

Năm …

Tổng cộng

1

Di

 

 

 

 

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);

 

Phụ lục VI

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ ĐIỆN

1. Nhà máy nhiệt điện

STT

Thông số chính

Đơn vị tính

Giá trị

1

2

3

4

A

Thông số tính toán giá cố định

 

 

I

Tổng mức đầu tư

Triệu đồng

 

 

Tổng mức đầu tư thuần

Triệu đồng

 

 

Chi phí lãi vay trong thời gian xây dựng

Triệu đồng

 

 

Tỷ giá quy đổi từng loại ngoại tệ

 

 

II

Sản lượng điện xuất tuyến

Triệu kWh

 

1

Công suất đầu cực máy phát

kW

 

2

Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm

Giờ

 

3

Tỷ lệ suy giảm công suất bình quân trong đời sống kinh tế dự án

%

 

III

Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất

%

 

1

Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy

%

 

2

Tỷ lệ tổn thất đường dây truyền tải điện (nếu có)

%

 

IV

Đời sống kinh tế của dự án

Năm

 

V

Thời gian trích khấu hao tài sản cố định (TSCĐ) theo từng nhóm

Năm

 

1

Nhóm TSCĐ xây dựng

Năm

 

2

Nhóm TSCĐ thiết bị

Năm

 

3

Nhóm TSCĐ khác

Năm

 

VI

Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay trong Tổng mức đầu tư

 

 

1

Tỷ lệ vốn chủ sở hữu

%

 

2

Tỷ lệ vốn vay

%

 

VII

Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ, nội tệ trong tổng vốn vay

 

 

1

Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ

%

 

 

- Trong đó: tỷ giá quy đổi từng loại ngoại tệ

 

 

2

Tỷ lệ vốn vay nội tệ

%

 

VIII

Lãi suất vay bình quân

 

 

1

Lãi suất vay ngoại tệ bình quân

%

 

2

Lãi suất vay nội tệ bình quân

%

 

IX

Thuế, phí

 

 

1

Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân

%

 

2

Các khoản phí khác (nếu có)

 

 

X

Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm vận hành thương mại đầu tiên

Triệu đồng

 

1

Thành phần chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định theo nhân công

Triệu đồng

 

 

Mức lương tối thiểu vùng năm cơ sở tính toán

Đồng/người/tháng

 

2

Thành phần chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí khác

Triệu đồng

 

B

Thông số tính toán giá biến đổi

 

 

1

Suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiên liệu chính (than, khí)

kg/kWh hoặc BTU/kWh

 

2

Suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiên liệu phụ (dầu)

kg/kWh

 

3

Hệ số suy giảm công suất

 

 

4

Giá nhiên liệu chính (không bao gồm phí vận chuyển)

Đồng/tấn hoặc đồng/BTU

 

C

Thông số tính toán giá biến đổi đặc thù

 

 

1

Cước phí vận chuyển nhiên liệu chính năm cơ sở

Đồng/tấn hoặc đồng/BTU

 

2. Nhà máy thủy điện

STT

Thông số

Đơn vị tính

Giá trị

1

2

3

4

A

Thông số tính toán giá cố định

 

 

I

Tổng mức đầu tư

Triệu đồng

 

 

Tổng mức đầu tư thuần

Triệu đồng

 

 

Chi phí lãi vay trong thời gian xây dựng

Triệu đồng

 

 

Tỷ giá quy đổi từng loại ngoại tệ

 

 

II

Sản lượng điện năng bình quân đầu cực máy phát

Triệu kWh

 

III

Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất

%

 

1

Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy

%

 

2

Tỷ lệ tổn thất đường dây truyền tải điện (nếu có)

%

 

IV

Đời sống kinh tế của dự án

Năm

 

V

Thời gian trích khấu hao tài sản cố định theo từng nhóm

Năm

 

1

Nhóm TSCĐ xây dựng

Năm

 

2

Nhóm TSCĐ thiết bị

Năm

 

3

Nhóm TSCĐ khác

Năm

 

VI

Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay trong Tổng mức đầu tư

 

 

1

Tỷ lệ vốn chủ sở hữu

%

 

2

Tỷ lệ vốn vay

%

 

VII

Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ, nội tệ trong tổng vốn vay

 

 

1

Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ

%

 

 

- Trong đó: tỷ giá quy đổi tính toán từng loại ngoại tệ

 

 

2

Tỷ lệ vốn vay nội tệ

%

 

VIII

Lãi suất vay bình quân

 

 

1

Lãi suất vay ngoại tệ

%

 

2

Lãi suất vay nội tệ

%

 

IX

Thuế, phí

 

 

1

Thuế suất thuế TNDN bình quân

%

 

2

Các khoản phí khác (nếu có)

 

 

X

Chi phí vận hành và bảo dưỡng năm vận hành thương mại đầu tiên

Triệu đồng

 

1

Thành phần chi phí vận hành và bảo dưỡng theo nhân công

Triệu đồng

 

 

Mức lương tối thiểu vùng năm cơ sở tính toán

Đồng/người/tháng

 

2

Thành phần chi phí vận hành và bảo dưỡng khác

Triệu đồng

 

 

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 công suất tin cậy: […]

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:

1. Giấy chứng nhận đầu tư do cơ quan nhà nước có thẩm quyền cấp.

2. Thỏa thuận đấu nối.

3. Giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện của Nhà máy điện do Cục Điều tiết điện lực cấp.

4. Hợp đồng cung cấp nhiên liệu (đối với nhà máy nhiệt điện).

5. Giấy chứng nhận thử nghiệm và kiểm tra ban đầu cho thiết bị đo đếm của cơ quan có thẩm quyền.

6. Giấy phép xả nước thải vào nguồn nước do cơ quan nhà nước có thẩm quyền cấp.

7. Giấy phép hoạt động cảng của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (đối với nhà máy nhiệt điện than).

8. Giấy chứng nhận tuân thủ đánh giá tác động môi trường của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

9. Hồ sơ biên bản thí nghiệm hiệu chỉnh các thiết bị của các tổ máy và các thiết bị đấu nối Nhà máy điện vào Hệ thống điện quốc gia.

10. Quy trình phối hợp vận hành Nhà máy điện sau khi đã thoả thuận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia.

11. Quy trình điều tiết hồ chứa (đối với nhà máy thủy điện).

 

Phụ lục VIII

QUY TRÌNH THỬ NGHIỆM CÔNG SUẤT TIN CẬY

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

 

 

PHỤ LỤC 4

MẪU BIỂU BÁO CÁO TÌNH HÌNH THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN

Quý … năm …

(Ban hành kèm theo Thông tư số: 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

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

Triệu đồng

 

 

 

 

- Thuế tài nguyên nước

Triệu đồng

 

 

 

 

- Mức chi trả tiền dịch vụ môi trường rừng

Triệu đồng

 

 

 

 

- Phí chất thải rắn

Triệu đồng

 

 

 

 

- Thuế, phí khác

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/tấn, USD/BTU

 

 

 

7

Cước phí vận chuyển than

Đồng/tấn, USD/BTU

 

 

 

8

Giá nhiêu liệu dầu

Đồng/tấn

 

 

 

9

Lương tối thiểu vùng

Đồng/người/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

 

 

 

 

 

 

 

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE
--------

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

No.: 56/2014/TT-BCT

Hanoi, December 19, 2014

 

CIRCULAR

METHOD OF DETERMINATION OF ELECTRICITY GENERATION COSTS, SEQUENCE OF INSPECTION OF POWER PURCHASE AGREEMENT (PPA)

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

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

Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2012/NĐ-CP dated October 21,2013 detailing the implementation of a number of articles of Law on Electricity and the Law on Amendments and Supplements to a number of articles of Law on Electricity;

At the request of Director General of Electricity Regulatory Authority,

The Minister of Industry and Trade promulgates the Circular regulating method of determination of electricity generation costs and sequence of inspection of PPA.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope and regulated entities

1. This Circular regulates:

a) Method of determination of electricity generation costs and specimen PPA applied to entities as prescribed in Clause 2 of this Article;

b) Sequence of inspection of PPA

2. This Circular applies to the following entities:

a) Generating units that own power plants connected with the national electricity system with total nominal capacity over 30MW, power plants with nominal capacity from 30MW and under volunteer to join electricity market except multi-target strategic hydroelectric plants, independent BOT power plants and power plants using renewable energy (wind, geothermy, tides and biomass);

Other power plants without a separate mechanism prescribed by the Ministry of Industry and Trade shall follow this Circular.

b) Other relevant organizations, individuals

Article 2. Interpretation of terms

In this Circular, some terms are construed as follows:

1.    Seller means electricity generating units that are granted the operation license in electricity generation.

2.    Buyer means Vietnam Electricity.

3.    Investor means organizations, individuals that are directly involved in managing and using capital to implement power plant project investment activities.

4.    Net capacity means nominal capacity converted into measurement positions to facilitate payment between the Seller and Buyer (kW).

5.    Delivered electricity energy means all the electricity energy delivered to the Buyer by the Seller at the measurement positions.

6.    Electricity generating units mean the units that own one or some power plants.

7.    National electricity system and market operator means National Load Dispatch Center of Vietnam (A0).

8.    Total first approved project investment capital means the investment capital accompanied by fundamental design approved for the first time by competent agencies according to the Government’s Decree No. 12/2009/NĐ-CP dated February 12, 2009 on management of construction investment management or replacement documents.

9.    Settled investment capital means the entire lawful budget that is implemented during investment process to put the project into operation, settled and audited in accordance with the state regulations. Lawful budget means the budget that is implemented within design scope, approved cost estimates including adjustments and supplements in accordance with the signed contract and law provisions. Settled investment capital must be within total investment capital (approved or revised) according to the decision by competent authorities.

10. Fundamental year means the year for determination of total approved project investment capital or settled investment capital.

11. New power plants mean power plants without a PPA signed for the first time.

12. Other power plants include power plants that sell surplus production electricity energy to Vietnam Electricity, power plants that supply electrical system support services and thermal power plants that are restricted to supply of main fuel.

13. The two parties mean Seller and Buyer in the PPA.

14. Power purchase agreement (PPA) means a specimen contract for sale and purchase of electricity executed by each power plant as prescribed in Appendix 3 hereof.

15.  Net fuel loss rate means the amount of fuel consumed to produce one kWh of electricity energy at the time of delivery (kg/kWh).

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

Chapter II

METHOD OF DETERMINATION OF PPA PRICE0}

Section 1. METHOD OF DETERMINATION OF PPA PRICE FOR NEW POWER PLANT<0}

Article 3. Principles for determination of PPA price

1. PPA price of a power plant is constructed as follows:

a) The Investor shall pay appropriate expenses for the entire economic life of the project.

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

2. PPA price of a thermal power plant is calculated in VND/kWh including two components as follows:

a) Electricity generation cost shall be agreed upon by the two parties in the fundamental year and shall not exceed electricity generation cost frame of thermal power plants approved by the Minister of Industry and Trade in the fundamental year. Electricity generation cost is constructed in accordance with the method prescribed in Article 4 hereof;

b) Cost of main fuel transport shall be agreed upon by the two parties in the fundamental year and determined in accordance with the method prescribed in Article 8 hereof.

3. PPA price of hydroelectric plants is the electricity generation cost calculated in VND/kWh, agreed upon by the two parties in the fundamental year and does not exceed electricity generation cost frame of hydroelectric plants approved by the Minister of Industry and Trade in the fundamental year. PPA price of hydroelectric plants is determined in accordance with the method as prescribed in Article 9 hereof.

4. PPA price is not yet inclusive of value-added-tax (VAT), tax for consumption of natural resources of water, fees of forest environment service and environmental protection for solid waste (applied to thermal power plants), expenses for construction of transmission lines and other taxes, charges according to the State's regulations (except taxes and charges included in the electricity price plan).

5. After the settled investment capital is determined, the Seller shall send to the Buyer the set of documents concerning the settled investment capital. The Seller or Buyer has the right to ask for re-determination of PPA price according to the following principles:

a) The Seller or Buyer shall issue a written request to Electricity Regulatory Authority for advices on re-negotiation of electricity price and PPA according to the settled investment capital by the two parties. Documents submitted to Electricity Regulatory Authority are instructed in Article 22 hereof;

b) After receipt of advice from Electricity Regulatory Authority, the Seller and Buyer shall carry out re-negotiation of PPA price according to the following principles:

-   Method of PPA price determination is instructed in Article 4 (for thermal power plants) and Article 9 (for hydroelectric plants) hereof;

-   Factors for calculation of PPA price is instructed in Article 4 (for thermal power plants) and Article 9 (for hydroelectric plants) hereof and updated at the same time of determination of the settled investment capital;

-   Electricity generation cost is included in the electricity generation cost frame of the year when the settled investment capital is formed;

-   Electricity generation cost takes effect since commercial operation of power plants. Yearly price is instructed in Article 12 hereof and no revision should be made to yearly electricity price of the years prior to the time the two parties sign the amended and supplemented PPA with electricity price determined on the basis of settled investment capital.

