Luật Đất đai 2024

Thông tư 12/2025/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

Số hiệu 12/2025/TT-BCT
Cơ quan ban hành Bộ Công thương
Ngày ban hành 01/02/2025
Ngày công báo Đã biết
Lĩnh vực Thương mại,Tài nguyên - Môi trường
Loại văn bản Thông tư
Người ký Trương Thanh Hoài
Ngày có hiệu lực Đã biết
Số công báo Đã biết
Tình trạng Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG
-------

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

Số: 12/2025/TT-BCT

Hà Nội, ngày 01 tháng 02 năm 2025

THÔNG TƯ

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN; NGUYÊN TẮC TÍNH GIÁ ĐIỆN ĐỂ THỰC HIỆN DỰ ÁN ĐIỆN LỰC; NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;

Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01 tháng 8 năm 2024 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của Chính phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của 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 hướng dẫn chi tiết khoản 3 Điều 12, khoản 5 Điều 44, điểm g khoản 1 Điều 51 của Luật Điện lực số 61/2024/QH15 về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

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

a) Nhà máy điện hoạt động trên lãnh thổ nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam đấu nối với hệ thống điện quốc gia;

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

3. Nội dung về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện quy định tại Thông tư này không áp dụng đối với các đối tượng sau: nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ áp dụng cơ chế biểu giá chi phí tránh được, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện và tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện tại các văn bản của cấp có thẩm quyền.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1. Bên bán điện là đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện.

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

3. Chủ đầu tư là cơ quan, tổ chức, cá nhân sở hữu vốn, vay vốn hoặc được giao trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án điện lực.

4. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng bên bán điện giao cho bên mua điện.

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

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia hoặc tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện cạnh tranh.

7. Hợp đồng mua bán nhiên liệu là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

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

9. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu là các thỏa thuận giữa đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định của pháp luật có liên quan, bảo đảm giá cạnh tranh, minh bạch.

10. Năm cơ sở là năm tổng mức đầu tư được phê duyệt sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện.

11. Nhà máy điện mới là nhà máy điện được đầu tư xây dựng mới hoặc phần nhà máy mở rộng đầu tư xây dựng mới chưa ký hợp đồng mua bán điện lần đầu.

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

13. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng.

14. Tổng mức đầu tư điều chỉnh là tổng mức đầu tư được điều chỉnh theo quy định của pháp luật về xây dựng có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện.

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

Chương II

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN, NGUYÊN TẮC TÍNH GIÁ ĐIỆN ĐỂ THỰC HIỆN DỰ ÁN ĐIỆN LỰC

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

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện

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

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

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

2. Giá hợp đồng mua bán điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 Thông tư này.

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

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

a) Giá hợp đồng mua bán điện năm cơ sở không vượt quá khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành tại năm cơ sở, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện để so với khung giá phát điện được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện;

b) Trường hợp năm cơ sở không có khung giá phát điện, giá hợp đồng mua bán điện được tính toán quy đổi các thành phần chi phí tương ứng để so với khung giá phát điện gần nhất sau năm cơ sở của loại hình nhà máy điện đó.

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

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

PC = P + P

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

P = FC + FOMCb

Trong đó:

FC:

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

FOMCb:

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

2. P (đồng/kWh) là giá biến đổi năm cơ sở được xác định như sau:

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

Trong đó:

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

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

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

 

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

b) Đối với nhà máy thủy điện, điện mặt trời, điện gió: P bằng 0 (không).

3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận bảo đảm không tính trùng trong tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt.

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

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

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

a) Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư (hoặc tổng mức đầu tư điều chỉnh) có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện hoặc vốn đầu tư quyết toán đối với các nhà máy điện đàm phán theo quy định tại Điều 15 Thông tư này được sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của bên bán điện tính đến điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục: nhà máy điện; cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, hệ thống lưu trữ điện (nếu có đối với nhà máy năng lượng tái tạo), chi phí đầu tư lưới điện từ nhà máy điện đến điểm đấu nối, các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);

b) Đời sống kinh tế: Được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này thì áp dụng theo văn bản đó (năm);

c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện (AGN) được tính toán như sau:

Trong đó:

ANM:

Sản lượng điện phát tại đầu ra của nhà máy điện (không bao gồm hệ thống lưu trữ điện) theo thiết kế cơ sở có hiệu lực tại thời điểm đàm phán (kWh).

Riêng đối với nhà máy nhiệt điện, ANM tính theo công thức sau:

ANM = Pt x Tmax

Pt:

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

Tmax:

Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy được áp dụng theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền trong trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt Tmax hoặc theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định Tmax tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, thông số này do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

ttd:

Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không vượt quá giá trị tại thiết kế cơ sở được duyệt (%) hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có);

kCS:

Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận, xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có).

Trường hợp không xác định được AGN theo công thức trên, bên bán điện và bên mua điện xác định theo thiết kế cơ sở, thiết kế kỹ thuật quy đổi về điểm giao nhận điện có hiệu lực tại thời điểm đàm phán (đối với nhà máy điện gió hai bên thỏa thuận xác định sản lượng theo mức kỳ vọng P50). Trường hợp không xác định được theo thiết kế kỹ thuật hoặc thiết kế cơ sở được duyệt thì xác định theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Trường hợp không xác định được theo văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, AGN do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

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

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

e) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: được xác định trên cơ sở vào hợp đồng vay vốn, các văn bản, tài liệu giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay.

Trường hợp tổng vốn vay tại 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 thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở nguyên tắc: Thời gian trả nợ vay tối thiểu là 10 năm và quy định về lãi suất vốn vay như sau:

e1) Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days - Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán được công bố bởi Fed (Trang thông tin điện tử: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3%/năm;

e2) 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 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán 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 dịch vụ phí của các ngân hàng là 3%/năm.

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

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

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

Trong đó:

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

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

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

Trong đó:

: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl tại năm cơ sở theo công thức sau:

TCscl =VĐTXD+TB x kscl + Ccdk

Trong đó:

VĐTXD+TB:

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

kscl:

Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định kscl tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

Ccdk:

Chi phí nạo vét luồng vào cảng, phí hạ tầng, chi phí liên quan khác do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận (nếu có) (đồng). Trường hợp không có số liệu tính toán chi phí này tại năm cơ sở, bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm (đồng);

AGN:

Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa bên bán điện và bên mua điện (kWh) được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này.

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

Trong đó:

TCnc:

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

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

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

Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc năm cơ sở theo công thức sau:

TCnc =VĐTXD+TB x knc

Trong đó:

VĐTXD+TB:

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

knc:

Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định knc tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

AGN :

Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa bên bán điện và bên mua điện và được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh).

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

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

Trong đó:

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

 

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

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

 

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

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

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhà máy điện sử dụng nhiên liệu chính do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà chế tạo thiết bị, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh hoặc kg/kWh);

 

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

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

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình quân của nhà máy điện sử nhiên liệu phụ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận (kg/kWh hoặc kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh);

Giá nhiên liệu phụ năm cơ sở bằng bình quân gia quyền của các hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg hoặc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU).

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

Trong đó:

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). Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm tại năm cơ sở, cho phép sử dụng các thành phần chi phí này tại các thời điểm có đủ số liệu và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ckd:

Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện. Trường hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí khởi động tại năm cơ sở, cho phép tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;

Ck:

Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này; Đối với nhà máy điện không quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này sẽ do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận;

AGN:

Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa bên bán điện và bên mua điện và được tính toán theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh).

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

Trong đó:

Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này;

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

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

Đối với nhà máy nhiệt điện khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ vận chuyển khí bằng đường ống cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy nhiệt điện khí sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy điện rác, điện sinh khối, điện năng lượng mới: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng kết hợp nhiều loại nhiên liệu: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

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

Điều 8. Nhà máy điện chưa có quy định về phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện

Trường hợp nhà máy điện chưa có phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện, khung giá phát điện thì bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận về việc xây dựng phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện phù hợp với thực tế của nhà máy điện, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, hướng dẫn.

Điều 9. Giá tạm thời

Trường hợp chưa thỏa thuận được giá hợp đồng mua bán điện, bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận mức giá tạm thời để áp dụng cho đến khi thỏa thuận được mức giá chính thức.

Điều 10. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với các nhà máy điện mặt trời, điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhưng không đáp ứng đầy đủ các điều kiện áp dụng giá điện theo các Quyết định của Thủ tướng Chính phủ

Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện mặt trời và nhà máy điện gió đã ký kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhưng không đáp ứng điều kiện áp dụng giá mua điện quy định tại các Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017, Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020, Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 26 tháng 6 năm 2011, Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10 tháng 9 năm 2018 của Thủ tướng Chính phủ được quy định như sau:

1. Bên bán điện và bên mua điện căn cứ nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện tại Thông tư này, xây dựng phương án giá dịch vụ phát điện của nhà máy điện:

a) Năm cơ sở của nhà máy điện đàm phán giá dịch vụ phát điện là năm vận hành thương mại của nhà máy điện;

b) Đối với phần nhà máy điện chưa có giá dịch vụ phát điện, giá dịch vụ phát điện được xác định trên cơ sở thông số đầu vào của toàn bộ nhà máy điện.

2. Điện năng giao nhận bình quân hằng năm được xác định như sau:

a) Trên cơ sở thiết kế cơ sở (hoặc thiết kế kỹ thuật khi không xác định được theo thiết kế cơ sở) được thẩm định bởi cơ quan Nhà nước có thẩm quyền (đối với nhà máy điện gió hai bên thỏa thuận xác định sản lượng theo mức kỳ vọng P50);

b) Trường hợp không xác định được theo quy định tại điểm a khoản này, bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận thống nhất trên cơ sở các thông số kỹ thuật trong hồ sơ thiết kế cơ sở hoặc hồ sơ thiết kế kỹ thuật được sử dụng trong thông báo kết quả thẩm định của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền. Trường hợp điện năng giao nhận hàng năm xác định trên thiết kế cơ sở thì sử dụng tổng mức đầu tư theo thiết kế cơ sở, trường hợp điện năng giao nhận hàng năm xác định trên thiết kế kỹ thuật thì sử dụng tổng mức đầu tư theo thiết kế kỹ thuật tương ứng.

3. Giá vận hành và bảo dưỡng năm cơ sở của nhà máy điện FOMCb được xác định như sau:

Trong đó:

TC: Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được xác định theo công thức sau: TC = VĐT x k

Trong đó:

VĐT:

Chi phí đầu tư nhà máy điện (đồng);

k:

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng (%) của nhà máy điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục I ban hành kèm Thông tư này.

4. Các thông số khác để tính toán giá dịch vụ phát điện, phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán, nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở quy định tại Chương II Thông tư này.

5. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện thực hiện theo quy định tại khoản 1 Điều 19 Thông tư này.

Điều 11. Nguyên tắc xác định giá bán điện trong đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án điện lực

Trường hợp tổ chức đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án điện lực theo quy định tại khoản 1 Điều 19 Luật Điện lực, giá điện trong hồ sơ mời thầu được xây dựng theo nguyên tắc tại Chương II Thông tư này. Bộ số liệu tính toán giá điện đề xuất trên cơ sở hồ sơ mời thầu và đơn vị tư vấn.

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

Điều 12. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện mà hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế

Đối với các nhà máy điện (đã thực hiện đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư số 41/2010/TT-BCT, Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 57/2020/TT-BCT, Thông tư số 07/2024/TT-BCT) mà hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế, bên bán điện và bên mua điện thống nhất giá dịch vụ phát điện áp dụng cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế bảo đảm giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Điều 13. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế

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

2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định trên cơ sở quy định tại Điều 7 Thông tư này có xét đến các yếu tố phù hợp với thực tế vận hành.

