|
BỘ CÔNG THƯƠNG |
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM |
|
Số: 11/2025/TT-BCT |
Hà Nội, ngày 01 tháng 02 năm 2025 |
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 và trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện; nội dung chính của hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực số 61/2024/QH15, bao gồm:
a) Khoản 5 Điều 44 về nội dung chính của hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện;
b) Điểm a khoản 6 Điều 51 về phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
2. Thông tư này áp dụng đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Công ty mua bán điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
Trong Thông tư này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Công suất khả dụng dự kiến của tổ máy là công suất lớn nhất dự kiến có thể đạt được khi tổ máy phát liên tục, ổn định và duy trì trong một khoảng thời gian xác định do hai bên thỏa thuận phù hợp với thông số kỹ thuật của tổ máy.
2. Dịch vụ phụ trợ là dịch vụ kỹ thuật cần thiết để duy trì hệ thống điện quốc gia vận hành ổn định, tin cậy, bao gồm:
a) Dịch vụ điều chỉnh tần số;
b) Dịch vụ khởi động nhanh;
c) Dịch vụ vận hành phải phát gồm dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện và dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí theo lệnh của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện (sau đây viết tắt là dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí) khi nhà máy vận hành chu trình đơn hoặc thiếu nhiên liệu chính phải sử dụng một phần hoặc toàn bộ nhiên liệu phụ.
d) Dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp;
đ) Dịch vụ phụ trợ khởi động đen và dịch vụ kỹ thuật khác có liên quan theo quy định của Bộ trưởng Bộ Công Thương.
3. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ là đơn vị phát điện sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện được huy động cung cấp dịch vụ phụ trợ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.
4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định tại Luật Điện lực (hiện nay là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia - NSMO).
5. Lệnh điều độ là lệnh chỉ huy, điều khiển chế độ vận hành hệ thống điện trong thời gian thực.
6. Mức giới hạn số giờ dừng máy cưỡng bức do các yếu tố không dự kiến trước được là tổng số giờ phải dừng máy trong năm do các yếu tố không dự kiến trước được tuỳ thuộc vào đặc thù của từng tổ máy và nhà máy gồm số giờ dừng máy do sự cố và số giờ dừng máy để sửa chữa hoặc bảo dưỡng các thiết bị ngoài kế hoạch được duyệt.
7. Năm N là năm áp dụng giá dịch vụ phụ trợ, tính từ ngày 01 tháng 01 đến hết ngày 31 tháng 12.
8. Năm N-1 là năm liền trước năm N.
9. Năm N-2 là năm liền trước năm N-1.
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ, CHI PHÍ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Điều 3. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phụ trợ
1. Đối với nhà máy thuộc danh sách cung cấp dịch vụ phụ trợ khởi động nhanh, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện: Giá dịch vụ phụ trợ được xác định theo nguyên tắc đảm bảo bù đắp đủ chi phí hợp lý, hợp lệ cho hoạt động trong năm của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ với mức lợi nhuận hợp lý. Giá dịch vụ phụ trợ chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, các loại thuế, các khoản tiền phải nộp theo quy định pháp luật có liên quan. Giá dịch vụ phụ trợ cho đơn vị này gồm các thành phần sau:
a) Giá cố định;
b) Giá biến đổi;
c) Giá khởi động;
d) Các khoản chi phí khác (nếu có).
2. Đối với dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số, nguyên tắc xác định giá như sau:
a) Đối với các nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành thuộc danh sách cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số: Chi phí phát sinh hợp lý, hợp lệ do cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số được tính vào chi phí hằng năm của nhà máy điện đó theo quy định tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành;
b) Đối với nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện thuộc danh sách cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số: Được tính doanh thu theo Quy định vận hành Thị trường bán buôn điện cạnh tranh do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
3. Đối với dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí và dịch vụ phụ trợ khởi động đen, nguyên tắc xác định giá như sau:
a) Đối với các nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành thuộc danh sách cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp, dịch vụ phụ trợ khởi động đen: Chi phí phát sinh hợp lý, hợp lệ do cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp, dịch vụ phụ trợ khởi động đen được tính vào chi phí hằng năm của nhà máy điện đó theo quy định tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành;
b) Đối với nhà máy thuộc danh sách cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí và dịch vụ phụ trợ khởi động đen không phải là các nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm thoả thuận giá dịch vụ phụ trợ, đàm phán và ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Phương pháp xác định chi phí dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí và dịch vụ phụ trợ khởi động đen thực hiện theo quy định tại Mục 2 Chương II Thông tư này.