Article 4. Method of PPA price determination for thermal power plants

PPA price of thermal power plants in the fundamental year is determined in the following formula:

PCnđ = PG + PbVC

1. PG (VND/kWh) is the electricity generation cost in the fundamental year and determined in the following formula:

PG = FC + FOMCb + VCb

Where:

FC: Average fixed price is determined in accordance with Article 5 hereof (VND/kWh);

FOMCb: Fixed price for operation and maintenance in the fundamental year is agreed upon by the two parties in accordance with Article 6 hereof (VND/kWh);

VCb: Variable price is determined in accordance with Article 7 hereof (VND/kWh);

Electricity generation cost PG does not exceed electricity generation cost frame issued by the Minister of Industry and Trade. In case capacity of thermal power plants is different from capacity of standard power plants but within ± 10% of standard power plants, apply cost frame of nearest standard power plants of the same technology and assembly number;

As for thermal power plants with total capacity from 200 MW and under and thermal power plants with capacity beyond ± 10% of standard power plants, electricity generation cost shall be determined for each specific case in accordance with the method prescribed in this Chapter in proportion to the factors defined in Appendix 1 hereof.

2. PbVC (VND/kWh) is the cost for transport of main fuel in the fundamental year determined in accordance with the method prescribed in Article 8 hereof.

3. Cost for trial operation and acceptance of thermal power plants:

a) As for the cost for trial operation and acceptance before the thermal power plant is put into commercial operation, the two parties shall carry out negotiation on the basis of total investment capital approved for the first time.

a) As for the cost for trial operation and acceptance arising after the thermal power plant is put into commercial operation, the Buyer shall be responsible for payment of fuel cost to the Seller as regulated.

Article 5. Method of determination of average fixed price for thermal power plants

1. Average fixed price for thermal power plants (FC) is determined on the basis of financial analysis of projects according to Forms 1 and 2 prescribed in Appendix 2 enclosed herewith with IRR not exceeding 12%. Input factors for the construction of average fixed price for thermal power plants (FC) is determined in accordance with the instructions set out in Clause 2 of this Article.

2. Main input factors used for calculation of average fixed price for thermal power plants (FC):

a) Total investment is determined on the basis of the total first investment capital or settled investment capital (VND); expenses for investment, upgrading of equipment to maintain operation of power plants after 20 years of commercial operation should not be included in the project’s total investment capital or settled investment capital.

b) Economic life is regulated in Appendix 1 hereof. In case a written approval of the project’s economic life issued by competent state agencies is different from the provisions set out hereof, the former shall be applied;

c) Average electricity energy annually generated at terminals is determined according to approved design terminal capacity and the number of hours of operation of the plant at average maximum capacity over years (Tmax). Tmax is determined on the basis of the approved design but not less than Tmax prescribed in Appendix 1 hereof. Proportion of power attenuation is averaged over the entire economic life of the power plant agreed by the two parties on the basis of the equipment manufacturer’s technical documents. Particular for gas turbine plants, gas supply capability is taken into account in the average electricity energy annually generated at terminals

d) Proportion of auxiliary power and losses to transformers of the power plant, losses to transmission lines (if any) is determined on the basis of approved fundamental design of the power plant or the equipment manufacturer’s technical documents (%);

dd) Time for depreciation of each group of main fixed assets is determined on the basis of average time for depreciation of each group of main fixed assets in accordance with time frame of main fixed asset depreciation as prescribed in the Circular No.45/2013/TT-BTC dated April 25, 2013 of the Ministry of Finance providing guidance on management, use and depreciation of fixed assets, or replacement documents. In case the time for fixed asset depreciation allowed by competent state agencies is different from that as prescribed by the Ministry of Finance, the former shall be applied.

e) Percentage of ownership capital and loan capital of the total first investment capital: ownership capital accounts for from 20 - 30 per cent and loan capital from 70 - 80 per cent. In case the percentage approved in writing by competent state agencies is different from that mentioned above, the former shall be applied;

g) Loan interests and period of repayment during the operation is based on loan contracts, or documents binding the Investor and credit institutions, lenders of which average interests of the loans do not exceed interest rate ceiling as regulated as follows:

Interests of loans in foreign currency are determined by adding mean value of US dollar swap rate for a ten-year term in 36 months close to the time of negotiation on LIBOR swaps carried out by the two parties to three per cent as annual average rate of bank service fees, guarantee fees and relevant charges, or the limit announced by The Ministry of Industry and Trade.- Interests of domestic currency are determined by adding average interest rate of deposits in Vietnam dong for a 12-month term (postpaid) intended for clients as individuals for five consecutive years preceding the year of negotiation, determined on September 30 annually by four commercial banks (Joint stock commercial Bank for Foreign Trade of Vietnam, Vietnam Bank for Trade and Industry, Joint Stock Commercial Bank for Investment and Development of Vietnam, Vietnam Bank for Agriculture and Rural Development or legal successors to these banks) to three per cent as average annual margin interest rate or the limit announced by the Ministry of Industry and Trade.

Total loan capital in the calculation of electricity price according to total first investment capital is determined by subtracting ownership capital from total investment capital. In case total loans from loan contracts or documents, agreements binding the investor and credit institutions, lenders are lower than total loans in electricity price calculation plan, the loan deficit during the operation is calculated as follows:

- Period of repayment is determined on the basis of repayment plan according to the financial analysis report in the approved fundamental design of which the period of repayment is at least ten years.

- Loan interest rate is determined on the basis of loan interest according to the financial analysis report in the approved fundamental design of which average loan interests do not exceed interest rate ceiling as mentioned above.

h) Enterprise income tax rate, other fees, charges are determined according to applicable regulations.

Article 6. Method of determination of fixed price for operation and maintenance of thermal power plants

Fixed price for operation and maintenance in the fundamental year FOMCb (VND/kWh) determined in the following formula:

FOMCb = FOMCbscl+ FOMCbnc

Where:

FOMCbscl: Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);

FOMCbnc: Fixed price for operation and maintenance according to workforce cost in the fundamental year is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);

1. Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined as follows;

Where:

TCscl: Total major repair cost and other expenses in the fundamental year consist of major repair cost, expenses for additional materials, outside services, and others.

In case total major repair cost and other expenses as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 3 of this Article;

Pt: Generator terminal capacity according to approved design is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (kWh);

Tmax : Number of hours of operation at average maximum capacity over years are determined on the basis of Point c, Clause 25, Article 5 hereof (kWh).

ttd: Proportion of auxiliary power and losses to the plant is determined on the basis of Point d, Clause 2, Article 5 hereof (%);

kCS:  Proportion of power attenuation averaged over the entire economic life of the power plant is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (%).

2. Fixed price for operation and maintenance according to workforce cost in the fundamental year FOMCbnc (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

TCnc: Total workforce cost in the fundamental year consists of payroll, social insurance cost, healthcare insurance cost, union funds and other attached allowances (VND).

In case total workforce cost as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 4 of this Article;

Pt: Generator terminal capacity according to approved design is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (kWh);

Tmax : Number of hours of operation at average maximum capacity over years are determined on the basis of Point c, Clause 25, Article 5 hereof (kWh).

ttd: Proportion of auxiliary power and losses to the plant is determined on the basis of Point d, Clause 2, Article 5 hereof (%);

kCS: Proportion of power attenuation averaged over the entire economic life of the power plant is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (%).

1. Total major repair cost and other expenses TCscl (VND) are determined in the following formula:

TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl

Where:

VĐTXL+TB: Total investment capital for construction and equipment of a thermal power plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 5 hereof (VND);

kF,scl:  Proportion of major repair cost and other expenses (%) of the thermal power plant kF,scl is regulated in Appendix 1 hereof.

2. Total workforce cost TCnc (VND) is determined in the following formula:

TCnd =VĐTXL+TB x kF,scl

Where:

VĐTXL+TB: Total investment capital for construction and equipment of a thermal power plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 5 hereof (VND);

kF,scl: Proportion of workforce cost (%) of the thermal power plant kF,scl is regulated in Appendix 1 hereof.

Article 7. Method of determination of variable price of thermal power plants

Variable price of a thermal power plant in the fundamental VCb (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

VCbnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) for the thermal power plant in the fundamental year is determined according to the method prescribed in Clause 1 of this Article (VND/kWh);

VCbnlb: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel (oil) for the thermal power plant in the fundamental year is determined according to the method prescribed in Clause 2 of this Article (VND/kWh);

VCbk: Components of variable price revised on the basis of other changes in the fundamental year is determined according to the method prescribed in Clause 3 of this Article (VND/kWh);

1. Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel in the fundamental year are determined in the following formula:

Where:

HRbqnlc: Average net fuel loss rate of main fuel agreed by the two parties on the basis of the equipment manufacturer’s specifications and calculated in proportion with loading level as prescribed in Appendix 1 hereof (kg/kWh or BTU/kWh);

Pbnlc: Cost of main fuel in the fundamental year is regulated as follows:

-   For domestic coal: Price of coal is the price at the coal supplier’s loading point including losses, management fee and insurance (if any) but not including transport cost (VND/ton). In case the cost for transport of fuel can not be separated from the coal purchase contract, the cost of fuel in the fundamental year is determined as the price of the coal purchase contract (VND/ton);

-   For imported coal: Price of coal is the price at the exporter’s port (VND/ton);

-   For gas: Price of gas is the price at the mine (VND/ton);

2. Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel in the fundamental year VCbnlp (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

HRbqnlp: Average net fuel loss rate of secondary fuel (oil) agreed by the two parties on the basis of the equipment manufacturer’s specifications;

Pbnlp: Cost of secondary fuel in the fundamental year consists of transport cost and other charges as regulated (VND/kg).

3. Components of variable price revised on the basis of other changes in the fundamental year VCbk (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

Cvlp:  Total annual cost of secondary materials of the power plant is determined on the basis of quantity and unit price of secondary materials used for generation of electricity in the fundamental year (VND);

Ckd: Total cost for starting operation consists of fuel cost and other costs (VND); as for coal-fired thermal power plant, permissible number of starts is calculated as once a year corresponding to each state of starting; as for gas turbine power plant, permissible number of starts shall be negotiated by the two parties on the basis of demand for electricity system and characteristic performance of the power plant.

Ck:  Annual cost for repair and maintenance is calculated on the basis of total capital for construction and equipment of the power plant; proportion of regular repair cost is regulated in Appendix 1 hereof (VND);

Pt­:  Total net capacity of the power plant (kW);

kCS: Proportion of power attenuation averaged over the entire economic life of the power plant is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (%);

Tmax: Period of operation of the plant at maximum capacity is averaged over years throughout the life of the power plan project (hours) (Tmax) and regulated in Appendix 1 hereof.

Article 8. Method of determination of cost for transport of main fuel with respect to thermal power plant

Cost of main fuel transport of a thermal power plant in the fundamental Pbvc determined in the following formula (VND/kWh):

Where:

HRbqnlc: Average fuel loss rate of main fuel for coal-fired thermal power plant (kg/kWh) or average heat loss rate of main fuel for gas turbine plants (BTU/kWh), and determined on the basis of Clause 1, Article 7 hereof;

Pbv/c: Cost for transport of main fuel for generation of electricity in the fundamental year is calculated in VND/kg with respect to coal fuel or in VND/BTU with respect to gas fuel.

Article 9. Method of determination PPA price for hydroelectric plants

PPA price of hydroelectric plants Pbvc (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

FC: Average fixed price of the plant is determined according to the method regulated in Article 10 hereof (VND/kWh);

FOMCb: Cost for operation and maintenance of the plant is determined according to the method regulated in Article 11 hereof (VND/kWh);

Article 10. Method of determination of average fixed price for hydroelectric plants

1. Average fixed price for hydroelectric plants (FC) is determined on the basis of financial analysis of projects according to Forms 1 and 2 prescribed in Appendix 2 enclosed herewith with IRR not exceeding 12% and input factors as instructed in Clause 2 of this Article.

2. Input factors are used for calculation of electricity price:

a) Total investment cost, economic life, proportion of auxiliary power and losses to transformers (not including losses to transmission lines if any), proportion of ownership capital, loan capital, time of depreciation, loan interests, term of repayment during operation, enterprise income tax and other taxes and charges are determined according to provisions set out in Clause 2, Article 5 hereof;

b) Average electricity energy annually generated at terminals of hydroelectric plant is determined according to approved fundamental design (kW). In case a written approval is issued by the competent agency, such written approval shall be applied.

Article 11. Method of determination of cost for operation and maintenance of hydroelectric plants

Cost for operation and maintenance in the fundamental year FOMCb is determined by the following formula (VND/kWh):

Where:

FOMCbscl: Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);

FOMCbnc: Fixed price for operation and maintenance according to personnel cost in the fundamental year is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);

1. Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year FOMCbscl is determined in the following formula;

Where:

TCscl: Total major repair cost and other expenses in the fundamental year consist of major repair cost, expenses for secondary materials, outside services, and others (VND). In case total major repair cost and other expenses as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 3 of this Article;

Abq : Electricity energy annually generated at the terminals is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (kWh);

ttd :  Proportion of auxiliary power and losses to transformers of the power plant is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (%).