3. Sản lượng phát bình quân được xác định trên cơ sở công suất nhà máy điện theo thiết kế được duyệt và Tmax quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định Tmax tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, sản lượng điện bình quân được xác định trên cơ sở số liệu thống kê thực tế của chu kỳ gần nhất phù hợp thời gian chu kỳ tính giá tiếp theo.

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

5. Thời hạn hợp đồng mua bán điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận căn cứ trên chu kỳ sửa chữa lớn của thiết bị chính.

Điều 14. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện còn hiệu lực nhưng giá dịch vụ phát điện hết hiệu lực hoặc nhà máy điện hết thời hạn hợp đồng BOT đã bàn giao cho Chính phủ hoặc nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện tại các văn bản của cấp có thẩm quyền và nhà máy điện đã vận hành thương mại mà hợp đồng mua bán điện hết hiệu lực

1. Giá dịch vụ phát điện được xác định theo nguyên tắc bảo đảm cho nhà máy thu hồi các chi phí đầu tư (nếu có), chi phí sản xuất kinh doanh điện và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý.

2. Thời gian tính giá dịch vụ phát điện theo thời gian còn lại của đời sống kinh tế của nhà máy điện hoặc theo thời hạn còn lại của hợp đồng mua bán điện hoặc do hai bên thỏa thuận.

3. Sản lượng phát bình quân được xác định trên cơ sở công suất nhà máy điện theo thiết kế được duyệt và Tmax quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Đối với nhà máy điện không quy định Tmax quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này, sản lượng điện bình quân được xác định trên cơ sở số liệu thống kê thực tế của chu kỳ gần nhất phù hợp thời gian chu kỳ tính giá tiếp theo.

4. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở quy định tại Điều 7 Thông tư này có xét đến các yếu tố phù hợp với thực tế vận hành.

5. Chi phí vận hành và bảo dưỡng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

6. Chi phí đầu tư tính toán giá dịch vụ phát điện được xác định theo giá trị còn lại của tài sản tại thời điểm giá dịch vụ phát điện hết hiệu lực hoặc hợp đồng mua bán điện hết hiệu lực, cộng thêm các chi phí cải tạo, nâng cấp (nếu có).

Điều 15. Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết toán

Đối với các nhà máy điện đàm phán lại giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều 27 Thông tư này:

1. Sau khi xác định được vốn đầu tư quyết toán, bên bán điện có trách nhiệm gửi cho bên mua điện hồ sơ liên quan đến vốn đầu tư quyết toán.

2. Bên bán điện và bên mua điện thực hiện đàm phán lại giá điện theo các nguyên tắc sau:

a) Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;

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

c) Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện không vượt quá khung giá phát điện của năm vận hành thương mại của toàn nhà máy điện;

d) Giá dịch vụ phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 16 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá cố định từng năm của các năm trước thời điểm bên bán điện và bên mua điện ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện xác định trên cơ sở vốn đầu tư quyết toán;

đ) Năm cơ sở của các nhà máy đàm phán giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán là năm vận hành thương mại của toàn nhà máy điện.

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

Điều 16. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện

1. Bên bán điện và bên mua điện có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng. Trường hợp bên bán điện và bên mua điện thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.

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

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

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

Điều 17. Nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

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

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này. Bên bán điện và bên mua điện xem xét thỏa thuận, thống nhất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;

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

2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trong phương án giá dịch vụ phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá. Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

m:

Số loại ngoại tệ trong phương án giá dịch vụ phát điện bên bán điện và bên mua điện 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;

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

Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i bên bán điện và bên mua điện thống nhất trong phương án giá dịch vụ phát điện (.../đồng).

Điều 18. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh toán

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

Trong đó:

 

Giá cố định năm j được xác định theo quy định tại Điều 16 Thông tư này (đồng/kWh);

:

Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

 

Giá biến đổi tháng t, năm j được xác định theo khoản 2 Điều này (đồng/kWh).

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

Trong đó:

 

Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (đồng/kWh);

 

Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng/kWh).

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

Trong đó:

 

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

i:

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

l:

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

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

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

Trong đó:

 

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

 

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

 

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

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

Trong đó:

 

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

:

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

l:

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

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

Trong đó:

 

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

 

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

 

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

 

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

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

Trong đó:

 

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

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

 

Giá nhiên liệu chính cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

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

Trong đó:

 

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

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

 

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

 

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại năm cơ sở xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này.

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

Trong đó:

 

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

i:

Tỷ lệ trượt giá thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, năm vận hành thương mại đầu tiên của nhà máy điện được tính từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên, l=1);

m:

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

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

Trong đó:

 

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

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

 

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

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

Đối với nhà máy nhiệt điện khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo giá dịch vụ vận chuyển khí bằng đường ống cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền giá dịch vụ tồn trữ, tái hoá, vận chuyển và phân phối khí thiên nhiên hoá lỏng cho sản xuất điện được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định của Luật Giá và quy định khác của pháp luật có liên quan;

Đối với nhà máy điện rác, điện sinh khối, điện năng lượng mới: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng kết hợp nhiều loại nhiên liệu: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo điều kiện thực tế nhà máy điện;

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

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

Trong đó:

u:

Thứ tự tổ máy của nhà máy điện;

U:

Số tổ máy của nhà máy điện;

f:

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

s:

Trạng thái khởi động của tổ máy;

S:

Số trạng thái khởi động của tổ máy;

pu,f,s:

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

Mu,f,s:

Khối lượng nhiên liệu tiêu hao (kg) hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) 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 và tính bằng đồng/BTU;

 

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

4. Quy định về thanh toán chi phí khởi động:

a) Đối với nhà máy nhiệt điện: thực hiện theo quy định về thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành;

b) Đối với nhà máy điện rác, sinh khối, năng lượng mới: do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Chương III

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 19. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện

1. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này là cơ sở cho bên bán điện và bên mua điện đàm phán ký kết. Bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận, thống nhất bổ sung các điều khoản được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện phù hợp quy định pháp luật của Việt Nam.

2. Ngôn ngữ sử dụng là tiếng Việt. Trường hợp bên bán điện có nhà đầu tư nước ngoài, bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.

Điều 20. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa bên bán điện và bên mua điện

1. Tài liệu đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện mới bao gồm:

a) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc quyết định chủ trương đầu tư hoặc giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;

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 hoặc tổng mức đầu tư điều chỉnh của dự án có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo thẩm định thiết kế cơ sở và văn bản thông báo kết quả thẩm định thiết kế cơ sở, thẩm định tổng mức đầu tư của cơ quan quản lý nhà nước về xây dựng theo quy định (nếu có);

đ) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện;

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

g) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, giá vận chuyển nhiên liệu, giá tồn trữ LNG, tái hóa khí và phân phối khí 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 từ máy biến áp tăng áp đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tự dùng trong nhà máy điện;

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

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

l) Các tài liệu liên quan khác (nếu có).

2. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện đã vận hành thương mại bao gồm:

a) Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Hợp đồng mua bán điện hiện có;

c) 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;

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

đ) Phương án giá bán điện của nhà máy được xác định theo quy định tại Chương II Thông tư này;

e) Báo cáo tài chính hoặc các văn bản có liên quan của nhà máy điện các năm gần nhất tính tới thời điểm đàm phán hợp đồng mua bán điện;

g) Các tài liệu liên quan khác (nếu có).

Chương IV

ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH

Điều 21. Trách nhiệm của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực thuộc Bộ Công Thương

Hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện quy định tại Thông tư này. Trong trường hợp cần thiết đề xuất việc sửa đổi, bổ sung Thông tư để phù hợp với nhu cầu thực tiễn và đồng bộ quy định pháp luật.

Điều 22. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Chủ trì, phối hợp với bên mua điện, bên bán điện tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

2. Chủ trì, phối hợp với bên mua điện, bên bán điện xem xét việc tính toán, hợp nhất các hợp đồng mua bán điện để phù hợp với thực tế hoạt động của đơn vị phát điện, tăng hiệu quả hoạt động, giảm chi phí chung của hệ thống điện quốc gia khi có đề nghị từ bên bán điện, bên mua điện.

Điều 23. Trách nhiệm của Bên mua điện

1. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với bên bán điện theo quy định tại Thông tư này; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Phối hợp với bên bán điện tính toán, thống nhất chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 24. Trách nhiệm của Bên bán điện

1. Đàm phán với bên mua điện về hợp đồng mua bán điện theo quy định; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, bảo đảm 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.

3. Bên bán điện có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu, đơn vị vận chuyển nhiên liệu và ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu tuân thủ quy định của pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

4. Bên bán chịu trách nhiệm kiểm soát các hợp đồng cung cấp, vận chuyển nhiên liệu bảo đảm nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch theo quy định của pháp luật có liên quan.

5. Phối hợp với bên mua điện tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện hàng năm theo quy định tại Thông tư này, gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 25.Trách nhiệm của bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu

Thực hiện ký kết các hợp đồng khung, hợp đồng cung cấp nhiên liệu, hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và các hợp đồng nhiên liệu có liên quan khác theo quy định của pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

Điều 26. Điều chỉnh giá dịch vụ phát điện

Bên bán điện và bên mua điện thực hiện đàm phán lại giá dịch vụ phát điện tại hợp đồng mua bán điện đã ký theo quy định tại Khoản 4 Điều 52 Luật Điện lực.

Điều 27. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với nhà máy điện đã ký kết hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 57/2020/TT-BCT, Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 51/2015/TT-BCT và các dự án điện mới khởi công trước ngày 19 tháng 9 năm 2017, khi có vốn đầu tư quyết toán bên bán điện và bên mua điện có quyền đề nghị được thực hiện tính lại giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.

2. Đối với nhà máy điện đã ký kết hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 41/2010/TT-BCT, khi có ý kiến của cơ quan nhà nước có thẩm quyền về việc đàm phán lại giá điện theo vốn quyết toán, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính lại giá dịch vụ phát điện theo vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định tại Điều 15 Thông tư này.

3. Đối với nhà máy điện đã ký kết hợp đồng mua bán điện, bên bán điện và bên mua điện có quyền đàm phán, thống nhất sửa đổi hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

4. Đối với từng giai đoạn thị trường điện cạnh tranh, bên bán điện và bên mua điện có trách nhiệm sửa đổi, bổ sung các điều khoản tại hợp đồng mua bán điện cho phù hợp với quy định từng cấp độ thị trường điện cạnh tranh.

5. Đối với phần chênh lệch tỷ giá chưa có phương án thanh toán trước thời điểm Thông tư số 07/2024/TT-BCT có hiệu lực, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá cho giai đoạn này theo quy định tại Thông tư số 07/2024/TT-BCT.

6. Đối với dự án điện có hạng mục đấu nối đặc thù được đầu tư trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực được tiếp tục áp dụng phương pháp xác định giá đấu nối đặc thù tại Thông tư số 07/2024/TT-BCT.

Điều 28. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 2 năm 2025.