Điều 4. Phương pháp xác định giá cố định
1. Giá cố định (gcđ) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
gcđ: Giá cố định (đồng/(kW.tháng));
Gcđ,N: Tổng doanh thu cố định năm N của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ (đồng);
: Hệ số khả dụng kế hoạch năm của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác
định theo quy định tại khoản 2 Điều này;
Pkd,i: Công suất khả dụng dự kiến của tổ máy i trong năm N (kW);
n: Số tổ máy phát điện của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xác định công suất khả dụng dự kiến của tổ máy trong năm N để thỏa thuận và đưa vào hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, làm cơ sở xác định giá cố định của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.
2.
Hệ số khả dụng kế hoạch 
năm
của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
Số giờ sửa chữa tổ máy i theo kế hoạch sửa chữa
trong năm N (giờ);
Hnam Số giờ trong năm N (giờ);
HDMCB,i: Mức giới hạn số giờ dừng máy cưỡng bức do các yếu tố không dự kiến trước được của tổ máy i trong năm N (giờ), do hai bên thỏa thuận;
n: Số tổ máy của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Điều 5. Phương pháp xác định tổng doanh thu cố định
Doanh thu cố định năm N (Gcđ) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:
Gcđ = CKH + COM,N + CLVDH + GĐC + LNN
Trong đó:
CKH: Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng);
COM,N: Tổng chi phí vận hành cố định năm N được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng);
CLVDH: Tổng chi phí trả lãi vay và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N cho đầu tư tài sản của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ (đồng);
GĐC: Doanh thu cố định điều chỉnh năm N (đồng);
LNN: Lợi nhuận định mức năm N (đồng).
1. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định (CKH) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ trong năm N được xác định trên cơ sở giá trị tài sản cố định hiện có và dự kiến đưa vào sử dụng trong năm N theo quy định về chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định do Bộ Tài chính ban hành hoặc cơ quan, tổ chức có thẩm quyền. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định là giá trị khấu hao tài sản cố định dự kiến trích trong năm N tại thời điểm hai bên đàm phán phương án giá để trình thẩm định giá dịch vụ phụ trợ của nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Trường hợp có chênh lệch giữa giá trị khấu hao tài sản cố định dự kiến trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N-1 và thực tế thực hiện năm N-1, khoản chênh lệch này được hai bên xem xét điều chỉnh chi phí khấu hao trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N.
2. Tổng chi phí vận hành cố định năm N (COM,N) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:
COM,N = CVLcđ + CTL + CSCL+ CMN + CK
Trong đó:
CVLcđ: Tổng chi phí vật liệu cố định năm N (đồng);
CTL: Tổng chi phí tiền lương năm N (đồng);
CSCL: Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N (đồng);
CMN: Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N (đồng);
CK: Tổng chi phí khác bằng tiền năm N (đồng).
a) Phương pháp xác định tổng chi phí vật liệu (CVLcđ)
Tổng chi phí vật liệu cố định năm N (CVLcđ) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định trên cơ sở số liệu đã được đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện kiểm toán năm N-2, loại trừ các chi phí đột biến bất thường của năm N-2, tính trượt giá từng năm theo bình quân chỉ số giá tiêu dùng (CPI) của 3 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá được cơ quan thống kê trung ương công bố và bổ sung chi phí hợp lý phát sinh dự kiến năm N nhưng chưa được tính hoặc chưa được tính đầy đủ cho năm N-2.
Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ sở hữu nhà máy điện mới đưa vào vận hành thương mại, tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ và chưa có báo cáo tài chính do kiểm toán độc lập kiểm toán, trong 02 năm đầu, Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng, thỏa thuận, thống nhất với Tập đoàn Điện lực Việt Nam về tổng chi phí vật liệu cố định năm N (CVLcđ).
b) Phương pháp xác định tổng chi phí tiền lương (CTL)
Tổng chi phí tiền lương năm N (CTL) bao gồm tổng chi phí tiền lương và các chi phí có tính chất lương như an toàn điện, chi phí bảo hiểm y tế, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.