2. Price for operation and maintenance according to workforce cost in the fundamental year FOMCbnc is determined in the following formula:

Where:

TCnc: Total workforce cost in the fundamental year consists of payroll, social insurance cost, healthcare insurance cost, union funds and other attached allowances (VND). 

In case total workforce budget as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 4 of this Article;

Abq : Electricity energy annually generated at the terminals is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (kWh);

ttd : Proportion of auxiliary power and losses to transformers of the power plant is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (%).

3. Total major repair cost and other expenses TCscl  are determined in the following formula:

TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl

Where:

VĐTXL+TB: Total capital for construction and equipment of a hydroelectric plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 10 hereof (VND);

kscl:  Proportion of major repair cost and other expenses (%) of the hydroelectric plant is regulated in Appendix 1 hereof.

4. Total workforce cost (TCnc ) is determined in the following formula:

TCnd =VĐTXL+TB x kF,scl

Where:

VĐTXL+TB: Total capital for construction and equipment of a hydroelectric plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 10 hereof (VND);

knc:  Proportion of workforce cost (%) of a hydroelectric plant is regulated in Appendix 1 hereof.

Section 2. METHOD OF DETERMINATION OF ELECTRICITY GENERATION COST BY YEAR IN THE PPA

Article 12. Principles for determination of electricity generation by year in the PPA

1. The two parties have the right to apply average fixed price agreed annually during the PPA

In case the two parties agree to convert average fixed price as agreed into the yearly price of the PPA, the determination of this price must conform to the principles as regulated in Clause 2 of this Article.

2. Based on conditions for actual loans and project's financial capability, fixed price of thermal power plants or hydroelectric plants is converted into yearly price of the PPA ( yearly price j) provided that the average fixed price remains unchanged in comparison with the price agreed by the two parties and conforms to the following principles:

a) Financial discount rate in the calculation of yearly price is 10%;

b) The investor must perform repayment of loans for the construction of a power plant according to the term of repayment; highest proportion of revised fixed price since the date of commercial operation of the first assembly in comparison with average fixed price of thermal power plant or hydroelectric plants as agreed by the two parties does not exceed 1.2 times.

Article 13. Principles for revision of yearly price of the PPA

1. Annually, based on foreign currency loans, plan for repayment of foreign currency loans, actual figures about repayment of principals, exchange rate agreed by the two parties in the electricity price plan, exchange rate applied in the preceding year, the two parties must carry out calculation of difference of exchange rates and propose payment plan to Electricity Regulatory Authority of Vietnam for inspection and making submission to The Ministry of Industry and Trade for consideration and decision on the payment plan.

2. Components of the fixed price for operation and maintenance of thermal power plants and hydroelectric plants are revised in the following principles:

a) Price components by major repair cost and other expenses are revised on the basis of average cost slippage rate as prescribed in Appendix 1 hereof. The two parties shall study and propose mechanism of revision of price components by major repair cost and other expenses for foreign currency based items.

b) Price components by workforce cost are revised on the basis of changes to regional minimum wages at the date of payment.

Article 14. Method of determination of PPA price for thermal power plants at the date of payment

PPA price of a power plant at the time of payment for electricity bills in month t, year j PC,j,t (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

: Fixed price in year j is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);

: Fixed price for operation and maintenance in month t, year j is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);

: Variable price in month t, year j is determined according to Clause 3 of this Article (VND/kWh);

: Cost for transport of main fuel in month t, year j is determined according to Clause 4 of this Article (VND/kWh);

1. Fixed price in year j (FCJ) is determined according to Article 12 hereof.

2. Fixed price for operation and maintenance in month t, year j is determined in the following formula:

Where:

: Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh);

: Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh);

a) Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses are determined in the following formula (VND/kWh):

Where:

: Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 1, Article 6 hereof (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses as prescribed in Appendix 1 hereof;

I: Ordinal numbers of payment years starting from the fundamental year (for the fundamental year I=1).

b) Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost (month t, year j) ( FOMCJscl) is determined in the following formula (VND/kWh):

Where:

FOMCbscl: Fixed price for operation and maintenance by workforce cost is determined according to the method as prescribed in Clause 2, Article 6 hereof (VND/kWh);

Lmin,j, t: Regional minimum wages at the time of payment in month t, year j (VND/person/month);

Lmin,b: Regional minimum wages in the fundamental year (VND/person/month);

1. Variable price in month t, year j VCj,t (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

VCj,tnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in month t, year j is determined according to Point a of this Clause (VND/kWh);

VCj,tnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in month t, year j is determined according to Point a of this Clause (VND/kWh);

VCjk: Components of variable price revised on the basis of other changes in year j is determined according to Point c of this Clause (VND/kWh);

a) Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in month t, year j is determined in the following formula:

Where:

VCbnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 1, Article 7 hereof (VND/kWh);

kHS,j :  Proportion of performance attenuation in year j (%);

Pj,tnlc: Price of main fuel (coal, gas) for generation of electricity at the time of payment in month t, year j is calculated in VND/ton for coal and VND/BTU for gas;

Pbnlc : Price of main fuel (coal, gas) for generation of electricity in the fundamental year is determined according to Clause 1, Article 7 hereof, calculated in VND/ton for coal and VND/BTU for gas.

b) Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel (oil) of the power plant in month t, year j is determined in the following formula:

Where:

VCbnlp: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel (oil) of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 2, Article 7 hereof (VND/kWh);

Pj,tnlp: Price of secondary fuel (oil) for generation of electricity at the time of payment in month t, year j (VND/kg);

Pbnlp: Price of secondary fuel (oil) for generation of electricity in the fundamental year (VND/kg).

c) Components of variable price revised on the basis of other changes in year j (VND/kWh) are determined in the following formula:

Where:

VCbk: Components of variable price revised on the basis of other changes of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 3, Article 7 hereof (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of variable price revised on the basis of other changes as prescribed in Appendix 1 hereof;

I: Ordinal numbers of payment years starting from the fundamental year (for the fundamental year I=1).

2. Cost of main fuel transport of thermal power plant in month t, year j (VND/kWh) is determined in the following formula:

Where:

Pbvc: Cost for transport of main fuel of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Article 9 hereof (VND/kWh);

Pj,tv/c: Cost for transport of main fuel (coal, gas) at the time of payment in month t, year j is calculated in VND/ton for coal or in VND/BTU for gas;

Pbv/c : Cost of transport of main fuel (coal, gas) in the fundamental year is calculated in VND/ton for coal or VND/BTU for gas.

3. Total cost for starting in month t of power plant is determined in the following formula:

Where:

u: Order of assembly of the power plant;

U: Number of assemblies of the power plant;

F: Type of fuel (main fuel f =1, secondary fuel f=2);

S: State of starting of assembly;

S: Number of states of starting of assembly;

pu,f,s: Number of starts of assembly u, using fuel f in the state of starting s in the month;

Mu,f,s:  Quantity of lost coal (kg) for coal-fired power or quantity of lost heat for gas-fired power for a starting of the assembly u, using fuel f, in the state of starting s;

Du,f,s: Unit price for a starting of the assembly u, using fuel f, in the state of starting s is calculated in VND/kg for coal and in VND/BTU for gas.

Ckdk : Total of other costs for a starting is calculated in Vietnam dong.

Payment of the cost for starting the plant is made in accordance with the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 of The Ministry of Industry and Trade regulating operation of competitive electricity market or replacement documents.

Article 15. Method of determination of PPA price for hydroelectric plants at the time of payment

PPA price of a hydroelectric plant at the time of payment in month t, year j is determined in the following formula:

Where:

: Fixed price in year j is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);

FOMCj,t: Price for operation and maintenance in month t, year j is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);

1. Fixed price in year j (FCJ) is determined according to Article 12 hereof.

2. Price for operation and maintenance in month t, year j is determined in the following formula:

Where:

FOMCjscl: Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh);

FMOCjnc: Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh);

a) Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses are determined in the following formula:

Where:

FOMCbscl: Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to Clause 1, Article 11 hereof (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of the price for operation and maintenance by other costs as prescribed in Appendix 1 hereof;

I: Ordinal numbers of payment years starting from the fundamental year (for the fundamental year I=1).

b) Components of the price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j is determined in the following formula (VND/kWh):

Where:

FOMCbnc: Components of the price for operation and maintenance by workforce cost in the fundamental year is determined according to Clause 2, Article 11 hereof (VND/kWh);

Lmin,j, t: Regional minimum wages at the time of payment in month t, year j (VND/person/month);

Lmin,b: Regional minimum wages in the fundamental year (VND/person/month);

Section 3. Method of determination of electricity price of power plants put into commercial operation

Article 16. Method of determining electricity price for power plants with PPA expired but economic life unexpired

1. As for power plants that have average price for the entire life, PPA price shall be applied to the following years to the end of economic life.

2. As for power plants that have no average price for the entire project life, the two parties shall negotiate on average price, yearly price since the effective year of the PPA to the end of economic life of the plant, PPA as prescribed hereof.

3. As for equitized power plants affiliated to Vietnam Electricity, apply provisions set out in Clauses 1, or 2 of this Article and the effective year shall be from the time of equitization.

Article 17. Method of determining electricity price for power plants with expired economic life or under upgrading, replacement of equipment after 20 years of commercial operation

1. Price of hydroelectric plants and fixed price of thermal power plants with economic life expired are determined on the principle ensuring that the plant recovers all the expenses serving electricity production and business activities and the time for price calculation shall follow cycle of major repair of main equipment. In case a written approval of price calculation time issued by the competent state agency, this written approval shall be put into practice. The two parties negotiate and make the report to the Ministry of Industry and Trade, Electricity Regulatory Authority for consideration.

2. Variable price of thermal power plant with economic life expired is determined according to Article 7 hereof.

3. In case the power plant is brought into upgrading or replacement of equipment to maintain operation after 20 years, PPA price shall be considered and revised appropriately upon receipt of adequate documents.

Article 18. Method of determining electricity price for other plants

1. Based on this Circular, Vietnam Electricity and generating units shall construct the method of determining PPA price, separate mechanisms in conformity with the plant and make the submission to Electricity Regulatory Authority for inspection and making the report to the Ministry of Industry and Trade for consideration and approval.

2. After written instructions are issued by the Ministry of Industry and Trade, Vietnam Electricity and generating units shall carry out negotiation to reach an agreement and make the submission to Electricity Regulatory Authority for inspection as prescribed in Articles 20, 21, 22 and 24 hereof.

Chapter III

SEQUENCE OF NEGOTIATION AND INSPECTION OF PPA

Article 19. Application of specimen PPA

1. As for new power plants, in reliance on specimen PPA as prescribed in Appendix 3 enclosed herewith, Vietnam Electricity and generating units shall carry out negotiation on the PPA between the two parties.

2. As for power plants with a PPA signed, in case either of the two parties wishes to make amendments according to the specimen PPA as prescribed in Appendix 3 enclosed herewith, the two parties shall negotiate and reach agreement and make the report to Electricity Regulatory Authority for consideration, inspection and advices as prescribed hereof.

Article 20. Sequence of negotiation on PPA

1. The investor of the power plant project shall be responsible for sending documentary requests for negotiation on PPA to the Buyer for negotiation and fulfillment of procedures for appraisal and approval for the signing of PPA before the project starts.

2. Within 15 working days since the receipt of documentary requests for negotiation on PPA from the investor, the Buyer shall be responsible for organizing negotiation with the investor on PPA. When the process of negotiation closes, the two parties must initial the draft PPA.

3. Within five working days since the draft PPA is initialled, the Buyer shall be responsible for establishing the documents for approval of the PPA and making submission to Electricity Regulatory Authority for inspection.

4. After six months since the Buyer receives documentary requests for negotiation on PPA without any agreement reached, the Buyer shall be responsible for making the report on the matters not yet agreed to Electricity Regulatory Authority for consideration and advice. As for matters beyond authority, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for making the report to the Ministry of Industry and Trade for consideration and advice.