2. Bãi bỏ Thông tư số 07/2024/TT-BCT ngày 12 tháng 4 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.

3. Bãi bỏ Điều 4 Thông tư số 13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện.

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


Nơi nhận:

- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Quốc hội;
- Thủ tướng và các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND, HĐND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Sở Công Thương tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm Sát NDTC; Tòa án NDTC;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Lãnh đạo Bộ;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Cục Kiểm soát TTHC (Văn phòng Chính phủ);
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG




Trương Thanh Hoài

PHỤ LỤC I

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG TÍNH TOÁN GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 12/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Bảng 1 - Các thông số được sử dụng tính toán giá hợp đồng mua bán điện

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

3.1

Trên 20 MW

40 năm

3.2

Từ 3 MW đến 20 MW

35 năm

3.3

Dưới 3 MW

25 năm

4

Nhà máy điện mặt trời

20 năm

5

Nhà máy điện gió

20 năm

6

Nhà máy điện rác

20 năm

7

Nhà máy điện sinh khối

20 năm

II

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

1

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

1.1

Nhà máy nhiệt điện than

2,5%

1.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

4,37%

1.3

Nhà máy điện rác

1,4%

2

Tỷ lệ chi phí nhân công (knc)

2.1

Nhà máy nhiệt điện than

1,5%

2.2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

1,9%

2.3

Nhà máy điện rác

0,7%

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%

2.3

Quy mô công suất từ 301 MW trở lên

0,3%

IV

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

1

Nhà máy nhiệt điện than

6.500

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

6.000

V

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

1

Nhà máy nhiệt điện than

1,3%

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

3%

VI

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

1

Nhà máy nhiệt điện than

0,8%

2

Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp

0,8%

VII

Tỷ lệ trượt chi phí bình quân (%/năm)

1

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

2,5%/năm

2

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

2,5%/năm

VIII

Mức tải bình quân của nhà máy nhiệt điện

85%

Bảng 2 - Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện mặt trời, điện gió theo quy định tại Điều 11 Thông tư này

I

Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện mặt trời, điện gió (%)

1

Nhà máy điện mặt trời nổi

1,5%

2

Nhà máy điện mặt trời mặt đất

1,8%

3

Nhà máy điện gió trong đất liền

2,0%

4

Nhà máy điện gió trên biển

1,8%

PHỤ LỤC II

CÁC MẪU BIỂU PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA DỰ ÁN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 12/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính:……………

STT

Nội dung

Năm N

Năm N+1

Năm N+2

Tổng cộng

I

Tổng thu nhập

1

Doanh thu từ bán điện

2

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

3

Trợ giá (nếu có)

II

Tổng chi phí

1

Chi phí khấu hao tài sản cố định

2

Chi phí vận hành và bảo dưỡng

3

Chi phí khác (nếu có)

4

Chi phí lãi vay

III

Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)

IV

Thuế thu nhập doanh nghiệp

V

Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn/ đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các loại thuế phí khác (nếu có).Biểu 01 lập từ năm bắt đầu có thu nhập.

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

Đơn vị tính:……………

STT

Nội dung

Năm N-1

Năm N

Năm N+1

Tổng cộng

I

Nguồn

1

Doanh thu từ bán điện

2

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

3

Trợ giá (nếu có)

4

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

5

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

II

Sử dụng

1

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

2

Chi phí khác (nếu có)

3

Trả gốc vay

4

Chi phí lãi vay

5

Thuế thu nhập doanh nghiệp

III

Tích lũy tài chính (I)-(II)

IV

Tích lũy tài chính chiết khấu

V

Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thành phần vận hành và bảo dưỡng, thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn/ đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 02 lập từ năm bắt đầu xây dựng.

PHỤ LỤC III

NỘI DUNG CHÍNH HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 12/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 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 ĐIỆN)

- và -

(tên công ty)

(BÊN MUA ĐIỆN)

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

(Địa danh) …, tháng …/20..…

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;

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

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

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

Căn cứ Thông tư số …của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện, hợp đồng mua bán điện; 1

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của Bên bán điện và Bên mua điện,

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán điện:_________________________________________________

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________

________________________________________________________

Đại diện: _________________________________________________

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

Bên mua điện:(tên công ty)

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________

________________________________________________________

Đại diện: _________________________________________________

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

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

Điều 1. Định nghĩa

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

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

2. Bên mua điện là (…).

3. Điểm đấu nối (…).

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với pháp luật Việt Nam]

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 Bên bán điện và Bên mua điện ký chính thức, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác.

2. Thời hạn Hợp đồng

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 3. Mua bán điện năng

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

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

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

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

(Đối với các nhà máy điện có bao tiêu nhiên liệu, bao tiêu sản lượng, Bên bán điện và Bên mua điện có quyền đàm phán, thống nhất bổ sung các nội dung cho phù hợp).

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 4. Cam kết thực hiện

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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

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

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

3. Đấu nối, thử nghiệm và vận hành

4. Ngày vận hành thương mại

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 7. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 8. Lập hoá đơn và thanh toán

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 11. Bồi thường thiệt hại

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 13. Giải quyết tranh chấp

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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 điện

Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất chấp nhận trường hợp Bên mua điện có thể phải tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể hoặc bị loại bỏ dần chức năng mua điện để thực hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của ngành điện trong các cấp độ thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc các văn bản thay thế sau này. Khi cơ quan nhà nước có thẩm quyền có quyết định về việc tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể, Bên mua điện 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 điện 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 điện theo quy định của pháp luật.

Bên bán điện 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 điện.

2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán điện

Bên bán điện 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 điện. Văn bản thỏa thuận của Bên mua điện không được từ chối không có lý do việc thực hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này của Bên bán điện, trừ trường hợp Bên bán điện có thể ủy quyền hay chuyển nhượng mà không cần có thỏa thuận với Bên mua điện về một số hoặc tất cả các quyền và nghĩa vụ theo Hợp đồng của Bên bán điện 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 điện.

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

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

 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. Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất Hợp đồng này không bao gồm chi phí truyền tải điện, chi phí phân phối điện hoặc các chi phí tương tự khác và mỗi bên phải có trách nhiệm thanh toán các loại chi phí đó theo quy định của pháp luật.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 18. Bảo mật thông tin

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 19. Luật áp dụng và ngôn ngữ hợp đồng mua bán điện

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

Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. Bên bán điện và Bên mua điện có thể thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.

Điều 20. Các thoả thuận khác

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Hợp đồng được lập thành 09 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 04 bản. Bên mua điện có trách nhiệm gửi 01 (một) bản tới Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực thuộc Bộ Công Thương./.

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

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

___________________

[1] Đối với các luật, văn bản là căn cứ đã nêu, các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Hợp đồng

Phụ lục I

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

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

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

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Phụ lục II

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

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

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

1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:

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

III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM

Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất sử dụng các vị trí đo đếm hiện tại của Nhà máy điện như sau:

Vị trí đo đếm chính:

Vị trí đo đếm dự phòng 1:

Vị trí đo đếm dự phòng 2:

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

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

1. Sản lượng điện giao nhận

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

AG =

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

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

AN =

Trong đó:

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

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các điều khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

 

Phụ lục III

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các nội dung phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

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…)

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các nội dung phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Phụ lục V

GIÁ MUA BÁN ĐIỆN, TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN

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

I. GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN

1. Giá hợp đồng mua bán điện

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

Trong đó:

FCj:

Giá cố định năm j (đồng/kWh);

FOMCj,t:

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

:

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

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

1.1. Giá cố định:

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

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

Năm thứ

1

2

3

4

...

...

Giá cố định (đồng/kWh)

1.2. Giá vận hành và bảo dưỡng:

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

Trong đó:

 :

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

 :

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

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

Trong đó:

 

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

i:

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

l:

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

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

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

Trong đó:

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

Lmin,j,t :

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

Lmin,b :

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

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

Trong đó:

 :

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

i1:

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

l:

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

1.3. Giá biến đổi:

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

Trong đó:

:

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

:

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

:

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

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

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

Trong đó:

 :

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

:

là giá nhiên liệu chính của kỳ thanh toán được tính toán bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng mua bán nhiên liệu trong [...] tháng gần nhất (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính bằng đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU hoặc đồng/kg;

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

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

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

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 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 của nhà máy điện Năm cơ sở là … (đồng/kWh);

kHS :

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

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

:

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tính đến nhà máy tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các hợp đồng mua bán nhiên liệu trong khoảng thời gian do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận là … (đồng/kg hoặc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU);

:

Giá nhiên liệu phụ cho phát điện tại Năm cơ sở là … (đồng/kg hoặc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU).

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

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

Trong đó:

:

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

kHS :

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện, Năm vận hành thương mại đầu tiên của Nhà máy điện được tính từ Ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên đến hết Năm vận hành thương mại đầu tiên của nhà máy điện, l=1);

m:

Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở m=1);

i:

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

d) Giá vận chuyển nhiên liệu chính:

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

Trong đó:

:

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

kHR:

Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát, nhiệt độ môi trường, độ ẩm, mức tải do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận hoặc theo thực tế đối với từng chu kỳ vận hành;

kHS:

Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);

l:

Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;

:

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

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

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

Bên bán điện có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu, đơn vị vận chuyển nhiên liệu và ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu tuân thủ quy định của pháp luật Việt Nam, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch.

2. Giá đặc thù:

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

II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP ĐỒNG

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

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

III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG

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

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

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

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

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

Rtt = Rt x (1 + VAT)

Trong đó:

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

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

PC,j,t :

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

Qm,j,t :

Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện của Nhà máy điện (kWh);

Rk :

Các chi phí khác (đồng), gồm có:

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

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

Các chi phí khác do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận.

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

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

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

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

Hàng năm, Bên bán điện và Bên mua điện thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề.

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

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

 

Trong đó:

:

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

D:

Tổng số ngày trong tháng t;

d:

Ngày giao dịch trong tháng t;

I:

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

i:

Chu kỳ giao dịch i của ngày giao dịch d;

PC,j,t :

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

FMPd,i:

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

:

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

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

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

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

c) Các chi phí khác do Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Trong đó:

RTT,t:

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

RC,t:

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

RC,k,HĐ:

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

RC,k,TT:

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

Rđt:

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

RTh:

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

VAT:

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

Hàng năm, Bên bán điện và Bên mua điện thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro xỉ theo tình hình thực tế của năm trước liền kề.

2.6. Chênh lệch tỷ giá (FED): Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được Bên bán điện và Bên mua điện thỏa thuận trong phương án giá dịch vụ phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, Bên bán điện và Bên mua điện thực hiện tính toán chênh lệch tỷ giá.

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

Trong đó:

m:

Số loại ngoại tệ trong phương án giá dịch vụ phát điện Bên bán điện và Bên mua điện 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;

:

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

:

Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất trong phương án giá dịch vụ phát điện (.../đồng);

VAT:

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các nội dung phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Phụ lục VI

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các nội dung phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Phụ lục VII

CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

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

I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

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

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

3. Ngày đóng điện lần đầu: […]

4. Ngày thử nghiệm:  […]

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

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

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

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

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các nội dung phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

153
Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro
Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro
Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro
Tải về Thông tư 12/2025/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
Tải văn bản gốc Thông tư 12/2025/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM
------

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

No. 12/2025/TT-BCT

Hanoi, February 01, 2025

CIRCULAR

METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION SERVICE PRICE; RULES FOR DETERMINING ELECTRICITY PRICE FOR ELECTRICITY PROJECT IMPLEMENTATION; MAIN CONTENTS OF POWER PURCHASE AGREEMENT

Pursuant to the Law on Electricity dated November 30, 2024;

Pursuant to Decree No. 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022 of the Government on functions, tasks, powers, and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade; Decree No. 105/2024/ND-CP dated August 1, 2024 on amendment to Decree No. 96/2022/ND-CP and Decree No. 26/2018/ND-CP dated February 28, 2018 of the Government on Organization and operation regulations of Vietnam Electricity;

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

The Minister of Industry and Trade promulgates Circular on methods for determining electricity generation service price; rules for determining electricity price for electricity project implementation; main contents of power purchase agreement.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. This Circular provides guidelines on implementing Clause 3 Article 12, Clause 5 Article 44, Point g Clause 1 Article 51 of the Law on Electricity No. 61/2024/QH15 on method for determining electricity generation service price; rules for determining electricity price for electricity project implementation; main contents of power purchase agreement.

2. This Circular applies to:

a) Power plants operating in territory of the Socialist Republic of Vietnam and connected to national electricity system;

b) Other agencies, organizations, and individuals.