Article 21. Documentary requests for negotiation on PPA

1. Documentary requests for negotiation on PPA of power plants include:

a) Written request for negotiation on PPA;

b) Draft PPA as prescribed in Appendix 3 enclosed herewith;

c) Decision on project investment and construction accompanied by explanations and investment project assessment report by independent consultants and other relevant documents;

d) Decision on approval of total first investment capital of the project and main issues in fundamental design of the investment project relating to PPA negotiation, fundamental design assessment report; reports on investment capital settlement and audits; the competent agency’s decision on approval of results of settlement and auditing of investment capital (after the project is completed).

dd) Agreement on connection of the power plant to the national electricity system according to the connection plan of the power plant; agreement on SCADA/EMS, automatic protection relay system;

e) Loan contracts or any document legally binding the investor and lenders, plans or reality of disbursement of loans;

g) Contract for supply of fuel to power plants specifying cost of fuel for generation of electricity, cost for transport of fuel and other charges, point of delivery and receipt of fuel, time limit for supply of fuel.

h) Documentary calculations about losses to transformer capacity and energy, transmission lines from the power plant to the point of connection with the national electricity system; calculations about auxiliary power in the power plant;

i) Documentary calculations about fuel loss rate of coal-fired power plant or heat loss rate of gas turbine power plant;

k) Electricity price plan is determined according to Sections 1 and 2, Chapter II hereof.

l) Other relevant documents;

2. Documentary requests for negotiation on PPA of existing power plants include:

a) Written request for negotiation on PPA;

b) Draft PPA as prescribed in Appendix 3 enclosed herewith;

c) Existing documents of PPA;

d) Technical documents of the plant, technical figures of SCADA/EMS, automatic protection relay system, characteristic performance (PQ) of the assemblies till present time;

dd) Contracts for supply of fuel to power plants;

e) Electricity price plan is determined according to Sections 1 and 2, Chapter II hereof.

g) Audited financial statement of the power plant of the most recent year till the date of PPA negotiation;

Article 22. Documentary requests for re-negotiation on electricity price, PPA and documents submitted for inspection of PPA

1. Documentary requests for re-negotiation on electricity price and PPA according to settled investment capital include:

a) Written request for re-negotiation on electricity price and PPA;

b) Decision on approval of total final investment capital of the project; reports on the project’s financial settlement and audits; the competent agency’s decision on approval of financial settlement and audits of investment capital;

2. Documents submitted for inspection of PPA:

a) Written request for inspection of PPA;

b) Draft PPA initialled by the two parties;

c) Tabular calculations of PPA price prepared in excel format;

d) Documentary calculations of PPA price as prescribed in Article 21 hereof;

dd) Documentary explanations about amendments, supplements outside specimen PPA agreed by the two parties to be included in the PPA;

Article 23. Sequence of inspection of PPA

After the negotiation on PPA closes, the Buyer shall be responsible for establishing documentary requests for inspection of PPA as prescribed in Article 22 hereof and making the submission to Electricity Regulatory Authority for inspection.

The Seller and Buyer shall be responsible for making reports and relevant explanations.

2. Within five working days since receipt of documentary requests for inspection of PPA, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for inspecting eligibility of the documentary requests and issuing a written request to the Buyer and Seller for supplements (if any) as prescribed.

3. Within 30 working days since receipt of documentary requests for inspection of PPA, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for inspection and providing advice on PPA.

4. Within 30 working days since receipt of advice on inspection of PPA, the two parties shall be responsible for executing the PPA officially. In case Electricity Regulatory Authority is yet to give official advice on the PPA after the time limit as prescribed in Clause 3 of this Article, the two parties shall be allowed to sign the PPA officially according to agreed terms and conditions. The Buyer shall be responsible for sending 01 (one) copy of the signed PPA to Electricity Regulatory Authority for filing and monitoring the implementation.

5. PPA is deemed as inspected when the following requirements are met:

a) Electricity generation cost of the power plant is within the cost frame promulgated by the Ministry of Industry and Trade;

b) Yearly price in the PPA is determined as conformable to the principles as prescribed in Article 12 hereof;

c) Subject matters of the PPA is conformable to those of specimen PPA promulgated by the Ministry of Industry and Trade;

d) Amendments or supplements to the PPA are adequately explained in writing.

6. In case negotiated price of the power plant exceeds the cost frame promulgated by the Minister of Industry and Trade, the two parties shall be responsible for explaining items and expenses agreed during the negotiation to Electricity Regulatory Authority. Electricity Regulatory Authority shall be responsible for making the report to the Minister of Industry and Trade for consideration and handling issues beyond authority.

Article 24. Supplements and amendments to PPA

1. In case changes to regulations and policies promulgated by competent state agencies have caused adverse effects on legitimate interests of the Buyer and Seller, in reliance on proposals from the Seller or written requests from the Buyer, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for granting permission to the two parties for re-negotiation on electricity price. As for issues beyond authority, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for making the report to the Minister of Industry and Trade for consideration and handling. After receipt of written approval from the Ministry of Industry and Trade, Electricity Regulatory Authority, the two parties shall carry out negotiation to reach agreement and initialling the amendments and supplements to the previously signed PPA.

2. After the negotiation on the amendments and supplements closes, the Buyer shall be responsible for establishing and making submission of documentary requests to Electricity Regulatory Authority for inspection. The documentary requests for inspection of amended and supplemented PPA include:

a) Initialled amended and supplemented PPA;

b) Documentary explanations about amendments and supplements to the PPA, and accompanied documentary evidence;

c) Tabular calculations about new PPA price prepared in excel format (in case of changes made to PPA price)

3. Time limit for negotiation and inspection of amended and supplemented PPA is instructed in Article 20, Article 23 hereof.

Chapter IV

IMPLEMENTATION

Article 25. Responsibilities of Electricity Regulatory Authority

1. Carry out inspection, give advice on PPA and supplements to PPAs of power plants;

2. Provide instructions and handle difficulties arising during the negotiation on PPA between the two parties

3. Annually, calculate PPA price as prescribed in Appendix 1 hereof in reliance on opinions from the units on input factors, make the submission to the Minister of Industry and Trade for consideration and decision on amendments or supplements (if any);

4. Settle disputes arising during the implementation of PPA in case the two parties agree settlement of the dispute take place at Electricity Regulatory Authority;

5. After receipt of the report from Vietnam Electricity, Electricity Regulatory Authority shall carry out inspection, working out and making the report to the Ministry of Industry and Trade for consideration and decision on payment of exchange differences of the power plant.

6. Before January 31 annually, summarize the implementation of PPA in the preceding year between Vietnam Electricity and generating units, difficulties arising during the implementation of PPA, and make the report to the Minister of Industry and Trade for consideration and decision on handling of such difficulties;

Article 26. Responsibilities of Vietnam Electricity

1. Make submission to Electricity Regulatory Authority for inspection of PPA as prescribed, be responsible for ensuring accuracy, appropriateness and eligibility of provided figures and documents;

2. Before January 31 annually, take the initiative in cooperating with the investor in calculating exchange differences during the implementation of PPA in the preceding year as prescribed in Clause 1, Article 13 hereof and make the report to Electricity Regulatory Authority for inspection;

3. Annually, carry out considerations and make proposals to Electricity Regulatory Authority for revising input factors for calculation of PPA price as prescribed in Appendix 1 hereof and other subject matters hereof (if any);

4. Before January 15 annually, make the report to Electricity Regulatory Authority on the implementation of PPA in the preceding year with generating units, difficulties arising during the implementation of PPA, and propose handling solutions (if any)

Article 27. Responsibilities of the Investor

1. The Investor shall be responsible for:

a) Carrying out negotiation and signing PPA as prescribed hereof;

b) Providing adequate information, ensuring accuracy, appropriateness and eligibility of figures and documents provided to relevant units, agencies during the negotiation and inspection of PPA;

2. Since the first assembly is put into commercial operation, on a quarterly basis, the Investor shall make the report to Electricity Regulatory Authority on the implementation of payment of electric bills according to the form prescribed in Appendix 4 hereof;

3. Before January 15 annually, the Investor of power plants shall make the report to Electricity Regulatory Authority on the implementation of PPA in the preceding year with Vietnam Electricity, difficulties arising during the implementation of PPA, and propose handling solutions (if any);

4. Before January 31 annually, the Investor shall take the initiative in cooperating with Vietnam Electricity in calculating exchange differences during the implementation of PPA in the preceding year as prescribed in Clause 1, Article 13 hereof and make the report to Electricity Regulatory Authority for inspection;

Article 28. Implementation

1. This Circular takes effect since February 03, 2015 and replaces the Circular No. 41/2010/TT-BCT dated December 14, 2010 of the Ministry of Industry and Trade regulating method of electricity price determination; sequence and procedures for construction and promulgation of electricity generation cost frame and approval of PPA.

2. As for PPA price of the power plant that is still under negotiation before the effective date of this Circular according to the method as instructed in the Circular No. 41/2010/TT-BCT dated December 14, 2010 of the Ministry of Industry and Trade regulating method of electricity price determination; sequence and procedures for construction and promulgation of electricity generation cost frame and approval of PPA, the two parties shall the report to the Ministry of Industry and Trade, Electricity Regulatory Authority for consideration and specific instructions.

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

 

 

PP THE MINISTER
DEPUTY MINISTER




Cao Quoc Hung

 

APPENDIX 1

PARAMETERS FOR THE CALCULATION OF POWER PURCHASE CONTRACT VALUE
(Enclosed to the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated 19 December 2014 by Minister of Industry and Trade)

No.

Entry

Parameter

I

Economic life

 

1

Coal-fired thermal power station

30 years

2

Gas turbine power plant

25 years

3

Hydroelectric plant

40 years

II

Proportion of thermal power station's operational and maintenance costs (%)

 

1

Proportion of major repair cost and other expenses (kF,scl)

 

1.1

Coal-fired thermal power station

2.5%

1.2

Gas turbine power plant

4.37%

2

Proportion of workforce cost (kF,nc)

 

2.1

Coal-fired thermal power station

1.5%

2.2

Gas turbine power plant

1.9%

III

Proportion of hydroelectric plant’s operational and maintenance costs (%)

 

1

Proportion of major repair cost and other expenses (kscl)

 

1.1

Output scaled at 150 MW or lower

1.2%

1.2

Output scaled from 151 MW to 300 MW

0.9%

1.3

Output scaled at 301 MW or higher

0.6%

2

Proportion of workforce cost (knc)

 

2.1

Output scaled at 150 MW or lower

0.8%

2.2

Output scaled from 151 MW to 300 MW

0,5%

3.3

Output scaled at 301 MW or higher

0,3%

IV

Number of hours of yearly operation at maximum capacity averaged over the project’s entire life - Tmax (hours)

 

1

Coal-fired thermal power station

6.500

2

Gas turbine power plant

6.000

V

Proportion of performance attenuation averaged over the entire economic life of a thermal power station (%)

 

1

Coal-fired thermal power station

1.3%

2

Gas turbine power plant

3%

VI

Proportion of annual cost for repair and regular maintenance (%)

 

1

Coal-fired thermal power station

0.8%

2

Gas turbine power plant

0.8%

VII

Loan interest rate range (% per year)

 

1

Interest rate range of loans in foreign currency

3% per year

2

Interest rate range of loans in domestic currency

3.5% per year

VIII

Average cost slippage rate (% per year)

 

1

Slippage rate of components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses

2.5% per year

2

Slippage rate of components of variable price revised on the basis of other changes

2.5% per year

XI

Average load of thermal power station

85%

 

APPENDIX 2

PROJECT FINANCE ANALYSIS TABLES
(Enclosed to the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated 19 December 2014 by Minister of Industry and Trade)

Table 1 – Business results forecast

Unit: …

No.

Entry

Year N

Year N+1

Year N+2

…

Total

I

Total income

 

 

 

 

 

1

Electricity sales income

 

 

 

 

 

2

Other benefits gained from the project (if any)

 

 

 

 

 

3

Subsidy (if any)

 

 

 

 

 

II

Total cost

 

 

 

 

 

1

Fixed asset depreciation cost

 

 

 

 

 

2

Operational and maintenance cost

 

 

 

 

 

3

Other costs (if any)

 

 

 

 

 

4

Interest cost

 

 

 

 

 

III

Gross profit (I)-(II)

 

 

 

 

 

IV

Corporate income tax

 

 

 

 

 

V

Net profit (III)-(IV)

 

 

 

 

 

Notes:

- Electricity sales income has not incurred value added tax, water resource tax, forest environment fee and other taxes and fees (if any).

- Table 01 is executed from the year when incomes arise.

 

Table 2 – Financial accumulation flow and financial norms

Unit: …

No.

Entry

…

Year N-1

Year N

Year N+1

…

Total

I

Source

 

 

 

 

 

 

1

Electricity sales income

 

 

 

 

 

 

2

Other benefits gained from the project (if any)

 

 

 

 

 

 

3

Subsidy (if any)

 

 

 

 

 

 

4

Remaining value of fixed assets (in the final year of the project)

 

 

 

 

 

 

5

Recovery of working capital (in the final year of the project)

 

 

 

 

 

 

II

Spending

 

 

 

 

 

 

1

Equity and loan capital (allocated according the project's progress

 

 

 

 

 

 

2

Other expenses (if any)

 

 

 

 

 

 

3

Repayment of original loan

 

 

 

 

 

 

4

Interest cost

 

 

 

 

 

 

5

Corporate income tax

 

 

 

 

 

 

III

Financial accrual (I)-(II)

 

 

 

 

 

 

IV

Accrual of financial discounts

 

 

 

 

 

 

V

Accrual of cumulative financial discounts

 

 

 

 

 

 

Notes:

- Electricity sales income has not incurred operational and maintenance expense, value added tax, water resource tax, forest environment fee and other taxes and fees (if any)/

- Table 02 is executed from the year when constructional works commence.

 

APPENDIX 3

SAMPLE AGREEMENT FOR PURCHASE OF POWER
(Enclosed to the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated 19 December 2014 by Minister of Industry and Trade)

 

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence – Freedom – Vietnam
---------------

 

 

 

 

 

POWER PURCHASE AGREEMENT

POWER PLANT OF …

 

 

 

Between

 

COMPANY [Name of the company]

(VENDOR)

 

- and -

 

VIETNAM ELECTRICITY CORPORATION

(BUYER)

 

 

 

 

 

CONTRACT NO. … /20…/HD-NMD-[Power plant’s name]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Hanoi, … [month[/ 20 ...