3. Provisions pertaining to methods for determining electricity generation service price; rules for determining electricity price for electricity project implementation; main contents of power purchase agreement (PPA) hereunder do not apply to: multi-objective strategic hydroelectricity plants, small-scale renewable energy power plants that adopt avoidable cost tariff, independent power plants invested under BOT model, power plants and generator groups providing auxiliary services; power plants where electricity purchase mechanics dictated under documents of competent authorities are adopted.

Article 2. Definitions

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

1. The Seller means an Electric utility possessing a power plant.

2. The Buyer means Vietnam Electricity (or authorized representatives thereof), Northern Power Corporation, Central Power Corporation, Southern Power Corporation, Hanoi City Power Corporation, Ho Chi Minh City Power Corporation, major electricity users, other electricity buyers according to regulations of electricity market.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4. Electricity delivered means electricity delivered to the Buyer by the Seller.

5. Electric utility means an electricity entity in possession of a power plant or power plants.

6. Electrical system and market operator means the National Power System and Market Operator Company or other entity depending on development level of electricity market.

7. Fuel purchase agreement means an agreement between the Electric utility and a fuel trading entity for the supply of fuel for power plants, signed in accordance with applicable laws, guarantees legitimate fuel sources and competitive, transparent prices.

8. Liquefied natural gas (LNG) storage, regasification, and distribution agreement means an agreement between Electric utility or a fuel trading entity and LNG storage investment, management entity for the storage, regasification, distribution, and supply of gas for power plant and is signed in a manner compliant with applicable laws with competitive and transparent prices.

9. Fuel transport agreement means an agreement between Electric utility or fuel trading entity for the transportation of fuel to power plants, is signed in accordance with applicable laws, and guarantees competitive, transparent prices.

10. Base year means the year in which total investment is approved for use in calculation of electricity generation service price.

11. New power plant means a power plant built new or a part of power plant built new that has not entered into first-time power purchase agreement (PPA).

12. Net heat rate means the amount of thermal energy consumed to produce one kWh of electrical energy at delivery point (BTU/kWh or kJ/kWh or kCal/kWh).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

14. Revised total investment means total investment costs revised in accordance with construction laws applicable as of the date on which electricity generation service price negotiation is conducted.

15. Finalized investment means total legitimate expenditure incurred during investment process until project operation. Legitimate expenditure means expenditure incurred within the scope of approved project, design, estimates; signed construction contracts compliant with regulations of the law; including amendments thereto approved in a law compliant manner. Finalized investment is to be limited by approved total investment (or revised total investment) as per the law.

Chapter II

METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION SERVICE PRICE, RULES FOR DETERMINING ELECTRICITY PRICE FOR ELECTRICITY PROJECT IMPLEMENTATION

Section 1. METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION SERVICE PRICE FOR NEW POWER PLANT

Article 3. Rules for determining electricity generation service price

1. PPA price of a power plant shall be developed on the basis of:

a) Legitimate, reasonable costs incurred by Project developer throughout economic life of the project;

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

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3. PPA price does not include value-added tax (VAT), water tax, licensing fee for water resource mining, forest environment service fee, environmental protection fee in respect of solid waste and industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes, fees, monetary collectables according to regulations of competent authorities (other than those included in electricity generation service price).

4. PPA price for comparing with electricity generation service price bracket in the Base year:

a) PPA price in the Base year must be within price bracket for electricity generation imposed by the Minister of Industry and Trade in the Base year, in which, PPA price of power plant for comparison with price bracket for electricity generation in the Base year shall be calculated on the basis of cost components corresponding to cost components serving calculation of price range for electricity generation;

b) In case electricity generation service price bracket is not available in Base year, PPA price shall be calculated by converting corresponding cost components in order to compare with electricity generation service price bracket of the latest year applicable to the power plant model.

Article 4. Methods for determining PPA price in Base year of power plant

PPA price of Base year PC (VND/kWh) is to be determined using formula below:

PC = PCD + PBD

1. PCD (VND/kWh) means fixed costs of the Base year and is determined using the formula below:

PCD = FC + FOMCb

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

FC:

Average fixed costs determined in accordance with Article 5 hereof (VND/kWh);

FOMCb:

Fixed operating and maintenance costs of Base year and determined in accordance with Article 6 hereof (VND/kWh).

2. PBD (VND/kWh) means variable price of the Base year and is determined as follows:

a) In respect of thermal power plant, PBD is determined using the formula below:

Where:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Variable price components depending on secondary fuel costs of power plant in Base year and determined in accordance with Clause 2 Article 7 hereof (VND/kWh);

Variable price components depending on other factors of power plant in Base year and determined in accordance with Clause 3 Article 7 hereof (VND/kWh);

 

Transportation costs for primary fuel for electricity generation in the Base year and determined in accordance with Clause 4 Article 7 hereof (VND/kWh).

b) In respect of hydroelectricity plant, solar power plant, and wind power plant: PBD equals 0.

3. Experimentation, test, commissioning costs of power plant: Payment of experimentation, test operation, commissioning costs prior to commercial operation date agreed upon by the Seller and the Buyer is not to be repeated in total approved investment of the project.

Article 5. Methods for determining average fixed costs of power plant

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Primary input data used in determination of average fixed costs (FC) of power plant:

a) Investment expenditure: Investment expenditure determined on the basis of total investment (or revised total investment) effective as of the date on which negotiation for electricity generation service price or finalized investment is conducted in respect of negotiating power plant in accordance with Article 15 hereof shall be used in the calculation of electricity generation service price, including all expenditure within investment liability of the Seller until connection points of power plant such as: power plant; infrastructure, power plant wharfs, electricity storage system (in case of renewable energy power plants), investment expenditure on electrical grid from power plant to connection points, other relevant costs, and costs allocated to the project (if any);

b) Economic life: Determined in accordance with Appendix I attached hereto, unless competent authority issue documents approving economic life of project that is different from that stipulated under this Circular at which point said documents prevail (in years);

c) Average electricity generated in multiple years at delivery point (AGN) is calculated:

Where:

ANM:

Electrical output of power plant (excluding electricity storage system) according to fundamental design effective on the negotiation date (kWh).

In case of thermal power plant, formula below shall apply:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Pt:

Terminal capacity of generators under approved design (kW);

Tmax:

Average number of peak hours in multiple years of power plant compliant with documents of competent state authority (if any) or appendix I attached hereto. In respect of power plant that lacks Tmax under Appendix I attached hereto, such parameter shall be agreed upon by the Seller and the Buyer.

ttd:

Percentage of self-sufficient electricity and electricity loss from step-up transformers of power plant and transmission lines to delivery points with national electrical system (if any) agreed upon by the Seller and the Buyer; determined in accordance with approved fundamental design or technical dossiers of equipment manufacturers (if any at the time of negotiation), and not exceeding value defined under approved fundamental design (%) or compliant with documents of competent authority (if any);

kCS:

Average rate of power attenuation for the entire economic life of thermal power plant (if any) agreed upon by the Seller and the Buyer; determined in accordance with approved fundamental design or technical dossiers of manufacturers at the time of negotiation (if any).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

d) Period of provisions for depreciation of primary fixed property (year): Determined on the basis of period of provisions for depreciation of individual group of primary fixed property in accordance with periods for creating provisions for depreciation under relevant laws from time to time or documents of competent authority permitting provisions for depreciation (if any);

dd) Percentage of equity, local capital, and investment stage in total investment shall be determined in accordance with decision approving investment project, capital mobilization on negotiation date and compliant with regulations promulgated by competent authority. Equity accounts for at least 15% of total investment;

e) Loan interest and loan repayment period during operating period: determined on the basis of loan agreements, documents, dossiers between Project developer and credit institutions, creditors.

Where total loan capital under load agreements or legitimate documents between Project developer and credit institutions is lower than total loan capital according to electricity price calculation plan, the Seller and the Buyer shall negotiate about the remaining loan capital on the basis of: Minimum dept repayment period of 10 years and loan interest as follows:

e1) Foreign currency loan interest shall be equal to the Secured Overnight Financing Rate (SOFR) with an average term of 180 days over 36 months preceding the calculation date announced by FED (www.newyorkfed.org) plus (+) annual average arrangement fee charged by the bank at 3% per year;

e2) VND loan interest shall be equal to the average VND deposit interest rate with a term of 12 months for individual customers of 05 years preceding the year of calculation, determined on September 30th every year by Vietcombank, VietinBank, BIDV and Agribank or their lawful inheritors, plus (+) the annual average arrangement fee charged by the banks at 3%/year.  

g) Corporate income tax rates, other taxes and fees: Determined in accordance with relevant laws.

Article 6. Methods for determining operating and maintenance costs of power plant

FOMCb of the Base year (VND/kWh) shall be determined using the formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs in the Base year, determined in accordance with Clause 1 of this Article (VND/kWh);

Operating and maintenance costs dependent on personnel costs in the Base year, determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND/kWh).

1.  of the Base year (VND/kWh) shall be determined using the formula below:

Where:

: Is total major repair costs and other costs in Base year and determined using formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

VDTXD+TB:

Total construction costs and equipment costs determined on the basis of total investment under Point a Clause 2 Article 5 hereof (VND);

kscl:

Percentage of major repair costs and other costs (%) of power plant agreed upon by the Seller and the Buyer and does not exceed values defined under Appendix I attached hereto. In respect of power plant that lacks kscl under Appendix I attached hereto, such parameter shall be agreed upon by the Seller and the Buyer.

Ccdk:

 Costs for dredging navigable channels, infrastructure costs, other relevant costs agreed upon by the Seller and the Buyer (if any) (VND). Where data on calculation of this item in the Base year is not available, the Seller and the Buyer shall negotiate about the total of this item at the time of negotiation and adjusted to the Base year at a rate of 2,5%/year (VND);

AGN:

Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated in accordance with Point Clause 2 Article 5 hereof (kWh).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

TCnc:

Total personnel costs in the Base year including costs for salaries, social insurance, health insurance, unemployment insurance, union fees, and associated allowances (VND);

Total personnel costs TCnc of the Base year are determined on the basis of total personnel costs of power plant and converted to Base year as follows:

Where salaries serving calculation of personnel costs of power plant equal regional minimum wages of the year in which electricity prices are calculated: The rate of conversion to Base year is determined by regional minimum wage;

Where total personnel costs cannot be identified via methods mentioned above, total personnel costs in the Base year are determined using formula below:

TCnc =VDTXD+TB x knc

Where:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Total construction costs and equipment costs determined on the basis of total investment under Point a Clause 2 Article 5 hereof (VND);

knc:

Percentage of personnel costs (%) of power plant agreed upon by the Seller and the Buyer and not exceeding values under Appendix I attached hereto. In respect of power plant that lacks knc under Appendix I attached hereto, such parameter shall be agreed upon by the Seller and the Buyer;

AGN :

Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (kWh).

Article 7. Methods for determining variable prices of thermal power plant

Variable prices of thermal power plant in the Base year PBD (VND/kWh) are determined using formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Variable price components depending on primary fuel costs of power plant in the Base year and determined in accordance with Clause 1 of this Article (VND/kWh);

 

Variable price components depending on secondary fuel costs of power plant in the Base year and determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND/kWh);

Variable price components depending on other factors of power plant in the Base year and determined in accordance with Clause 3 of this Article (VND/kWh);

 

Transportation costs for primary fuel for electricity generation in the Base year and determined in accordance with Clause 4 of this Article (VND/kWh).

1. Variable price components dependent on changes to primary fuel costs of power plant in the Base year , are determined using formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Average net heat rate of power plants using primary fuel agreed upon by the Seller and the Buyer, not exceeding values defined under fundamental design/technical design corresponding to total investment serving the calculation of electricity prices or specifications of equipment manufacturers, and calculated in a manner corresponding to load under Appendix I attached hereto (kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh or kg/kWh);

 

Primary fuel costs in the Base year and calculated by determining weighted mean of fuel purchase agreements or written agreements (excluding VAT) (VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU or VND/kg).

2. Variable price components dependent on changes to secondary fuel costs of power plant in the Base year , are determined using formula below:

Where:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Secondary fuel costs in the Base year and calculated by determining weighted mean of fuel purchase agreements or written agreements (excluding VAT) (VND/kg or VND/kcal or VND/kJ or VND /BTU).

3. Variable cost components adjusted by other factors of power plant in the Base year  are determined using the following formula:

Where:

Cvlp:

Total annual auxiliary material costs of power plant and determined on the basis of quantity and unit price of auxiliary materials used for electricity generation in the Base year (VND). Where data for calculation in the Base year are not available, the cost components of a year where sufficient data are available can be used and adjusted to the Base year at a rate of 2,5%/year;

Ckd:

Total activation costs include fuel costs, other costs for activation (VND); number of activations agreed upon by the Seller and the Buyer on the basis of electrical grid demand and operational characteristics of power plant. If data required for the calculation of total activation costs in the Base year are insufficient, these costs can be calculated using data from a year with sufficient data and adjusted to the base year at a rate of 2,5%/year;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Annual repair and maintenance costs, including regular repair and maintenance costs based on total investment and equipment costs of power plant. Percentage of regular repair and maintenance costs are determined by the parties and do not exceed values defined under Appendix I attached hereto. Where a power plant is not mentioned under Appendix I attached hereto, percentage of regular repair and maintenance costs shall be agreed upon by the Seller and the Buyer;

AGN:

Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (kWh).

4. Transportation costs for primary fuel of power plant in the Base year  are determined using formula below:

Where:

Net heat rate of power plants defined under Clause 1 of this Article;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

For coal-fired thermal power plants: weighted mean according to coal transport agreements or other written agreements;

For thermal power plants using natural gas: weighted mean of gas pipeline transportation services approved by competent authority in accordance with the Law on Prices and other relevant law provisions;

For gas-fired thermal power plants using LNG: weighted mean of LNG storage, regasification, transportation, and distribution service prices for electricity production approved by competent authority in accordance with the Law on prices and other relevant law provisions;

For waste-to-energy power plants, bioenergy power plants, new energy power plants: agreed upon by the Seller and the Buyer in accordance with physical conditions of power plants;

For thermal power plants using a combination of fuels: agreed upon by the Seller and the Buyer in accordance with physical conditions of power plants;

Where primary fuel costs  already include transportation costs for primary fuel, collection, transportation, distribution, storage, regasification fees in fuel purchase agreements, the corresponding transportation costs for primary fuel  shall equal 0.

Article 8. Power plants where methods for determining electricity generation service prices have not been promulgated

For power plants where methods for determining electricity generation service prices and electricity generation service price bracket have not been promulgated, the Buyer and the Seller shall negotiate about development of methods for determining electricity generation service prices in accordance with actual conditions of power plants and request the Ministry of Industry and Trade to review.

Article 9. Provisional prices

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 10. Methods for determining electricity generation service prices for solar power plants, wind power plants that have entered into PPA with EVN but have not satisfied requirements for adoption of electricity prices according to Decisions of the Prime Minister

Methods for determining electricity generation service prices for solar power plants, wind power plants that have entered into PPA with EVN but have not satisfied requirements for adoption of electricity prices according to Decision No. 11/2017/QD-TTg dated April 11, 2017, Decision No. 13/2020/QD-TTg dated April 6, 2020, Decision No. 37/2011/QD-TTg dated June 26, 2011, Decision No. 39/2018/QD-TTg dated September 10, 2018 of the Prime Minister:

1. The Seller and the Buyer shall rely on rules in determining electricity generation service prices under this Circular to develop electricity generation service price plan of power plant:

a) Base year of power plant undergoing electricity generation service price negotiation means the year in which said power plant enters into commercial operation;

b) Where electricity generation service prices have not been adopted for parts of power plant, said electricity generation service prices shall be determined by input data of the entire power plant.

2. Average annual delivered electricity is determined as follows:

a) On the basis of fundamental design (or technical design if compliance with fundamental design is not feasible) appraised by competent authority (in respect of wind power plant, the parties shall negotiate to determine productivity in accordance with P50 energy yield);

b) Where method detailed under Point a of this Clause is not viable, the parties shall negotiate based on technical specifications in fundamental design or technical design dossiers used in notice on appraisal results of competent authority. Where annual delivered electricity is determined by fundamental design, total investment based on fundamental design shall be used; where annual delivered electricity is determined by technical design, total investment based on corresponding technical design shall be used.

3. FOMCb is determined using formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

TC: Total operating and maintenance costs of power plant and determined by: TC = VDT x k

Where:

VDT:

Power plant investment (VND);

k:

Percentage of operating and maintenance costs (%) of power plant negotiated by the Seller and the Buyer and not exceeding limits under Appendix I attached hereto.

4. Other parameters for calculating electricity generation service prices, methods for determining PPA prices of power plant upon payment, and rules in determining annual fixed costs of PPA shall be negotiated by the Seller and the Buyer on the basis provided under Chapter II hereof.

5. Documents serving PPA negotiation shall conform to Clause 1 Article 19 hereof.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where bidding for investor selection of electricity projects is conducted in accordance with Clause 1 Article 19 of the Law on Electricity, electricity prices in bidding documents are to be developed in a manner compliant with principles under Chapter II hereof. Data for calculation of electricity prices are to be proposed on the basis of bidding documents and consulting entities.

Section. METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY GENERATION SERVICE PRICES OF POWER PLANTS IN COMMERCIAL OPERATION

Article 12. Methods for determining electricity generation service prices for power plants with expired PPA and unexpired economic life

For power plant (of which PPA has been negotiated and signed in accordance with Circular No. 41/2010/TT-BCT, Circular No. 56/2014/TT-BCT , Circular No. 57/2020/TT-BCT , and Circular No. 07/2024/TT-BCT) of which PPA has expired and economic life has not expired, the Seller and the Buyer shall negotiate about electricity generation service prices of subsequent years until expiry of economic life in a manner that ensures the average fixed costs does not change relative to prices agreed upon by the Seller and the Buyer.

Article 13. Methods for determining electricity generation service prices for power plants with expired economic life

1. Fixed costs of power plant with expired economic life shall be so determined to allow power plant to recover operational costs. Period of calculation shall be negotiated by the parties or determined in accordance with major repair cycle of primary equipment and agreement on reasonable profits. Where documents of competent authority approving period of calculating fixed costs, said documents shall prevail.

2. Variable prices of thermal power plant with expired economic life shall be determined in accordance with Article 7 hereof taking into account elements appropriate to actual operating situations.

3. Average electrical production generated shall be so determined on the basis of power plant capacity under approved design and Tmax under Appendix I attached hereto. In respect of power plant that lacks Tmax under Appendix I attached hereto, average electrical production shall be so determined on the basis of actual statistics of the nearest period appropriate to the next calculation period.

4. Where economic life of a power plant has expired and power plant upgrade investment is implemented, both parties shall negotiate on prices of PPA of the power plant in accordance with Article 4, Article 5, Article 6, and Article 7 hereof and depreciation period of primary equipment subject to the upgrade.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 14. Methods for determining electricity generation service prices for power plants with unexpired PPA, expired electricity generation service prices or power plants with expired BOT contracts and delivered to the Government or power plants where electricity pricing under documents of competent authorities is adopted and power plants in commercial operation with expired PPA

1. Electricity generation service prices shall be determined in a manner that allows power plant to recover investment (if any), electricity production costs, and ensures reasonable profits.

2. Calculation period of electricity generation service prices shall be compliant with the remainder of economic life or PPA term or agreement between the parties.

3. Average electrical production generated shall be so determined on the basis of power plant capacity under approved design and Tmax under Appendix I attached hereto. In respect of power plant that lacks Tmax under Appendix I attached hereto, average electrical production shall be so determined on the basis of actual statistics of the nearest period appropriate to the next calculation period.

4. Variable prices of thermal power plant with expired economic life shall be determined in accordance with Article 7 hereof taking into account elements appropriate to actual operating situations.

5. Operating and maintenance costs are negotiated between the parties.

6. Investment expenditure for calculation of electricity generation service prices shall be determined on the basis of remaining property value on the date on which electricity generation prices no longer take effect or PPA expires plus renovation, upgrade costs (if any).

Article 15. Methods for determining electricity generation service prices of power plants renegotiated based on finalized investment

In respect of power plant where electricity generation service prices are renegotiated in accordance with finalized investment according to Clause 1 and Clause 2 Article 27 hereof:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The Seller and the Buyer shall re-negotiate about electricity generation service prices on the following principles:

a) Methods for determining PPA price are compliant with Article 4 hereof;

b) Calculation parameters for PPA prices are compliant with Article 4 hereof and updated on the date on which finalized investment is determined;

c) PPA prices for comparison with electricity generation price bracket do not exceed the applicable price bracket of the year in which the entire power plant enters into commercial operation;

d) Electricity generation service prices applicable from commercial operation date of power plant and annual fixed costs shall conform to Article 16 hereof; annual fixed costs of years preceding the date on which the Seller and the Buyer enter into contracts for PPA amendments on the basis of electricity prices determined by finalized investment;

dd) The Base year of power plant of which electricity generation service prices are negotiated on the basis of finalized investment shall be the year in which the entire power plant enters into commercial operation.

Section 3. METHODS FOR DETERMINING ANNUAL POWER PURCHASE AGREEMENT PRICES

Article 16. Rules in determining annual fixed costs of PPA

1. The parties have the right to apply average fixed costs that they have negotiated to years within contract term. Where the parties agree to convert the negotiated average fixed costs to annual fixed costs, the determination of these fixed costs must adhere to principles under Clause 2 of this Article.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Financial discount rate when calculating annual fixed costs agreed by both parties shall equal the IRR of power plant;

b) Projects developer shall repay loans for investment and construction of power plant according to deadline for repaying loan capital.

Article 17. Rules in adjusting annual electricity generation service prices in PPA

1. Components of operating and maintenance costs of power plant are to be adjusted on the principles below:

a) Components of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs are to be adjusted for average inflation rate in accordance with Appendix I attached hereto. The Seller and the Buyer shall negotiate about mechanism of adjusting components of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs in respect of items where foreign currency is involved;

b) Components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs are to be adjusted by changes to region-based minimum wage application on the date of payment or CPI provided by central statistics authority to a maximum of 2,5%/year.

2. On an annual basis, the Seller and the Buyer shall calculate and negotiate payment plan for exchange rate differences on the basis of total capital loan in foreign currency, repayment plan for loan in foreign currency, data on actual principal repayment, exchange rate agreed upon by the Seller and the Buyer in electricity generation service pricing, and exchange rate of the previous year. Difference in FED rates (VND) is calculated using the formula below:

Where:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Number of types of foreign currency in electricity generation service pricing agreed upon by the Seller and the Buyer (type);

n:

Number of principal repayment of foreign currency i in year of calculation (time);

Di,j:

Number of principal loan in foreign currency paid in installment j in year of calculation;

Exchange rate in installment j of foreign currency i in the year (.../VND);

Base exchange rate of foreign currency i agreed upon by the Seller and the Buyer in electricity generation service pricing (…/VND).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

PPA prices of power plant at the time of payment for electricity bill of month t, year j are PC,j t (VND/kWh) and are determined using formula below:

Where:

 

Fixed costs of the year j and determined in accordance with Article 16 hereof (VND/kWh);

:

Operating and maintenance costs of month t, year j determined under Clause 1 of this Article (VND/kWh);

 

Variable prices of month t year j determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND/kWh).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

 

Components of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs of the year j determined in accordance with Point a of this Clause (VND/kWh);

 

Components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs of the month t and year j determined in accordance with Point b of this Clause (VND/kWh).

a) Components of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs are determined using the formula below:

Where:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs of the Base year determined in accordance with Clause 1 Article 6 hereof;

i:

Inflation rate of components of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs according to Appendix I attached hereto;

l:

Number of years of payment from Base year (with Base year l =1).

b) Components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs of month t and year j  are determined as follows:

Where salaries used in calculation of electricity prices equal the region-based minimum wage, components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs are to be determined using the formula below:

Where:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Operating and maintenance costs dependent on personnel costs of the Base year and determined in accordance with Clause 2 Article 6 hereof;

 

Applicable region-based minimum wage on payment date of month t, year j (VND/month);

 

Region-based minimum wage of the Base year (VND/month).