 

TABLE OF CONTENTS

Article 1. Definitions

Article 2. Effect and term of contract

Article 3. Sale and purchase of electricity

Article 4. Commitments

Article 5. Vendor’s duties prior to the date of commercial operations  

Article 6. Responsibilities for establishing connections and electricity measurement system

Article 7. Power plant dispatch and operation

Article 8. Invoicing and payment

Article 9. Breach of contract and legal remedies

Article 10. Termination and suspension of contract

Article 11. Legal liability limit and compensation for damages

Article 12. Indemnity

Article 13. Settlement of disputes

Article 14. Restructuring of electricity sector and transfer of rights and duties

Article 15. Retention of documents and provision of information

Article 16. Other expenses

Article 17. Authorized representatives and exchange of information

Article 18. Confidentiality

Article 19. Other stipulations

Appendix I. PRIMARY PARAMETERS OF THE POWER PLANT

Appendix II. MEASUREMENT SYSTEM AND COLLECTION OF DATA

Appendix III. AGREEMENT ON OPERATIONAL CHARACTERISTICS

Appendix IV. AGREEMENT ON SCADA/EMS SYSTEM, COMMUNICATION, PROTECTIVE AND AUTOMATIC RELAYS

Appendix V. SELLING PRICE AND PAYABLES FOR ELECTRICITY

Appendix VI. MAIN PARAMETERS FOR PRICING OF ELECTRICITY  

Appendix VII. TIME POINTS IN PROJECT SCHEDULE  

Appendix VIII. PROCEDURE FOR RELIABLE OUTPUT TEST

 

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

POWER PURCHASE AGREEMENT

 

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

Pursuant to the Commercial Law dated 14 June 2005;

Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/NĐ-CP dated 21 October 2013 on detailing the enforcement of certain articles of the Law on electricity and the Law of amendments to Electricity Law

Pursuant to the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated 02 October 2014 by Minister of Industry and Trade on regulating the operation of the competitive power generation market;

Pursuant to the Circular No. …./2014/TT-BCT dated … by Minister of Industry and Trade on regulating the method for pricing of power generation and the procedure for inspection of power purchase agreements;

As per the parties' demands for sale and purchase of electricity,

As of … , at … .

The parties include:

Vendor: …

Address: …

Telephone: …                                   Fax: …

Tax code: …

Account: ...                                       Bank: ...

________________________________________________________

Represented by: …

Position: …                                                     as authorized by …

… according to the letter of authorization

no … dated …

Buyer: Vietnam Electricity Corporation

Address: ...

Telephone: …                                   Fax: …

Tax code: …

Account: ...                                       Bank: ...

________________________________________________________

Represented by: …

Position: …                                                     as authorized by …

… according to the letter of authorization

no … dated …

The parties agree to enter the Agreement for purchase of power from the power plant on the following terms:

Article 1. Definitions

In this contract, the following phrases and words are construed as follows:

1. Vendor refers to … [Company] that owns the Power plant of …

2. Buyer refers to Vietnam Electricity Corporation.

3. Trading cycle refers to a 1-hour cycle for calculation of market electricity price, starting from the first minute of each hour.

4. The available output announced by the Vendor is the readily attainable output of a generator or power plant at a definite point of time.

5. Connection point is a site for the power generation company’s connection of equipment, power grids and power plant's facilities to the National power system.

6. Point of electricity delivery is a site for the measurement of the amount of Vendor's electricity delivered to the Buyer.

7. The operator of national electric power system and electricity market commands and controls the processes of generation, transmission and distribution of electricity in the national power system and manages transactions in the electricity market.

8. Market power output price refers to the price of a unit of active power output in a trading cycle, for the calculation of the payables for power outputs by power generation companies in the electricity market.

9. Market electricity price is the price of a unit of electricity in each trading cycle, for the calculation of payables for electricity produced by power generation companies in the electricity market.

10. National power system consists of electric power generation equipment, power grids and ancillary equipment jointly connected and unanimously controlled on nation-wide scale.

11. Primary measurement system is composed of measurement equipment (meters, measurement current transformers, measurement transformers) and secondary circuits connected to the said equipment. The system is installed at the parties' agreed locations to set firm basis for the calculation of the production of electricity delivered.

12. Backup measurement system comprises every measurement equipment (meters, measurement current transformers, measurement transformers) and secondary circuits connected to the said equipment. The system is installed at the parties’ agreed locations for testing and backing up the primary measurement system. It comprises equipment independent from but technically equivalent to those of the primary measurement system.

13. Contract refers to this power purchase agreement and its appendices and amendments.

14. Dispatching order is an order for real-time steering and control of electric power system’s operations.

15. Day refers to a day in Gregorian calendar.

16. The generator's date of commercial operation means the date when the power plant's generator is ready to sell electricity to Buyer upon the fulfillment of the following requirements:

a) The power plant completes the initial reliable output test on electricity generators of a thermal power station or the acceptance test of full-load power output of generators in a hydroelectric plant;

b) The power plant is licensed to conduct electricity-related activities in the sector of power generation;

c) The parties calibrate meters to enable price-based gross payments in the competitive power generation market.

17. The power plant’s date of commercial operation refers to the date when the last generator starts commercial operations and the power plant is licensed to conduct electricity-related activities for all generators in the power generation market.

18. Power plant refers to the Power plant [name of Power plant] with the maximum established output of … MW, including … generators at [power plant's location], each of which has an output of … MW.

19. The electricity sector’s technical regulations and standards include obligatory technical regulations issued by Vietnam's competent authorities and rules, standards and practices observed by international organizations and enforced by other nations in correspondence in line with the laws of Vietnam.

20. Connection equipment refers to power transmission lines, measurement equipment system, control devices, protective relay, circuit breakers, information and communication system and buildings synchronized for power plants' linkage with points of connection.

21. Competitive power generation market is the first-level electricity market as defined in point a, section 1, Article 18 of the Electricity Law and operates according to the Ministry of Industry and Trade’s regulation on the operation of the competitive power generation market.

Article 2. Effect and term of contract

1. Effect of contract

This contract comes into force upon the parties’ authorized representatives’ official signing of the contract, unless otherwise stated.

2. Term of contract

The term of the contract, unless extended or terminated early, is stipulated as follows:

a) The contract, for power plants newly established or bearing duties to settle long-term debts from investments in their construction, commences upon its effect and expires after one of the following points of time:

(i) The closing date of the competitive power generation market as per competent governmental authorities’ decisions;

(ii) 10 years from the initial date of the power plant’s commercial operations, notwithstanding the duration of force majeure, save events defined in section 4, Article 12 of the contract.

b) The contract, for power plants bearing no repayment duty over long-term debts from investments in their construction, commences upon its effect and expires on the closing date of the competitive power generation market according to competent governmental authorities’ decisions.

Article 3. Sale and purchase of electricity

1. The contract price is defined in clause I, Appendix V of the contract.

The parties agree to set the annual fixed price FCj (VND/kWh) upon the expiration of contract to the end of the economic life of a thermal power station or a hydroelectric plant, according to  section 1.2 or section 2.2, respectively, in clause I, Appendix V of the contract. Such fixed price is a basic factor for the pricing of power plant’s electricity in subsequent power purchase agreements.

2. The contracted production of electricity produced is defined in clause II, Appendix V of the contract.

3. Buyer's duty is making following payments to Vendor for electricity on monthly basis:

a) The sum of differences as computed by Vendor according to clause III, Appendix V of the contract;

b) Total market-based payables as per the monthly payment list (including payments for market electricity, market power output and other market-based payables) as released by the operator of national electric power system and electricity market;

c) All other payables such as deferral interest and payment adjustments (if any);

d) Regulated taxes and fees, including those arising due to competent governmental authorities' amendments to laws and regulations (if any).

The parties agree to settle payables arising owing to the adjudication of disputes according to section 4, Article 8 of the contract.

4. During the intermission of the electricity market or the power plant's seclusion from the electricity market, the payables for electricity during the interruption of market-related activities are specified subject to the contract price according to clause I, Appendix V of the contract.

Article 4. Commitments

The parties undertake that:

1. Each party is legally established to operate under the laws of Vietnam and has sufficient power to enter and execute the contract and posses adequate business capacities and assets to execute its contracted duties.

2. Each party's signing and execution of the contract do not violate its corporate regulations, the laws, other agreements that it engages in, and a court's rulings or verdicts against such party.

3. The parties’ signing and execution of the contract abide by their electrical operating licenses as issued by competent authorities and relevant laws.

4. The parties are not defendants in a lawsuit, whose result may remarkably alter contract parties’ financial capacities or ability to execute their contracted duties or the validity and effect of contract, in a court, commercial arbitration or before a competent governmental authority.

5. The parties undertake to execute precisely the duties and contents in this contract.

Article 5. Vendor’s duties prior to the date of commercial operation

1. Requirements on licenses and written approvals

a) Vendor is responsible for going through regulated formalities for competent authorities’ issuance of licenses and written approvals necessary for the construction and operation of the power plant. Vendor undertakes to maintain compliance and conditions of such licenses according to the laws during the effective term of the contract;

b) In 30 days’ time upon the initial date of commercial operations of the generators and power plant, Vendor bears the duty to provide Buyer with valid copies of licenses and documents as defined in clause II, Appendix VII of the contract.

2. Reporting of time points in the project schedule

a) Vendor guarantees time points in the project schedule according to clause I, Appendix VII of the contract;

b) By the 05th of the first month of a quarter, Vendor bears the duty to make and send the report on the power plant's building progress with valid copies to Buyer to evidence and assess the advancement of the project as per commitments and to propose solutions on maintaining time points of the project.

3. Connection, test and operation

Prior to the date of commercial operation, Vendor bears the duty to connect, test and operate the power plant and connection equipment according to the electricity sector’s technical regulations and standards and Ministry of Industry and Trade's regulation on power transmission system. Moreover, Buyer shall be given valid copies of the test results of the power plant.

4. Date of commercial operation

a) Vendor bears the duty to realize the date of commercial operation according to the project's time points as per the parties' stipulations in Appendix VII of the contract or subsequent amendments. Vendor bears the duty to inform Buyer officially in writing of the former's ability to realize the date of commercial operation no later than 03 months prior to the date of each generator's commercial operation. Subsequently, Vendor must inform Buyer in writing of the former's realization of the date of commercial operation. Vendor is deemed to fail the date of commercial operation if Buyer does not receive a written notice of the realization of the commercial operation date and documents as stated in Appendix VII of the contract;

b) If a generator's date of commercial operation fails, Vendor is allowed to propose Buyer in writing to reschedule such date. Such proposal must specify reasons for rescheduling. Buyer must respond in writing to Vendor about rescheduling no later than 10 days upon the former's receipt of the written proposal for rescheduling. Buyer, if rejecting Vendor’s rescheduling proposal, must specify reasons.

Article 6. Responsibilities for establishing connections and electricity measurement system

1. Responsibilities for establishing connections

Vendor is responsible for:

a) Negotiating, investing, managing and operating the equipment for connection, transmission and delivery of electricity to Buyer at points of delivery according to Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system and relevant technical regulations and standards of the electricity sector;

b) Investing, installing, managing, operating and maintaining the power plant’s system equipment for collection, transmission of data, automatic control and protective relays for the power plant’s connection to SCADA/EMS system of the operator of national electric power system and electricity market. Such connection facilitates the operation of the power plant in the electricity market.

2. Measurement system

a) Vendor is responsible for investing, installing, managing, operating, maintaining and inspecting the equipment of the primary and backup measurement systems on annual basis according to Ministry of Industry and Trade’s regulation on electricity measurement. Competent or authorized organizations shall inspect the measurement equipment or verify the precision of such equipment. The measurement equipment must be secured with lead seal after the inspection;

b) Each party can request additional or random inspection of measurement equipment and system, if necessary. Vendor is responsible for organizing inspections at Buyer’s request. If random inspection detects measurement equipment’s deviations higher than the permissible limit, Vendor must pay for the random inspection. If deviations fall within the permissible limit, the requesting party incurs inspection fees;

c) Vendor's duty is to inform Buyer of the result of the inspection of measurement equipment. Vendor's duty is to inform Buyer in advance of the inspection of measurement equipment. Buyer is responsible for assigning its witness of the process of seal removal, inspection and lead sealing of the meters;

d) If measurement equipment's deviations exceed the permissible limit according to the Ministry of Industry and Trade’s regulation on electricity measurement, Vendor is liable for adjusting or replacing such equipment. If one of the parties considers a meter damaged or not functional, it must promptly inform the other party. Vendor bears the duty of inspection and repair;

dd) The production of electricity traded by Buyer and Vendor is defined according to the method of delivery in Appendix II of the contract.

If the primary measurement system does not function properly or its deviations, as found by an inspection, exceed the regulated precision level, the production of electricity traded during such events is defined by the backup measurement system. If the backup measurement system fails or generates deviations, during an inspection, higher than the permissible limit, the production of electricity traded is calculated as follows:

(i) If the primary measurement system functions but generates deviations higher than the regulated precision level, the production of electricity traded is determined by the primary measurement system and interpreted to an equivalent value of electricity at the deviation rate of 0%. According to the adjusted result of measurement agreed by the parties, Vendor bears the duty to calculate the payables that one of the parties owes to the other. Such payables arise during the measurement system’s inaccurate time.