Where total personnel costs TCnc are calculated based on percentage of investment in construction and equipment, components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs are determined using formula below (VND/kWh):

Where:

 

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

:

Inflation rate applicable to components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs, determined in accordance with CPI of the year (j-1) relative to the year (j-2) published by central statistics authority in December of the year (j-1) to a maximum of 2,5%/year;

l:

Number of year of payment from Base year (with Base year l =1, i1 = 0).

2. Variable prices of thermal power plant in month t and year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

 

Components of variable costs dependent on changes to primary fuel costs of power plant in month t and year j determined in accordance with Point a of this Clause (VND/kWh);

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Components of variable costs dependent on changes to secondary fuel costs of power plant in month t and year j determined in accordance with Point b of this Clause (VND/kWh);

 

Components of variable costs depending on other changes of power plant of year j determined in accordance with Point c of this Clause (VND/kWh);

 

Transportation costs for primary fuel of power plant in month t and year j determined in accordance with Point d of this Clause (VND/kWh).

a) Components of variable costs depending on changes to primary fuel costs of power plant in month t and year j  are determined using formula below:

Where:

 

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

kHR:

Adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle;

kHS:

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Number of years since commercial operation of power plant;

 

Primary fuel costs for electricity generation at the time of payment of month t and year j and determined by weighted mean of quantity of invoices under PPAs in a period of time negotiated by the parties.

 b) Components of variable costs dependent on changes to secondary fuel costs of power plant in month t and year j  are determined using formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

 

Means components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plant in Base year determined under Clause 2 Article 7 hereof;

kHS:

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Number of years since commercial operation of power plant;

 

Secondary fuel costs for electricity generation at the time of payment of month t and year j and determined by weighted mean of quantity of invoices under PPAs in a period of time negotiated by the parties.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Secondary fuel costs for electricity generation in the Base year in Clause 2 Article 7 hereof.

c) Components of variable costs adjusted according to other variations of power plant in the year j  are determined using the following formula:

Where:

 

Components of variable costs adjusted by other variations of power plant in the Base year and determined under Clause 3 Article 7 hereof;

i:

Inflation rates of components of variable costs dependent on other variations based on rates under Appendix I hereof;

kHS:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

l:

Number of years since commercial operation (from commercial operation date of power plant, the first commercial operation year of power plant starts from the commercial operation date of the first generator group, l = 1);

m:

Number of year of payment since the Base year (with Base year m =1).

d) Transportation costs for primary fuel of power plant in month t year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

 

Average net heat rate determined in accordance with Clause 1 Article 7 hereof;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle;

kHS:

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Number of years since commercial operation of power plant;

 

Transportation costs for primary fuel at the time of payment of month t and year j, determined by weighted mean of quantity of invoices under fuel transport agreements and LNG storage, regasification, and distribution contracts (if any) (VAT not included), to be specific:

For coal-fired thermal power plants: weighted mean of coal transport agreement or other written agreements;

For thermal power plants utilizing natural gas: weighted mean of gas pipeline transport agreement for electrical production approved by competent authority in accordance with the Law on Prices and other relevant law provisions;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

For waste-to-energy power plants, bioenergy power plants, new energy power plants: agreement between the Seller and the Buyer on the basis of practical situations of the power plants;

For thermal power plants utilizing a combination of fuel types: agreement between the Seller and the Buyer on the basis of practical situations of the power plants;

Where fuel purchase agreements already include transportation costs for primary fuel, components of respective transportation costs for primary fuel  equal 0.

3. Total activation costs in the month t of thermal power plant  (VND) are determined using formula below:

Where:

u:

Number assigned to generator group of power plant;

U:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

f:

Type of fuel (primary fuel f = 1; secondary fuel f = 2);

s:

Activation status of generator group;

S:

Number of start-up status of generator group;

pu,f,s:

Number of activations of generator group u, using fuel f, at state s in the month;

Mu,f,s:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Du,f,s:

Fuel unit price per activation of generator group u, using fuel f, at state s, in VND/kg and VND/BTU;

 

Means total other costs required per activation, in VND.

4. Regulations on payment of activation costs:

a) For thermal power plants: conform to regulations on competitive electricity market promulgated by the Ministry of Industry and Trade;

b) For waste-to-energy power plants, bioenergy power plants, new energy power plants: conform to agreement between the Seller and the Buyer.

Chapter III

POWER PURCHASE AGREEMENT

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. Primary contents of PPA under Appendix III attached hereto shall serve as the basis for negotiation between the Seller and the Buyer. Both parties have the right to negotiate and amend terms and clauses under PPA in a manner compliant with Vietnam’s laws.

2. Language in use is Vietnamese. Where the Seller consists of foreign investors, the Seller and the Buyer may negotiate about the use of English as an additional contract language.

Article 20. Documents serving PPA negotiation between the parties

1. Documents requesting PPA negotiation for new power plants include:

a) Draft PPA according to Appendix III attached hereto;

b) Written approval for investment guidelines of Decision on investment guidelines or Certificate of investment registration of projects;

c) Decision on construction investment and presentation, appraisal reports for power plant investment projects produced by independent advisors, and attachments.

d) Decision approving initial total investment or revised total investment effective as of the date on which negotiation on electricity generation prices and main contents of fundamental design of investment projects relevant to PPA negotiation is conducted, appraisal reports for fundamental design and written notice on appraisal results of fundamental design, total investment issued by construction authorities as per the law (if any);

dd) Negotiation on connection of power plants to national electricity system and connection solution;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

g) Fuel supply contracts for power plants indicating fuel price for electricity generation, fuel transportation costs, LNG storage, regasification, and distribution costs, and other fees, fuel delivery points and fuel supply time limit;

h) Documents calculating loss of capacity and electricity in transformers, power lines from step-up transfers to points connected to national electrical system and documents calculating self-sufficient electricity in power plants;

i) Documents calculating net heat rate in case of thermal power plants;

k) Electricity pricing defined in accordance with Section 1 and Section 3 of Chapter II hereof;

l) Other relevant documents (if any).

2. Documents serving PPA negotiation of power plants that have entered into commercial operation include:

a) Draft PPA according to Appendix III attached hereto;

b) Existing PPA;

c) Technical dossiers of power plants, technical specifications of SCADA/EMS, protective and automated relay system, P-Q operational characteristics of generator groups thus far;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

dd) Electricity pricing plan of power plants determined in accordance with Chapter II hereof;

e) Financial statements or relevant documents of power plants in recent years up to the date on which PPA negotiation is conducted;

g) Other relevant documents (if any).

Chapter IV

IMPLEMENTATION

Article 21. Responsibilities of electricity authorities affiliated to the Ministry of Industry and Trade

Provide guidelines and examine compliance with this Circular. When necessary, propose Circular amendments to stay in line with practice and conform to regulations of the law.

Article 22. Responsibilities of EVN

1. Take charge and cooperate with the Buyer, the Seller in calculating, unifying solutions for paying rate differences in implementation of PPA in accordance with this Circular.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 23. Responsibilities of the Buyer

1. Negotiate PPA with the Seller in accordance with this Circular; ensure accountability, accuracy, legitimacy, and adequacy of provided data and documents.

2. Cooperate with the Seller in calculating, unifying rate differences in implementation of PPA in accordance with this Circular and providing to EVN for consideration of payment solutions.

Article 24. Responsibilities of the Seller

1. Negotiate PPA with the Buyer in accordance with this Circular; ensure accountability, accuracy, legitimacy, and adequacy of provided data and documents.

2. Provide adequate information, ensure accuracy, legitimacy, adequacy of data, documents provided to relevant entities and authorities during negotiation and examination of PPA.

3. Select fuel providers, fuel transport service providers and enter into fuel supply and transport agreements in a manner compliant with Vietnam’s laws and ensuring equality, competitiveness, and transparency.

4. Control fuel supply and fuel transport agreements in order to ensure legitimate fuel origin, competitive and transparent prices in accordance with relevant law provisions.

5. Cooperate with the Buyer in calculating annual rate differences in implementation of PPA in accordance with this Circular and requesting EVN to consider payment solutions.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Sign framework agreements, fuel supply agreements, fuel transport agreements, and other relevant fuel agreements as per the law in a manner respecting equality, competition, transparency.

Article 26. Amendment to electricity generation service price

The Seller and the Buyer shall re-negotiate electricity generation service prices under signed PPA in accordance with Clause 4 Article 52 of the Law on Electricity.

Article 27. Transition clause

1. Where power plants have entered into PPAs in accordance with Circular No. 57/2020/TT-BCT , Circular No. 56/2014/TT-BCT , Circular No. 51/2015/TT-BCT and new energy power projects initiated before September 19 of 2017, the parties shall, when finalized investment is available, request re-calculation of electricity generation service prices depending on approved finalized investment under Article 15 hereof.

2. Where power plants have entered into PPAs in accordance with Circular No. 41/2010/TT-BCT and where competent authorities request re-negotiation on electricity prices according to finalized capital, the parties shall re-calculate electricity generation service prices based on approved finalized capital in accordance with Article 15 hereof.

3. Where power plants have entered into PPAs, the parties have the right to negotiate and discuss amendment to PPAs in accordance with this Circular.

4. For every phase of electricity market, the parties are responsible for revising and amending clauses under PPAs accordingly.

5. For rate differences of which payment plan has not been issued before the effective date of Circular No. 07/2024/TT-BCT , the parties shall calculate and negotiate payment plan for rate differences for this stage in accordance with Circular No. 07/2024/TT-BCT.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 28. Entry into force

1. This Circular comes into force from February 01, 2025.

2. Annul Circular No. 07/2024/TT-BCT dated April 12, 2024 of the Minister of Industry and Trade.

3. Annul Article 4 of Circular No. 13/2017/TT-BCT dated August 3, 2017 of the Minister of Industry and Trade on amendment to Circular No. 57/2014/TT-BCT dated December 19, 2014.

4. Difficulties that arise during implementation must be reported to Ministry of Industry and Trade./.



PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER




Truong Thanh Hoai

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

APPENDIX I

PARAMETERS USED IN CALCULATION OF PPA PRICES
(Attached to Circular No. 12/2025/TT-BCT dated February 1, 2025 of the Minister of Industry and Trade)

Schedule 1 - Parameters used in calculation of PPA

No.