(ii) If the primary measurement system does not function, the parties consider the problematic conditions and actual deviations of measurement systems according to the inspecting entity’s records and figures approved by the parties to unanimously consent to a method for calculating the production of electricity to be adjusted during the time of inaccurate measurement. If the parties fail to agree to a method and the production of electricity trade requires adjustment, the parties are responsible for settling disputes according to Article 11 of the contract.

e) If the measurement equipment burns or breaks down, Vendor is responsible for having it replaced or repaired in the shortest time to make the equipment abide by technical requirements and resume to work. The replacements or repaired equipment, before used, must be inspected according to regulations.

Article 7. Power plant dispatch and operation

1. The duty to register a method of mobilization

Vendor bears the duty to register the method for mobilizing each of the power plant's generators with the operator of national electric power system and electricity market, according to the Electricity Regulatory Authority's regulations on the procedures for establishing and approving the plan for the operation of the national power grids, Ministry of Industry and Trade's power transmission system regulations and power system dispatch procedures, and the operational cooperation procedures between Vendor and the operator of electric power system and electricity market. Buyer shall also receive a written copy of such mobilization method registration.

2. Operation of Power plant

a) Vendor is responsible for conforming to the regulations on power plant dispatch and operation according to Ministry of Industry and Trade’s regulations on power transmission system, operation of competitive power generation market and power system dispatch procedures, electricity sector’s technical regulations and standards and relevant documents. Vendor bears the duty to maintain and operate the power plant’s generators according to technical specifications in Appendix I and Appendix III of the contract;

b) Vendor bears the duty to install, operate and maintain the equipment to synchronize the power plant with the national power grids. Vendor is responsible for conforming to the Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system, electricity sector’s technical regulations and standards and other dispatch regulations upon the synchronization of the power plant with the national power grids;

c) If the methods for operation of national power grids bring threats to the power plant's primary equipment, cause injury, fatality or equipment damages, Vendor is allowed to disconnect the generators from the power system.

Article 8. Invoicing and payment

1. Invoicing and payment for electricity

a) By the fifth of each month, Vendor informs Buyer in writing of the payables for electricity with the immediate preceding month’s payment documents.

Payment documents prior to the participation in the competitive power generation market include the summary of contracted payables, written confirmation of meter-based production of electricity, and other relevant documents (if any).

Payment documents after the participation in the competitive power generation market include detailed calculation sheets on all payment differences and other payables arising (if any), and taxes and fees that Vendor incurs according to clause III, Appendix V of the contract and relevant documents enclosed (if any).

b) In 03 working days’ time upon receiving the payment documents, Buyer verifies the accuracy of such documents. Buyer, if detecting errors, informs Vendor in writing for the latter's correction of payment documents. Buyer, after inspecting the payment documents, informs Vendor in writing of the former's endorsement of such documents;

c) By the twentieth of each month, Vendor must issue payment invoices to Buyer. Such payment invoices are made in conformity to the regulations by Ministry of Finance;

d) Buyer bears the duty to transfer all amounts invoiced for the immediate preceding month’s electricity through banks, by the deadline of payments as agreed by the parties. Buyer incurs bank transfer fees;

dd) If data for invoicing is insufficient upon the release of a payment invoice (in the absence of a payment list from the operator of national electric power system and electricity market), Vendor is allowed to calculate the temporary payables for electricity by rationally estimating missing figures. The price of electricity for such temporary payments equals 80% of the contract's price. The adjusted payables constitute deductibles for the month when official data is available.

2. Payment disputes

a) If Buyer does not consent to parts or all payables invoiced, it must inform in writing of the amounts invoiced and reasons of its disapproval prior to the payment deadline. Buyer bears the duty to settle all undisputed payables by or on the due date of payment;

b) In 15 days’ time upon receiving the notice of payment dispute, Vendor must respond to Buyer officially in writing. If the parties fail to resolve payment disputes, one of the parties can settle disputes according to Article 13 of the contract;

If disputes originate from the content of the payment list of the operator of national electric power system and electricity market, the parties’ actions shall be governed by the stipulations on resolutions for disputes in Ministry of Industry and Trade’s regulations on the operation of electricity market.

c) If the party does not complains in writing about the payables in 30 days from the issue date of an invoice, it is deemed to waive its rights to complain about the payables invoiced.

3. Calculation of interest

Imposition of interest:

a) The monthly payables for electricity deferred after the deadline according to point d, section 1 of this Article;

b) The payables arising according to a decision on dispute settlement according to Article 13 of the contract;

c) The adjusted payables for monthly electricity according to point dd, section 1 of this Article.

Interest accrues on monthly basis from the day immediately following the payment deadline to the actual date of payment fulfillment. The rate of such interest equals the average rate of 12-month deposit’s accrual interest rates for Vietnamese currency, as defined by four commercial banks including Vietcombank, Vietinbank, BIDV and Agribank or legitimate successors of such banks on the due date of the invoice, plus an annual interest margin rate of 3%.

4. Deductibles

The parties may deduct debts, disputed amounts settled, adjusted amounts and monthly interest from the monthly payables for electricity in the nearest month’s invoice.

Article 9. Events affecting the contract and legal remedies

1. The following events affect Buyer’s execution of the contract.

a) The events related to Vendor’s dissolution or bankruptcy:

(i) Vendor is dissolved (except for pre-merger or pre-consolidation dissolution);

(ii) Vendor fails to settle due debts;

(iii) Vendor transfers or merges its entire entity with the creditors or with another entity for creditors’ benefits;

(iv) A court issues its rulings on the bankruptcy procedure against Vendor.

b) Vendor commits serious violations of its duties as stated in the contract and fails to correct such violations in 90 days upon Buyer's notice of such violations.

c) Vendor is suspended by competent authorities’ decisions.

2. The following events affect Vendor’s execution of the contract

a) The events related to Buyer’s dissolution or bankruptcy:

(i) Buyer is dissolved (except for pre-merger or pre-consolidation dissolution);

(ii) Buyer fails to settle due debts;

(iii) Buyer transfers or merges its entire entity with the creditors or with another entity for creditors’ benefits

(iv) A court issues its rulings on the bankruptcy procedure against Buyer;

b) Buyer commits serious violations of its duties as defined in the contract and fails to correct such violations in 90 days upon Vendor’s notice of such violations;

c) Buyer is suspended by competent authorities' decisions.

3. Legal remedies

a) If an event affecting the party’s execution of the contract occurs, the affected party has the right to enforce the legal remedies, as stated in Article 10 of this contract, against the perpetrating party;

b) Legal remedies in this contract do not nullify each other or obstruct other remedies.

Article 10. Termination and suspension of contract

1. Termination of contract by agreement

The parties can engage in a written agreement on early termination of contract.

2. Unilateral termination of contract

a) If an affecting event, as defined in point a, point b, section 1 or point a, point c, section 2, Article 9 of the contract, occurs, continues and affects one of the contract parties, the affected party is allowed to unilaterally terminate the contract 90 days after its delivery of a written notice to the other party;

b) If force majeure affects one party and continues in at least 180 days, the other party is allowed to unilaterally terminate the contract 30 days after its delivery of a written notice;

c) If an event affecting the party’s execution of the contract, as defined in point b, section 1 or point b, section 2, Article 9 of the contract, occurs, the affected party is allowed to unilaterally terminate the contract 30 days after its delivery of a written notice.

3. Suspension of contract

Buyer is allowed to suspend the contract, after informing Vendor, if Electricity Regulatory Authority suspends Vendor from participating in the competitive power market or by competent authorities from operating in the power generation sector. Contract suspension time must not exceed the duration of the suspension of participation in the competitive power generation market or operation in the electricity sector.

Article 11. Compensation for damages

1. The violating party is responsible for compensating the affected party for damages caused by the former's violations. Damages include losses, damages or costs that the affected party has incurred while executing its contracted rights and duties. The method for calculation of damages is governed by the Civil Law.

2. The compensated party, if claiming for damages, shall promptly inform the compensating party in writing of the nature of the events for damage claims. The compensated party's deferral of its notices shall not impinge on the compensating party’s duties of compensation, unless the compensating party suffers from actual damages due to the compensated party’s delay.

Article 12. Indemnity

1. The violating party is exempt from liabilities in the following events:

a) An event of indemnity, as agreed by the parties, occurs;

b) One party's faults cause all of the other's violations;

c) One party commits violations when fulfilling a competent governmental authority's decisions, which the parties could not be aware of upon their signing of the contract;

d) Force majeure occurs

Force majeure is unavoidable beyond one party’s control and obstructs or delays that party’s execution of its contracted duties, partly or fully, despite its implementation of rational measures.

Force majeure obstructing or delaying the parties' execution of their contract duties must overwhelm the affected party's reasonable control and derive from none of its faults or negligence. Moreover, the affected party fails to avoid such events despite its implementation of reasonable solutions, practices, procedures and standards. Such events include but are not limited to:

i) A decision by a court or competent authority causing adverse effects on one party’s execution of its contracted duties;

ii) Natural disasters including fire, explosion, drought, flood, volcanic eruption, earthquake, landslide, tide, storm, tornado, hurricane or similar events;

iii) Riot, demonstration, revolt, insurgency, war activities whether war is declared or not, opposition, terrorism, sabotage, embargo, blockade, quarantine or similar events;

iv) Vendor’s power plants or assets are nationalized, deprived or seized according to competent governmental authorities' decisions;

v) Vendor is not licensed by competent authorities or fails to obtain written approvals necessary despite its fulfillment of all duties according to the laws related to the said licenses and written approvals.

2. Announcement and endorsement of indemnity

a) The violating party must inform the other in writing of exemptions and possible consequences;

b) When indemnity ends, the violating party must immediately inform the other. If the violating party fails or delays its announcements to the other party, it must compensate for damages caused.

c) The violating party bears the duty to evidence its indemnity with the affected party.

3. Indemnity and refusal to execute the contract in force majeure

a) The party committing violations due to force majeure is responsible for regularly reporting to the other party about the former’s implementation of solutions against force majeure or information reasonably requested by the other party. Such reports shall evidence the violating party's adducing of force majeure. The other party must be informed of force majeure's end time in 48 hours from the finis of such events, unless loss of communication occurs;

b) The party affected by force majeure is only excused for its non-execution or delay of contracted duties due to such events after it release notices and executes duties of recovery according to point a of this Article;

c) If force majeure obstructs one party's execution of its contracted duties in at least 180 days, one of the parties is allowed to unilaterally terminate the contract according to point b, section 2, Article 10 of this contract.

Article 13. Settlement of disputes

1. If disputes between the contract parties arise, the party provoking disputes must inform the other party in writing of the contents of such disputes. The parties are responsible for discussing solutions against disputes in 60 days upon the date of the notice from the party raising such disputes. The parties are responsible for discussing disputes over payments in 15 days. The parties are allowed to negotiate and execute an extension of dispute settlement time in writing.

2. If the parties fail to settle disputes through discussions within the time limit as per section 1 of this Article, the parties shall agree to forward their disputes to the Electricity Regulatory Authority or other authorities as unanimously selected by the parties to settle disputes according to relevant laws.

Article 14. Restructuring of electricity sector and transfer of rights and duties

1. Restructuring of electricity sector and transfer of Buyer’s rights and duties

The parties agree that Buyer may be reorganized, restructured, dissolved or gradually deprived of its sole capacity of purchasing electricity for the conversion of the electricity sector's model to that of the competitive power market according to the pathway approved by Prime Minister or subsequent written amendments. When a competent governmental authority issues a decision on reorganizing, restructuring or dissolution, Buyer is allowed to assign all or parts of its contracted rights and duties without Vendor's consent to one or many successors, which are defined by the competent governmental authority. Such successors are responsible for executing Buyer’s legal rights and duties according to the laws.

Vendor must approve in writing all of Buyer’s assignment or relegation of its rights and duties from this contract.

2. Transfer of Vendor’s rights and duties

Vendor is only allowed to assign its rights and duties from this contract to successor(s) after obtaining Buyer’s written consent. Buyer cannot reject Vendor’s assignment or relegation without a reason. However, Vendor can relegate or assign parts or all of its contracted rights and duties on financing or financial arrangements for the power plant without Buyer’s agreement. The effect of this contract survives to continue the benefits and duties of Vendor's successors, assignees or relegated entities.

3. Transition to the competitive wholesale market

If the wholesale market or other models as per competent governmental authorities' decisions replace the competitive power market during the term of this contract, the parties are responsible for negotiating changes or replacements of this contract in consonance with the new electricity market structure on the condition that the parties' economic values from the contract remain unaffected.

Article 15. Retention of documents and provision of information

1. Retention of documents

The parties are responsible for retaining documents, data, materials or information evidencing the accuracy of invoices, prices or calculations as per the contract or proving the parties' conformity to the contract.

2. Provision of information

Each party is responsible for providing the other party with figures, materials or papers necessary at reasonable level to evince the accuracy of payment invoices, pricing formulas or calculations as per the contract or verify the parties' abidance by the contract.

Article 16. Other expenses

Each party is responsible for paying taxes and fees or settling debts arising during its execution of the contract. The parties agree that this contract is not inclusive of expenses for power transmission, power distribution, connection or similar expenses. Each party is responsible for covering such expenses according to current regulations.

Article 17. Authorized representative and exchange of information

1. Authorized representative

The authorized representatives of the contract parties are:

Vendor:                                                    Buyer:

_________________________               __________________________

_________________________               __________________________

2. Exchange of information

a) Notices, invoices or essential information exchanged during the enforcement of this contract must be executed in writing. Their issue dates and relation to the contract must be clearly specified. The original of a fax must be sent by pre-paid post. Notices, invoices or information must be delivered to the following addresses:

Vendor: _________________________________

                  ________________________________

Buyer: _________________________________

                  ________________________________

b) Notices, invoices or information sent as per point a of this Section are deemed received:

(i) when delivered by hand; or:

(ii) when proof of delivery by guarantee post is signed; or:

(iii) when a fax is actually received and the sender attains a confirmation of no fax delivery errors; or:

(iv) when a regular postage's arrival is confirmed.

Article 18. Confidentiality

Each party bears the duty to maintain confidentiality of information and documents given by the other party as per the contract. Each party shall not disclose, publicize or exploit such information and documents for any purposes save the execution of its contracted duties. Exceptions are:

1. Documents and information are publicized or exploited according to the laws.

2. Documents and information are demanded by competent authorities.

3. Documents and information are announced or publicized by entities outside the contract.

Article 19. Other stipulations

1. Amendments

Every amendment to the contract must be executed in writing. Electricity Regulatory Authority shall inspect such amendments and provide its comments in writing.

2. Completion of contract

This contract is the final complete agreement between the parties and replaces all previous discussions, information and correspondences arising prior to the signing of this contract.

3. Third party

This contract only benefits its parties and does not constitute any benefits or duties for a third party.

4. Void of joint venture

This contract does not constitute a joint venture or association between the parties or impose any legal duty or liability related to a joint venture or association on any of the parties. None of the parties is allowed to engage in or represent the other party to engage in an agent contract or act as a representative to perform duties against the other party.

5. Waiver of rights

One party's relinquishment of its contracted duties must be executed in writing and endorsed by its authorized representative’s signature. One party's non-execution or deferral of its rights from this contract shall not be construed as its abnegation of such rights.

6. Execution of remaining duties

Termination, closure or expiration of contract does not end the parties’ execution of their remaining duties as per the contract.

7. Governing law

The contract is interpreted and executed as per the laws of Vietnam.

8. Severability

If a part of the contract does not correspond with the laws or becomes void as per a competent government authority’s decision, other parts of the contract sustain effect on the condition that remaining parts constitute sufficient contents without the ineffectual part.

This contract is executed into 09 equally valid originals. Each party retains 04 originals. Vendor is responsible for sending one original to the Electricity Regulatory Authority.

 

VENDOR’S REPRESENTATIVE

(Title)

(Sign and seal)

(Full name)

BUYER'S REPRESENTATIVE

(Title)

(Sign and seal)

(Full name)

 

Appendix I

PRIMARY PARAMETERS OF THE POWER PLANT

(Enclosed to the Contract No. ... dated ...)

This includes description, charts and technical specifications of the power plant

1. Turbine

a) Quantity

b) Type

c) Manufacturer

2. Boiler (in a thermal power station)

a) Quantity

b) Boiler maximum continuous rating

c) Steam pressure

d) Temperature of saturated steam in steam drum

dd) Temperature of superheated steam

e) Temperature of water filtered and supplied

g) Boiler’s output

h) Fuel consumption

i) Temperature of heated air

k) Temperature of exhaust gases

3. Electric generator

a) Quantity

b) Type

c) Generator’s output (MVA)

d) Output voltage (kV)

dd) Cosj

e) Rotations (per minute)

g) Frequency

h) Supplier

4. Transformer

a) Quantity

b) Voltage (MVA)

c) Transformer ratio

d) Wiring diagram

dd) Short-circuit voltage Uk

e) Type (Technical description of the transformer)

5. Governing and excitation systems

6. Electricity distributor and breaker

a) Breaker for … kV

- Quantity

- Type

b) Disconnector switch for … kV

- Quantity

- Type

c) Current transformer for … kV

- Quantity

- Type

d) Voltage transformer for … kV

- Quantity

- Type

dd) Lightning arrester for … kV

- Quantity

- Type

e) Capacitor and high-frequency choke

- Quantity

- Type

g) Protective relay and automatic control system, ancillary equipment system

7. Connection to the national power grids

a) Connection line

b) Type of connection lines

c) Rated voltage (… kV)

d) Conductor

dd) Anti-lightning cord

e) Circuit length

* The investor shall update parameters on the date of commercial operation

 

Appendix II

MEASUREMENT AND DATA COLLECTION SYSTEM

(Enclosed to the Contract No. … dated …)

I. Location and features of the measurement system

1. Location for the installation of the measurement system:

Primary and backup measurement systems are installed at the power plant according to the agreement no ... by ... on technical design of electrical measurement system. (which is an appendix of the contract).

2. The measurement system’s features must conform to the Circular by Ministry of Industry and Trade on electrical measurement.

II. Technical requirements for the measurement system

Technical requirements for measurement equipment, measurement circuit, lead seal method and meters' data gathering and reading system must abide by the Circular by Ministry of Industry and Trade on electrical measurement.

III. Location for measurement

The parties agree to use the power plant’s current measurement spots as follows:

Generator

Primary measurement system

Backup measurement system

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

[...]

IV. Method for the calculation of the production of electricity delivered

1. On the first of each month, the parties' legal representatives shall record and confirm the meters' indicators at 0 o'clock on the first of the month and the immediate preceding month’s production of electricity delivered in writing.

a) The following formula defines the production of electricity delivered by Vendor to Buyer in a billed month:

Including:

AG,i:  The relevant production of electricity outward at the measurement spot i of the primary measurement system in the month;

AG:  The production of electricity that Buyer pays to Vendor in the billed month (kWh)

b) The following formula defines the production of electricity that Vendor receives from the national power grids in a billed month:

Including:

AN,i: The relevant production of electricity inward at the measurement spot i of the primary measurement system in the month;

AN: The production of electricity that Vendor pays for ... [power corporation] according to the electricity selling price list for industrial customers as per competent governmental authorities’ regulations (kWh).

 

Appendix III

AGREEMENT ON OPERATIONAL CHARACTERISTICS

(Enclosed to the Contract No. ... dated ...)

The parties agree to the following main operational characteristics of the power plant:

1. Generator’s generative output

a) Minimum generative output: … MV.

b) Maximum generative output: ... MV.

2. Time for start and synchronization

The following table defines the time for start and synchronization of generators with the national power grids from generators’ shutdown conditions:

Condition

Shutdown time

Time from start to synchronization

Cold boot

From ... hours

… hours

Warm boot

From … hours to … hours

... hours

Hot boot

Less than … hours

… hours

3. Load variation speed

a) Average load reducing speed: ... MW/minute

b) Average load increasing speed: … MW/minute

4. Reactive power, voltage regulation and frequency limit in normal operational conditions

a) The power plant operates at the power factor of 0.85.

b) Voltage regulation: The power plant's operations must maintain a voltage variation rate of ± 5% of the rated voltage at the connection points with the National power grids.

Frequency limit: The power plant operates with the frequency range of 49.5 to 50.5 Hz.

c) Capacity of frequency regulation.

 

Appendix IV

AGREEMENT ON SCADA/EMS SYSTEM, COMMUNICATION, PROTECTIVE AND AUTOMATIC RELAYS

(Enclosed to the Contract No. … dated …)

 

Appendix V

PRICE AND PAYMENT FOR ELECTRICITY

(Enclosed to the Contract No. … dated …)

I. Contract price of electricity

1. Contract price for thermal power station

1.1 General:

The following formula sets the contract price for a thermal power station at the payment time in month t, year j (PC,j,t):

Including:

Fixed price in the year j (VND/kWh);

: Fixed price for operation and maintenance in month t, year j (VND/kWh);

: Variable price in month t, year j (VND/kWh);

: Price for transportation of main fuel in month t, year j (VND/kWh).

1.2 Fixed price:

Average fixed price for multiple years (exclusive of value added tax) is … (VND/kWh);

The following table sets the annual fixed price FCj (VND/kWh) from the initial date of commercial operation to the end of the power plant’s economic life (exclusive of value added tax):

Year

1

2

3

4

...

...

Fixed price (VND/kWh)

 

 

 

 

 

 

1.3 Fixed price for operation and maintenance

The following formula sets the fixed price for operation and maintenance in month t, year j (exclusive of value added tax, natural resource tax on exploitation of surface water, environmental protection fee on solid waste):

Including:

: Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh);

Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh);

a) Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j are determined in the following formula (VND/kWh):

Including:

 Components of fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in the base year are … (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of the fixed price for operation and maintenance by other expenses is 2.5% per year (or according to the Circular on methods for power generation pricing and procedures for inspection of electricity purchase contracts);

l: Ordinal number of a payment year from the base year (I=1 in the base year).

Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j are determined in the following formula (VND/kWh):

Including:

: Components of fixed price for operation and maintenance by workforce cost in the base year are … (VND/kWh);

: Minimum regional wage at the payment time in month t, year j (VND per person per month);

: Minimum regional wage in the base year is … (VND per person per month).

1.4. Variable price:

Variable price in month t, year j (VND/kWh) is determined in the following formula:

 = + +

Including:

: Components of variable price fluctuated according to changes of main fuel cost (coal, gas) of the power plant in month t, year j (VND/kWh);

: Components of variable price revised according to changes of secondary fuel cost (oil) of the power plant in month t, year j (VND/kWh);

: Components of variable price revised according to other changes in the power plant in year j (VND/kWh);

a) Components of variable price revised according to changes of main fuel cost:

Components of variable price revised according to changes of main fuel cost (coal, gas) of the power plant in month t, year j (VND/kWh) are determined in the following formula:

Including:

: Components of variable price revised according to changes of main fuel cost (coal, gas) of the power plant in the base year are … (VND/kWh);

kHS,j :  proportion of performance attenuation in year j (%);

: Price of main fuel (coal, gas) for generation of electricity at the payment time in month t, year j is ... (VND/ton) for coal; or … (VND/BTU) for gas;

: Price of main fuel (coal, gas) for generation of electricity in the base year is … (VND/ton) for coal; or … (VND/BTU) for gas;

b) Components of variable price revised according to changes of secondary fuel cost:

Components of variable price revised according to changes of secondary fuel cost (oil) of the power plant in month t, year j (VND/kWh) are determined in the following formula:

Including:

: Components of variable price revised according to changes of secondary fuel cost (oil) of the power plant in the base year are … (VND/kWh);

: Price of secondary fuel (oil) for generation of electricity at the payment time in month t, year j is … (VND/kg);

: Price of secondary fuel (oil) for generation of electricity in the base year is … (VND/kg).

c) Components of variable price revised according to other changes:

Components of variable price revised according to other changes of the power plant in year j (VND/kWh) are determined in the following formula:

Including:

: Components of variable price revised according to other changes of the power plant in the base year are … (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of variable price revised according to other changes is 2.5% per year (or according to the Circular on methods for power generation pricing and procedures for inspection of electricity purchase contracts);

I: Ordinal number of a payment year from the base year (I=1 in the base year).

1.4. Price for transportation of main fuel:

Price for transportation of main fuel of the power plant in month t, year j (VND/kWh) is determined in the following formula:

Including:

: Particular variable price of the power plant in the base year is ... (VND/kWh);

: Charge for transportation of main fuel cost (coal, gas) and other expenses for generation of electricity at the payment time in month t, year j are … (VND/ton) for coal; or … (VND/BTU) for gas, as considered by Buyer;

: Charge for transportation of main fuel cost (coal, gas) and other expenses for generation of electricity in the base year are … (VND/ton) for coal; or … (VND/BTU) for gas.

2. Contract price for the hydroelectric plant

2.1. General:

The contract price for the hydroelectric plant at the time of payment for electricity in month t, year j (PC,j,t) is determined in the following formula:

Including:

: Fixed price in year j (VND/kWh);

: Price for operation and maintenance in month t, year j (VND/kWh);

2.2. Fixed price:

Average fixed price for multiple years (exclusive of value added tax) is … (VND/kWh);

Annual fixed price FCj (VND/kWh) from the initial date of commercial operation to the end of the power plant’s economic life (exclusive of value added tax) is stipulated in the following table:

Year

1

2

3

4

...

...

Fixed price (VND/kWh)

 

 

 

 

 

 

2.3. Price for operation and maintenance:

The price for operation and maintenance in month t, year j FOMCj,t (exclusive of value added tax, water resource tax, payment for forest environmental services) is determined in the following formula:

Including:

: Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh).