Item

Parameters

I

Economic life

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Coal-fired thermal power plant

30 years

2

Combined cycle power plant

25 years

3

Hydroelectricity plant

3.1

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

40 years

3.2

From 3 MW to 20 MW

35 years

3.3

Less than 3 MW

25 years

4

Solar power plant

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5

Wind power plant

20 years

6

Waste-to-energy plant

20 years

7

Biomass power plant

20 years

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Percentage of operating and maintenance costs of thermal power plant (%)

1

Percentage of major repair costs and other costs (kscl)

1.1

Coal-fired thermal power plant

2,5%

1.2

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4,37%

1.3

Waste-to-energy plant

1,4%

2

Percentage of personnel costs (knc)

2.1

Coal-fired thermal power plant

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2.2

Gas turbine combined cycle power plant

1,9%

2.3

Waste-to-energy plant

0,7%

III

Percentage of operating and maintenance costs of hydroelectricity plant (%)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Percentage of major repair costs and other costs (kscl)

1.1

Of a capacity scale of 150 MW or lower

1,2%

1.2

Of a capacity scale from 151 MW to 300 MW

0,9%

1.3

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

0,6%

2

Percentage of personnel costs (knc)

2.1

Of a capacity scale of 150 MW or lower

0,8%

2.2

Of a capacity scale from 151 MW to 300 MW

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2.3

Of a capacity scale of 301 MW or higher

0,3%

IV

Average number of hours operating at maximum capacity in multiple years - Tmax (hours)

1

Coal-fired thermal power plant

6.500

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Gas turbine combined cycle power plant

6.000

V

Average capacity loss percentage throughout economic life of thermal power plant (%)

1

Coal-fired thermal power plant

1,3%

2

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3%

VI

Percentage of annual repair and maintenance costs (%)

1

Coal-fired thermal power plant

0,8%

2

Gas turbine combined cycle power plant

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

VII

Average inflation rate (%/year)

1

Inflation rate of components of operating and maintenance costs depending on major repair costs

2,5%/year

2

Inflation rate of price components depending on other changes

2,5%/year

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Average load of thermal power plant

85%

Schedule 2 - Operating and maintenance cost percentages of solar power plant and wind power plant in accordance with Article 11 hereof

I

Percentage of operating and maintenance costs of solar power plant, wind power plant (%)

1

Floating solar power plant

1,5%

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Land-based solar power plant

1,8%

3

Land-based wind power plant

2,0%

4

Off-shore wind power plant

1,8%

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

PROJECT FINANCIAL ANALYSIS FORMS
(Attached to Circular No. 12/2025/TT-BCT dated February 1, 2025 of Minister of Industry and Trade)

Schedule 1 - Business result estimates

Unit: ………………

No.

Entry

Year N

Year N+1

Year N+2

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

I

Total income

1

Revenues generated by electricity sale

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2

Other benefits provided by the project (if any)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3

Subsidization (if any)

II

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1

Depreciation of fixed assets

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2

Operating and maintenance costs

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Other costs (if any)

4

Loan interests

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

III

Pre-tax profits (I) - (II)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

IV

Corporate income tax

V

Post-tax profits (III) - (IV)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Note: Revenues generated from electricity sale do not include VAT, water resource tax, licensing fees for extraction of water resources, forest environment fees, environmental protection fees in regard to solid wastes/industrial wastes (applicable to thermal power plants) and other taxes (if any). Schedule 1 is produced from the year in which income is generated for the first time.

Schedule 2 - Capital accumulation and financial indicators

Unit: ………………

No.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Year N-1

Year N

Year N+1

Total

I

Sources

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1

Revenues generated by electricity sale

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2

Other benefits provided by the project (if any)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

3

Subsidization (if any)

4

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5

Recovered value of working capital (calculated in the last year of the project)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

II

Usage

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1

Equity, loan capital (distributed by project schedule)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2

Other costs (if any)

3

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

4

Loan interests

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5

Corporate income tax

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

III

Capital accumulation (I) - (II)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

IV

Discount capital accumulation

V

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Note: Revenues generated from electricity sale do not include VAT, water resource tax, licensing fees for extraction of water resources, forest environment fees, environmental protection fees in regard to solid wastes/industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes (if any). Schedule 2 is produced from the year in which construction starts.

APPENDIX III

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

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

POWER PURCHASE AGREEMENT

...................................POWER PLANT

Between

…………………… COMPANY

(THE SELLER)

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

……………………… COMPANY

(THE BUYER)

AGREEMENT NO. ……./20…/HD-NMD-[name of Power plant]

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

 ……………………… (location and date)

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

POWER PURCHASE AGREEMENT

Pursuant to the Law on Electricity dated November 30, 2024;

Pursuant to the Law on Commerce dated June 14, 2005;

Pursuant to the Civil Code dated November 24, 2015;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Pursuant to Circular No. ………… of Minister of Industry and Trade on methods for determining electricity generation and PPA prices; 1

Pursuant to electricity sale and purchase demands of the Buyer and the Seller,

Today, on .……………………………(date) , at ……………(location) .

The parties include:

The Seller: ___________________________________________________

Address: _________________________________________________

Phone: ___________________________ Fax:___________________

Tax Identification Number:____________________________________

Account: _____________________ Bank: _______________________

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Representative: ____________________________________________

Title: _______________________________ authorized by __________________________________________ according to written authorization No. ____________, dated ___________________.

The Buyer:

Address: _________________________________________________

Phone: ___________________________ Fax:___________________

Tax Identification Number:____________________________________

Account: _____________________ Bank: _______________________

________________________________________________________

Representative: ____________________________________________

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Hereby conclude Power Purchase Agreement of …………………… Power Plant as follows:

Article 1. Definitions

For the purposes of this Agreement, the following terms shall have the meanings hereby assigned to them:

1. The Seller shall be …………… Company in possession of the Power Plant.

2. The Buyer shall be ………………

3. Connection point …………

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 2. Agreement effectiveness and effective period

1. Agreement effectiveness

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Agreement effective period

Other than extension or termination of the Agreement before the expiry date thereof, effective period of the Agreement starts from the date on which the Agreement enters into force until …… years inclusive after commercial operation date of the Power Plant.

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 3. Electricity sale and purchase

1. Agreement prices: Conforms to Appendix V of the Agreement.

2. Agreement output: Conforms to Appendix V of the Agreement.

3. Electricity payment: On a monthly basis, the Buyer must pay the Seller in accordance with Appendix V hereof.

The parties shall negotiate and agree on implementation of payments that arise as a result of dispute resolution in accordance with Article 8 hereof.

(Where power plants cover fuel costs, the parties have the right to negotiate and amend details accordingly).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 4. Commitment

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 5. The Seller's obligations prior to commercial operation date

1. Requirements pertaining to licenses and written approval

2. Reports on project schedule

3. Connection, test, and operation

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 6. Connection responsibility and metering system

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 7. Dispatch and operation of Power plant

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 8. Billing and payment

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 9. Events affecting Agreement execution and actions

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 10. Termination

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 11. Compensation

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 12. Exemption from liability for violations

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 13. Dispute settlement

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 14. Electricity industry restructuring and transfer of rights and obligations

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

The parties shall negotiate the situations in which the Buyer must be restructured, reorganized, dissolved, or having electricity purchase capacity phased out for the purpose of implementing plans for remodeling electricity industry in all levels of competitive electricity market in accordance with roadmap approved by the Prime Minister or later amendments. Where competent authority issues decisions on reorganizing, restructuring, or dissolving, the Buyer has the right to partially or entirely transfer their rights and obligations under the Agreement regardless of approval of the Seller to inheriting entity or entities decided by competent authority and such entities are responsible for executing legitimate rights and obligations of the Buyer as per the law.

The Seller must issue documents approving all transfer or authorizing implementation of rights and obligations under this Agreement of the Buyer.

2. Transfer of rights and obligations of the Seller

The Seller has the right to transfer their rights and obligations under the Agreement to inheriting entity or entities only when the Seller and the Buyer have agreed upon such transfer in writing in advance. Such written agreement must not deny the transfer or authorization of the Seller without reasons, unless the Seller is allowed to authorize or transfer any or all their rights and obligations under the Agreement pertaining to funding or other financial arrangement to Power Plant without discussing with the Buyer. This Agreement remains effective to warrant benefits and the performance of obligations of inheriting entities, authorized entities, transferred entities of the Seller.

3. Transition phase of competitive electricity market

If competitive electricity market is replaced by a different market model according to decision of competent authority during effective period of the Agreement, the parties must negotiate to amend or replace this Agreement in order to adhere to the new market model as long as electricity generation prices for the parties do not change.

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 15. Storing documents and providing information

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Each party is responsible for incurring taxes and fees or debts that arise in the performance of the Agreement. The parties undertake that this Agreement does not include electricity transmission costs, electricity distribution costs, or other similar costs and each party is responsible for incurring these costs as per the law.

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 17. Authorized representative and information exchange

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 18. Confidentiality

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Article 19. Law applied and language of PPA

Presentation and implementation of this Agreement shall conform to Vietnam’s laws.

Language in use in the PPA shall be Vietnamese. The Seller and the Buyer may negotiate about the use of an English translation of the PPA.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

This Agreement shall be executed in 9 counterparts of equal value, 4 of which shall be held by each party. The Buyer shall submit 1 copy to electricity authority affiliated to the Ministry of Industry and Trade./.

REPRESENTATIVE OF THE BUYER
(Title)
(Seal and signature)
(Full name)

REPRESENTATIVE OF THE SELLER
(Title)
(Seal and signature)
(Full name)

___________________

 [1] In respect of laws and documents mentioned as prelude, the parties shall amend in accordance with documents applicable on the date on which PPA is signed.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

PRIMARY PARAMETERS OF POWER PLANTS

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

Including descriptions, illustrations, and technical characteristics of Power plant

(Primary parameters of Power plant will be re-verified after signing contracts for procurement of primary equipment of Power plant.)

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

APPENDIX II

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

I. INSTALLATION LOCATION AND FUNCTION OF METERING SYSTEM

1. Installation location of metering system

2. Functionalities of metering system shall conform to regulations on electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

II. TECHNICAL REQUIREMENTS OF METERING SYSTEM

Technical requirements of metering devices, metering circuit, lead sealing, meter reading collection and recording system shall conform to regulations on electricity metering promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

III. METERING LOCATION

The parties hereby agree to use the following metering locations:

Primary metering location:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Backup metering location 2:

Metering location serving electricity market operation and data reconciliation:

IV. METHODS FOR DETERMINING DELIVERED ELECTRICAL PRODUCTION

1. Delivered electrical production

a) Electrical production for which the Seller is paid in the month is calculated using formula:

AG =

AG: Electrical production for which the Buyer pays the Seller in the month, (kWh).

b) Electrical production which the Seller receives from national electrical system in the month is calculated using formula:

AN =

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

AN: Electrical production received from grid via metering points in the month (kWh).

2. During period of competitive electricity market, monthly delivery of electricity must conform to regulations on electricity metering in competitive electricity market promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

 

Appendix III

AGREEMENT ON OPERATIONAL CHARACTERISTICS

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

AGREEMENT ON SCADA/EMS, COMMUNICATION, PROTECTIVE RELAY AND AUTOMATED SYSTEMS

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

[The parties have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Appendix V

ELECTRICITY SALE AND PURCHASE PRICES, ELECTRICITY PAYMENT

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

I. ELECTRICITY GENERATION SERVICE PRICES

1. PPA prices

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

FCj:

Fixed costs in the year j (VND/kWh);

FOMCj,t:

Operating and maintenance costs in month t of year j (VND/kWh);

:

Variable prices in month t, year j (VND/kWh).

In respect of hydroelectricity plant, solar power plant, and wind power plant,  equals 0.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Average fixed costs (not including VAT) are …… (VND/kWh);

Annual fixed costs FCj (VND/kWh) from commercial operation date until expiry of economic life of power plant (not including VAT) conform to schedule below:

Year No.

1

2

3

4

...

...