: Components of the price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh);

a) Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j are determined in the following formula (VND/kWh):

Including:

 Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in the base year are … (VND/kWh);

i: Slippage rate of components of operation and maintenance price by other expenses is 2.5% per year (or according to the Circular on methods for power generation pricing and procedures for inspection of electricity purchase contracts);

I: Ordinal number of a payment year from the base year (I=1 in the base year).

b) Components of the price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j are determined in the following formula (VND/kWh):

Including:

: Components of the operation and maintenance price by workforce cost in the base year are … (VND/kWh);

: Minimum regional wage at the payment time in month t, year j (VND per person per month);

: Minimum regional wage in the base year is … (VND per person per month).

II. Contracted production of electricity

1. Average production of electricity by the power plant in multiple years at the delivery point during the term of the contract is [...] kWh.

2. The contracted production in year N is determined by the operator of electric power system and electricity market during its making of the subsequent year's operational plan through the following formula:

QC = α x AGO

Including:

QC: the contracted production of electricity in the year (kWh);

AGO: the power plant’s production planned for year N (kWh);

α: the proportion of contracted production (%) as decided by competent governmental authorities on annual basis.

3. The power plant's production annually planned is determined by the operator of national electric power system and electricity market during the latter’s making of the subsequent year’s operational plan according to the regulation on the operation of the competitive power generation market, via the following formula:

AGO = EGO if a x GO ≤ EGO ≤ b x GO

AGO = a x GO if EGO < a x GO

AGO = b x GO if EGO > b x GO

Including:

AGO: the power plant’s production planned for year N (kWh);

GO: the average production of electricity in multiple years as stated in section 1 of this clause. In the first year of operation, GO is calculated for each generator;

EGO: the power plant’s production planned for year N as calculated via the market simulation model by conditional scheduling method after converted to the equivalent value at the measurement spot according to the regulation on the operation of the competitive power generation market (kWh).

a, b: coefficient of correction of annual production; a = 0.9 and b = 1.1 or as regulated by the Ministry of Industry and Trade.

4. The power plant’s contracted production in the month and in trading cycles of the following month is determined by the operator of national electric power system and electricity market during the making of the subsequent year’s operational plan according to the regulation on the operation of the competitive power generation market.

III. Contracted payment for electricity

1. Total sum of payments for differences according to the contract in month t is determined in the following formula:

Including:

: Total payments for differences in electricity according to the contract in month t (VND), exclusive of value added tax;

D: Total amount of days in month t;

d: Trading date in month t;

i: Trading cycle i on trading date d;

: Contract price (strike price) as stated in section I.1.1 or section I.2.1 of this Appendix; 

SMPd,i: The market price of electricity (pool purchase price) in trading cycle i, date d, month t (VND/kWh) as determined and announced by the operator of national electric power system and electricity market according to Ministry of Industry and Trade’s regulation on the operation of the competitive power generation market;

CANd,i: The market output price in trading cycle i, date d, month t (VND/kW) as defined and announced by the operator of national electric power system and electricity market according to Ministry of Industry and Trade's regulation on the operation of the competitive power generation market;

: Contracted production in trading cycle i, date d, month t (kWh) as calculated by the operator of national electric power system and electricity market by the methods defined in Ministry of Industry and Trade’s regulation on the operation of the competitive power generation market.

2. Total amount of monthly payments for electricity according to the contract (Rt) is determined as follows:

Rt = (RC,t + RTT,t + Rk,t ­+ RTh) x (1+VAT)

Including:

RC,t:  Total payments for differences in electricity as per the contract in month t are determined as per section 1, clause III of this Appendix (VND);

RTT,t: Total market payments as per the payment list (including the market electricity payment, market output payment and other market payments) in month t as determined and provided by the operator of national electric power system and electricity market according to Ministry of Industry and Trade's regulation on the operation of the competitive power generation market;

Rk,t: Sum of other payments arising in month t, resulting from dispute settlement, deferral interest, and correction payments (if any) (VND);

RTh: Taxes and fees as regulated by competent governmental authorities, as follows:

- For the hydroelectric plant: RTh = TTĐ x AG + RPS; including:

TTĐ: water resource tax rate and payment for forest environmental services incurred by the hydroelectric plant as per the government’s regulations (VND/kWh);

AG: the production of electricity measured at the delivery point as per the power plant’s record of endorsed meters' data in month t (kWh);

RPS: taxes and fees arising due to competent governmental authorities' amendments to laws and regulations (if any).

- For thermal power station: RTh is composed of surface water exploitation tax and environmental protection fee against solid waste as levied on thermal power stations, or relevant taxes and fees resulting from competent governmental authorities' changes of laws and regulations (if any). The parties settle the payment of RTh as per the concerned entity's actual figures according to the regulations by competent governmental authorities (VND);

VAT: Value added tax rate as stipulated by the government (%)

3. Foreign exchange difference (FED): the parties, on annual basis, report to Ministry of Industry and Trade and Electricity Regulatory Authority on the calculation of foreign exchange differences for the immediate preceding year and on the payment plans. Foreign exchange difference (VND) is determined in the following formula:

Including:

m: types of foreign currencies in the electricity pricing plan as agreed by the parties (types):

n: number of original principal repayment phases for foreign currency i in the calculation year (phases);

Di,j:  the actual amount of original principal in foreign currency i paid in phase j in the calculation year. The actual amount of original principal in foreign currency i paid in the calculation year does not exceed the original principal in foreign currency i in the equivalent year as per the parties' agreed electricity pricing plan, as shown in the following table:

No.

Foreign currency

Year 1

Year 2

Year …

Total

1

Di

 

 

 

 

li,j: exchange rate at repayment phase j for foreign currency i in the year (.../VND);

li,b: base exchange rate for foreign currency i as agreed by the parties in the electricity pricing plan (…/VND);

 

Appendix VI

MAIN PARAMETERS FOR ELECTRICITY PRICING

1. Thermal power station

No.

Entry

Unit

Value

1

2

3

4

A

Entries for the calculation of fixed price

 

 

I

Total investments

Million dongs

 

 

Total net investments

Million dongs

 

 

Interest cost during construction works

Million dongs

 

 

Exchange rate for each foreign currency

 

 

II

Feeder’s production of electricity

Million kWh

 

1

Output power at the generator’s terminals

kW

 

2

Average number of hours of operation at maximum output power in multiple years

Hour

 

3

Proportion of output power attenuation averaged over the entire economic life of a project

%

 

III

Proportion of electricity self-consumed and lost

%

 

1

Proportion of electricity self-consumed and lost in the plant’s transformers

%

 

2

Proportion of electricity lost on power transmission line (if any)

%

 

IV

The project’s economic life

Year

 

V

Group-based depreciation duration for fixed assets

Year

 

1

Group of constructional fixed assets

Year

 

2

Group of fixed equipment

Year

 

3

Group of other fixed assets

Year

 

VI

Proportion of equity capital and loan capital in total investments

 

 

1

Proportion of equity capital

%

 

2

Proportion of loan capital

%

 

VII

Proportions of foreign currency loan and domestic currency loan in total loans

 

 

1

Proportion of foreign currency loan

%

 

 

- Including: exchange rate for each foreign currency

 

 

2

Proportion of domestic currency loan

%

 

VIII

Average loan interest

 

 

1

Average interest on foreign currency loan

%

 

2

Average interest on domestic currency loan

%

 

IX

Taxes and fees

 

 

1

Average corporate income tax rate

%

 

2

Other fees (if any)

 

 

X

Fixed cost for operation and maintenance in the first year of commercial operation

Million dongs

 

1

Components of fixed cost for operation and maintenance by workforce

Million dongs

 

 

Minimum regional wage in the base year of calculation

VND/person/month

 

2

Components of fixed cost for operation and maintenance by other expenses

Million dongs

 

B

Entries for the calculation of variable price

 

 

1

Average net loss rate of main fuel (coal, gas)

Kg/kWh or BTU/kWh

 

2

Average net loss rate of secondary fuel (oil)

kg/kWh

 

3

Coefficient of output attenuation

 

 

4

Main fuel price (exclusive of transportation cost)

VND/ton or VND/BTU

 

C

Entries for the calculation of particular variable price

 

 

1

Main fuel transportation charge in the base year

VND/ton or VND/BTU

 

2. Hydroelectric plant

No.

Entry

Unit

Value

1

2

3

4

A

Entries for the calculation of fixed price

 

 

I

Total investments

Million dongs

 

 

Total net investments

Million dongs

 

 

Interest cost during construction works

Million dongs

 

 

Exchange rate for each foreign currency

 

 

II

Average production of electricity at generator's terminals

Million kWh

 

III

Proportion of electricity self-consumed and lost

%

 

1

Proportion of electricity self-consumed and lost in the plant’s booster transformers

%

 

2

Proportion of electricity lost on power transmission lines (if any)

%

 

IV

The project’s economic life

Year

 

V

Group-based depreciation duration for fixed assets

Year

 

1

Group of constructional fixed assets

Year

 

2

Group of fixed equipment

Year

 

3

Group of other fixed assets

Year

 

VI

Proportion of equity capital and loan capital in total investments

 

 

1

Proportion of equity capital

%

 

2

Proportion of loan capital

%

 

VII

Proportion of foreign currency loan and domestic currency loan in total loans

 

 

1

Proportion of foreign currency loan

%

 

 

- Including: exchange rate for each foreign currency

 

 

2

Proportion of domestic currency loan

%

 

VIII

Average loan interest rate

 

 

1

Interest rate on foreign currency loan

%

 

2

Interest rate on domestic currency loan

%

 

IX

Taxes and fees

 

 

1

Average corporate income tax rate

%

 

2

Other fees (if any)

 

 

X

Cost for operation and maintenance in the first year of commercial operation

Million dongs

 

1

Components of operation and maintenance cost by workforce

Million dongs

 

 

Minimum regional wage in the base year of calculation

VND/person/month

 

2

Other components of operation and maintenance cost

Million dongs

 

 

Appendix VII

STAGES OF PROJECT

(Enclosed to the Contract No. … dated …)

I. Stages of the project

1. Official commencement date of the construction of the power plant: […]

2. Initial date of interlock tests: [...]

3. Date of initial circuit closure: […]

4. Date of reliable output test: […]

5. Date of commercial operation of the generator i: […]

6. Date of the power plant’s commercial operation: [...]

II. Documents that Vendor must provide to Buyer

Vendor bears the duty to provide Buyer with valid copies of the following documents for the endorsement of the date of commercial operation:

1. The certificate of investment as issued by competent governmental authorities.

2. The connection agreement.

3. The power plant's license for power generation activities as issued by the Electricity Regulatory Authority.

4. The contract for supply of fuel (for thermal power stations).

5. The certificate of tests and initial inspection of measurement equipment from competent authorities.

6. The permit for discharge of sewage into water sources as issued by competent governmental authorities.

7. The license for port activities as issued by competent governmental authorities (for thermal power stations).

8. The certificate of conformity to environmental impact assessments as issued by competent governmental authorities.

9. Documents on calibration tests for generators’ apparatus and equipment connecting the power plant to the national electric power system.

10. The procedure for joint operation of the power plant upon the agreement with the operator of national electric power system and electricity market.

11. The procedure for reservoir regulation (for hydroelectric plants).

 

Appendix VIII

PROCEDURE OF RELIABLE OUTPUT TEST

(Enclosed to the Contract No. … dated …)

 

 

Appendix 4

REPORT OF PAYMENTS FOR ELECTRICITY

… [quarter] ... [year]

(Enclosed to the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated 19 December 2014 by Minister of Industry and Trade

No.

Entry

Unit

Month …

Month …

Month …

A

Payments for electricity (exclusive of value added tax)

 

 

 

 

1

Total contract payments

Million dongs

 

 

 

2

Total market payments

Million dongs

 

 

 

3

Other payments

Million dongs

 

 

 

4

Total cost for generator start

Million dongs

 

 

 

5

Total taxes and fees

Million dongs

 

 

 

 

- Water resource tax

Million dongs

 

 

 

 

- Payment for forest environment services

Million dongs

 

 

 

 

- Solid waste fee

Million dongs

 

 

 

 

- Other taxes and fees

Million dongs

 

 

 

6

Monthly production Qc as per the contract

Million kWh

 

 

 

B

Actual data on monthly basis

 

 

 

 

1

Annual fixed price

VND/kWh

 

 

 

2

Cost for operation and maintenance by major repair cost and other expenses

VND/kWh

 

 

 

3

Cost for operation and maintenance by workforce cost

VND/kWh

 

 

 

4

Power plant’s variable price

VND/kWh

 

 

 

5

Main fuel transportation price

VND/kWh

 

 

 

6

Price of fuel coal/gas (exclusive of transportation charge)

VND/ton, USD/BTU

 

 

 

7

Charge for transportation of coal

VND/ton, USD/BTU

 

 

 

8

Price of fuel oil

VND/ton

 

 

 

9

Minimum regional wage

VND/person/month

 

 

 

10

Generator start times (in each boot condition)

times

 

 

 

11

Exchange rate for payment of fuel gas, fuel coal

VND/USD

 

 

 

12

Exchange rate for payments as per actual loan contracts with banks and credit institutions (if any)

VND/USD

 

 

 

 

1 1 lượt xem