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1.2. Operating and maintenance costs:

Operating and maintenance costs of month t and year j are determined using formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

 :

Means components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in year j (VND/kWh);

 :

Means components of operating and maintenance costs depending on personnel costs in month t and year j (VND/kWh).

a) Components of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs in the year j  (VND/kWh) are determined using the formula below:

Where:

 

Means components of operating and maintenance costs depending on major repair costs and other costs in Base year of and is ……(VND/kWh);

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Inflation rate of operating and maintenance costs dependent on major repair costs and other costs in accordance with this Circular;

l:

Number of year of payment from Base year (with Base year l =1).

b) Components of operating and maintenance costs depending on personnel costs of month t and year j (VND/kWh) is determined using the formula below:

- Where salaries included in calculation of electricity pricing equal regional minimum wages:

Where:

Means components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs of Base year of …… (VND/kWh);

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Means regional minimum wages at the time of payment of month t and year j (VND/month);

Lmin,b :

 Means regional minimum wages in the Base year of ……… (VND/month).

- Where total personnel costs TCnc are calculated based on percentage of investment in construction and equipment, components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs are determined using formula below (VND/kWh):

Where:

 :

Means components of operating and maintenance costs dependent on personnel costs of Base year (VND/kWh);

i1:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

l:

Number of year of payment from Base year (with Base year l =1, i1 = 0).

1.3. Variable prices:

Variable prices of month t and year j (VND/kWh) shall be determined using the formula below:

Where:

:

Means components of variable prices dependent on changes to primary fuel costs of power plant in month t, year j (VND/kWh);

:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

:

Means components of variable costs adjusted by other variations of power plants of year j (VND/kWh);

:

Means transportation costs for primary fuel of power plant in month t, year j (VND/kWh).

a) Components of variable prices dependent on changes of primary fuel costs:

Components of variable costs dependent on changes to primary fuel costs of power plant in month t year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

 :

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

:

Means primary fuel costs in payment period determined by weighted average of invoice load in accordance with PPA in the last … months (excluding VAT), in VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU or VND/kg;

Where fuel transport prices cannot be separated in PPA, primary fuel prices of the payment period shall include primary fuel transport prices.

kHR:

Adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle;

kHS:

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Means number of commercial operation years which is rounded down from the commercial operation date of power plant.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Components of variable costs depending on changes to secondary fuel costs of power plant in month t year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

:

Means components of variable costs dependent on changes to secondary fuel costs of power plant in Base year of …… (VND/kWh);

kHS :

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Means number of commercial operation years which is rounded down from the commercial operation date of power plant;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Secondary fuel costs for electricity generation to power plants on payment date of month t and year j determined by weighted average of invoices in accordance with PPA for the period agreed upon by the Seller and the Buyer ……. (VND/kg or kg/kcal or VND/kJ or VND/BTU);

:

Secondary fuel cots for electricity generation in the Base year of …… (VND/kg or VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU).

c) Components of variable costs depending on other variations:

Components of variable costs dependent on other changes of power plant in year j  (VND/kWh) are determined using formula below:

Where:

:

Components of variable costs dependent on other changes of power plants in Base year of … (VND/kWh);

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Means number of commercial operation years of power plant (from commercial operation date of power plant where the first commercial operation year starting from the first commercial operation date of the first generator group, l = 1);

m:

Number of year of payment since the Base year (with Base year m =1).

i:

Inflation rates of components of variable costs dependent on other changes according to this Circular.

d) Primary fuel transport costs:

Primary fuel transport costs of power plants in month t, year j  (VND/kWh) are determined using the formula below:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

:

Means average heat rate (HHV) of ………… kcal/kWh or kJ/kWh or BTU/kWh or kg/kWh.

kHR:

Adjustable factor for average net heat rate regarding actual operating conditions such as coolant temperature, ambient temperature, humidity, load negotiated by the parties or in actual operation from operation cycle to operation cycle;

kHS:

Rate of efficiency drop of year j (%);

l:

Number of years since commercial operation of power plant;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Means transportation costs for primary fuel at the time of payment of month t and year j calculated by weighted mean of quantity of invoices under fuel transport agreements and LNG storage agreements, gas regasification and distribution contracts (if any) (not including VAT), fuel transport costs in VND/kg or VND/kJ or VND/BTU;

Where components of transport, LNG storage, gas regasification and distribution costs cannot be separated in fuel sale and purchase agreements, primary fuel costs shall include transportation costs for primary fuel. In this case, transportation costs for primary fuel equals 0.

Where primary fuel is not delivered to power plant in the payment month, transportation costs for primary fuel equal transportation costs for primary fuel of the latest ……… month(s) where primary fuel delivery is made;

The Seller has the responsibility to select fuel providers, fuel transport service providers and enter into fuel supply and transport agreements in a manner compliant with Vietnam’s laws and ensuring equality, competitiveness, and transparency.

2. Specific prices:

Slag and ash treatment prices PTX (not including VAT) are …… VND/kWh.

II. ELECTRICAL PRODUCTION UNDER AGREEMENT

1. Average electrical production in multiple years [at delivery points of power plan] within the term of the Agreement of the Power plant is … (million kWh).

2. Contractual electrical production of year, month, trading cycle confirmed by the Seller and the Buyer in accordance with Regulation on Competitive electricity market.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

III.1. Before commercial operation date

In case of test run and commissioning costs before commercial operations: the parties shall negotiate in accordance with Article 4 of this Circular.

IIII.2. After commercial operation date

1. Where power plant has not participated in competitive electricity market or has indirectly participated in competitive electricity market with periods of non-participation according to decision of competent authority or market intervention:

Electricity payment (Rtt) of power plant is calculated as follows:

Rtt = Rt x (1 + VAT)

Where:

Rt: Means electricity payment of month t and year j and does not include VAT (VND);

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

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Means PPA prices under Section I of this Appendix (VND/kWh);

Qm,j,t :

Means electrical production at delivery points of power plant (kWh);

Rk :

Other costs (VND), including:

Costs paid for generator groups serving test depending on test schedule approved by System and market operators, determined by: (i) Electrical production measured from test generator group throughout duration of the test and (ii) Variable costs defined under Section I of this Appendix;

Adjustable payments (if any) (VND);

Other costs negotiated by the parties.

Rdt: Means total specific costs payable according the Agreement determined by slag and ash treatment costs (PTX) according to Section I of this Appendix (VND).

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

VAT: Means value-added tax according to regulations of the Government (%).

Where the Power plant is subject to multiple Agreements between the Seller and the Buyers, amounts payable Rt (not including VAT) shall be determined and distributed by the Seller to the Buyer according to delivered electrical production in the month (billing cycle) published by System and market operator.

On an annual basis, the parties shall settle ash and slag handling costs in accordance with practical situations of the previous year.

2. Where Power plant has officially participated competitive electricity market

2.1. Difference in total amounts payable under Agreement in month t is determined using formula below:

 

Where:

:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

D:

Total number of days in the month t;

d:

Billing days in month t;

I:

Total number of billing cycles of trading day d;

i:

Billing cycle i of billing day d;

PC,j,t :

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

FMPd,i:

Means full market price applied to Electric utility in billing cycle i, day d in month t (VND/kWh);

:

Means contractual production in billing cycle i, day d in month t (kWh).

2.2. Total amounts payable under the Agreement include:

a) Interest of late payment according to Article 8 of the Agreement;

b) Variable amounts payable (if any);

c) Other costs negotiated by the parties.

2.3. Other amounts payable of Power plant [entering into PPA with the Buyer] are determined as follows:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) Where thermal power generator groups or 1 boiler must be suspended to reduce capacity in accordance with regulation on competitive electricity market:

Amounts payable in this case equal total activation costs corresponding to activation states.

Activation costs corresponding to activation status are negotiated by the parties from ingredients, auxiliary materials, etc. as follows [……].

c) Where Power plant contains test generator groups appropriate to test schedule approved by System and market operator, amounts payable for electrical production produced by Power plant according to regulation on competitive electricity production are determined as follows:

- Test generator groups: Using variable costs under Section I Appendix V of the Agreement;

- Non-test generator groups: Using PPA prices under Section I Appendix V of the Agreement.

d) Where Power plant contains generator groups participating in approved AGC test or other test at request of System and market operator: Amounts payable corresponding to electrical production according to regulation on competitive electricity market are determined by PPA prices under Section I Appendix V of the Agreement;

dd) Other amounts payable according to regulation on competitive electricity market.

Other amounts payable according to regulation competitive electricity market under section 2.3 are allocated to the Buyers by the Seller depending on electrical production delivered in the month (billing cycle) published by the System and market operator.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Total specific costs pay able under section 2.4 are calculated and allocated to the Buyers by the Seller depending on proportion of electrical production delivered in the month (billing cycle) published by the System and market operator.

2.5. Monthly electricity payment is determined by:

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

Where:

RTT,t:

Total market payment according to monthly payment schedule provided by System and market operator (VND);

RC,t:

Total difference in electricity payment under Agreement in month t (VND) determined by Clause 2.1 of this Section (VND);

RC,k,HD:

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

RC,k,TT:

Total other electricity payment in accordance with regulations on competitive electricity market (VND) determined under Clause 2.3 of this Section;

Rđt:

Total specific costs payable in the month according to the Agreement determined by Clause 2.4 of this Section (VND);

RTh:

Total taxes, fees, and amounts payable in the month in accordance with relevant law provisions calculated and allocated to the Buyers by the Seller depending on proportion of electrical production delivered in the month (legitimate instruments attached) (VND);

VAT:

VAT: Means value-added tax determined by regulations of the Government (%).

On an annual basis, the parties shall settle ash and slag handling costs in accordance with practical situations of the previous year.

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

FED rates (VND) is calculated using the formula below:

Where:

m:

Number of types of foreign currency in electricity generation service pricing agreed upon by the Seller and the Buyer (type);

n:

Number of principal repayment of foreign currency i in year of calculation (time);

Di,j:

Number of principal loan in foreign currency i paid in installment j in year of calculation;

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Exchange rate in installment j of foreign currency i in the year (.../VND);

:

Base exchange rate of foreign currency i agreed upon by the Seller and the Buyer in electricity generation service pricing (…/VND);

VAT:

Means value-added tax determined by regulations of the Government (%).

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Appendix VI

PRIMARY PARAMETERS IN CALCULATION OF ELECTRICITY GENERATION PRICES

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Appendix VII

PROJECT SCHEDULE

(Attached to the Agreement No. ____ , dated ____)

I. PROJECT SCHEDULE

1. Official construction commencement date of Power plant: […]

2. Initial date of interconnect test: […]

3. Initial energizing date: […]

...

...

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5. Commercial operation date of generator group i: […]

6. Commercial operation date of Power plant: […]

II. DOCUMENTS TO BE PROVIDED TO THE BUYER BY THE SELLER

The Seller has the responsibility to provide the Buyer legitimate copies of documents to recognize commercial operation date as follows: […].

[The parties shall have the right to negotiate amendment in accordance with Vietnamese laws]

Văn bản được hướng dẫn - [0]
[...]
Văn bản được hợp nhất - [0]
[...]
Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]
[...]
Văn bản bị đính chính - [0]
[...]
Văn bản bị thay thế - [0]
[...]
Văn bản được dẫn chiếu - [0]
[...]
Văn bản được căn cứ - [0]
[...]
Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]
[...]
Văn bản đang xem
Thông tư 12/2025/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
Số hiệu: 12/2025/TT-BCT
Loại văn bản: Thông tư
Lĩnh vực, ngành: Thương mại,Tài nguyên - Môi trường
Nơi ban hành: Bộ Công thương
Người ký: Trương Thanh Hoài
Ngày ban hành: 01/02/2025
Ngày hiệu lực: Đã biết
Ngày đăng: Đã biết
Số công báo: Đã biết
Tình trạng: Đã biết
Văn bản liên quan cùng nội dung - [0]
[...]
Văn bản hướng dẫn - [0]
[...]
Văn bản hợp nhất - [0]
[...]
Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]
[...]
Văn bản đính chính - [0]
[...]
Văn bản thay thế - [0]
[...]
[...] Đăng nhập tài khoản TVPL Basic hoặc TVPL Pro để xem toàn bộ lược đồ văn bản