Trường hợp có chênh lệch giữa tổng chi phí tiền lương và các chi phí có tính chất lương như an toàn điện, chi phí bảo hiểm y tế, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn dự kiến trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N-2 và thực tế thực hiện năm N-2 theo các quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, hai bên xem xét điều chỉnh trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N.
c) Phương pháp xác định tổng chi phí sửa chữa lớn (CSCL)
Tổng chi phí sửa chữa lớn (CSCL) năm N được hai bên thoả thuận trên cơ sở giá trị do cấp có thẩm quyền phê duyệt. Trường hợp có chênh lệch giữa giá trị sửa chữa lớn dự kiến trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N-2 và thực tế thực hiện năm N-2 do thay đổi hạng mục sửa chữa, lịch sửa chữa và nội dung sửa chữa, hai bên xem xét điều chỉnh chi phí sửa chữa lớn trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N.
d) Phương pháp xác định tổng chi phí dịch vụ mua ngoài (CMN)
Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N (CMN) bao gồm:
Chi phí trả cho tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị để cung cấp các dịch vụ sau: điện, nước, phần mềm, dịch vụ điện thoại, viễn thông, sách báo; các khoản chi mua và sử dụng tài liệu kỹ thuật; chi phí bảo dưỡng các phần mềm tính toán; chi phí thuê tư vấn kiểm toán; chi phí dịch vụ an ninh, bảo vệ (nếu có); chi phí thuê văn phòng, trụ sở làm việc; chi phí bảo hiểm tài sản;
Chi phí cho các dịch vụ khác theo quy định có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ năm N.
Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N được xác định trên cơ sở số liệu đã được đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện kiểm toán năm N-2, loại trừ các chi phí đột biến bất thường của năm N-2, tính trượt giá từng năm theo bình quân CPI của 3 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá được cơ quan thống kê trung ương công bố và bổ sung chi phí hợp lý phát sinh dự kiến năm N nhưng chưa được tính hoặc chưa được tính đầy đủ cho năm N-2.
Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ sở hữu nhà máy điện mới đưa vào vận hành thương mại, tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ và chưa có báo cáo tài chính do kiểm toán độc lập kiểm toán, trong 02 năm đầu Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng, thỏa thuận, thống nhất với Tập đoàn Điện lực Việt Nam về tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N.
đ) Phương pháp xác định tổng chi phí bằng tiền khác (CK)
Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (CK) được xác định không bao gồm các khoản thuế, phí.
Tiền ăn ca, tiền thuê đất cho năm N được xác định theo quy định. Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (CK) không bao gồm tiền ăn ca, tiền thuê đất được xác định trên cơ sở số liệu đã được đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện kiểm toán năm N-2, loại trừ các chi phí đột biến bất thường của năm N-2, tính trượt giá từng năm theo bình quân CPI của 3 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá được cơ quan thống kê trung ương công bố và bổ sung chi phí hợp lý phát sinh dự kiến năm N nhưng chưa được tính hoặc chưa được tính đầy đủ cho năm N-2.
Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ sở hữu nhà máy điện mới đưa vào vận hành thương mại, tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ và chưa có báo cáo tài chính do kiểm toán độc lập kiểm toán, trong 02 năm đầu Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng, thỏa thuận, thống nhất với Tập đoàn Điện lực Việt Nam về tổng chi phí bằng tiền khác năm N.
e) Chi phí chênh lệch tỷ giá năm N được tính trên cơ sở hợp đồng vay vốn ngoại tệ, kế hoạch trả nợ gốc vay ngoại tệ thực tế, tỷ giá dự kiến phải trả năm N Trường hợp có chênh lệch giữa chênh lệch tỷ giá dự kiến trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N-2 và thực tế thực hiện năm N-2, hai bên xem xét điều chỉnh chi phí chênh lệch tỷ giá trong phương án giá dịch vụ phụ trợ năm N.
Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ sở hữu nhà máy điện mới đưa vào vận hành thương mại, tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ và chưa có báo cáo tài chính do kiểm toán độc lập kiểm toán, trong 02 năm đầu Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng, thỏa thuận, thống nhất với Tập đoàn Điện lực Việt Nam về tổng chi phí chênh lệch tỷ giá năm N.
g) Trường hợp các khoản chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác của năm N-1 đã được kiểm toán, quyết toán, hai bên có quyền thỏa thuận thống nhất sử dụng số liệu này để tính chi phí tương ứng của năm N.
3. Chi phí trả lãi vay và các khoản phí để vay vốn (CLVDH): Căn cứ các Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu có tính pháp lý giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay.
4. Doanh thu cố định điều chỉnh (GĐC) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ năm N được xác định trên cơ sở chênh lệch hệ số khả dụng thực tế thực hiện và hệ số khả dụng trong phương án giá do thay đổi lịch sửa chữa và do thay đổi thời gian ngừng máy sửa chữa năm N-2 (không tính thời gian ngừng máy sửa chữa được rút ngắn do yêu cầu của đơn vị NSMO để đảm bảo cung cấp điện nỗ lực của nhà máy điện).
5. Lợi nhuận năm N (LNN) được xác định theo công thức sau:
LNN = ROE x VCSH
Trong đó:
ROE: Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên vốn chủ sở hữu năm N áp dụng cho Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ (%), không vượt quá mức tỷ suất lợi nhuận trước thuế trong tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân quy định tại Nghị định của Chính phủ quy định về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân.
VCSH: Vốn chủ sở hữu của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định trên cơ sở vốn chủ sở hữu đầu tư nhà máy điện tính đến ngày 31 tháng 12 năm N-2 theo báo cáo tài chính đã được kiểm toán (đồng).
Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ sở hữu nhà máy điện mới đưa vào vận hành thương mại, tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ, Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm cung cấp hồ sơ về vốn chủ sở hữu hình thành tài sản nhà máy điện tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ.
Điều 6. Phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ dài hạn
1. Chu kỳ tính giá dài hạn bằng thời hạn hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ dài hạn:
Giá dịch vụ phụ trợ dài hạn được xác định cho từng năm từ năm N (là năm đầu tiên trong chu kỳ tính giá) đến hết thời hạn hợp đồng.
2. Nguyên tắc xác định giá hằng năm:
a) Giá cố định, tổng doanh thu cố định, chi phí khấu hao tài sản cố định, chi phí trả lãi vay, chi phí vật liệu cố định, chi phí tiền lương, chi phí sửa chữa lớn, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác và lợi nhuận của từng năm trong chu kỳ tính giá được xác định theo quy định tương tự tại Điều 5 Mục 1 Chương II Thông tư này.
b) Chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (không bao gồm tiền ăn ca, thuê đất) năm N được xác định theo quy định tương tự tại khoản 2 Điều 5 Mục 1 Chương II Thông tư này, từ năm N+1 đến hết thời hạn hợp đồng, chi phí này tính trượt giá từng năm theo bình quân CPI của 3 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá được cơ quan thống kê trung ương công bố tính từ năm N. Tiền ăn ca, thuê đất được xác định theo quy định của pháp luật liên quan.
3. Cơ chế điều chỉnh giá dịch vụ phụ trợ hằng năm
a) Trước ngày 01 tháng 11 hằng năm, khi có số liệu quyết toán, kiểm toán của năm trước liền kề, trường hợp có chênh lệch về chi phí sửa chữa lớn, chi phí tiền lương, chênh lệch tỷ giá, hệ số khả dụng giữa phương án giá dịch vụ phụ trợ và thực tế thực hiện năm trước liền kề, hai bên xem xét điều chỉnh khoản chênh lệch này vào phương án giá dịch vụ phụ trợ của năm kế tiếp;
b) Trước ngày 01 tháng 11 hằng năm, trường hợp có chênh lệch khấu hao tài sản cố định giữa phương án giá dịch vụ phụ trợ và thực tế của năm đó, hai bên xem xét điều chỉnh khoản chênh lệch này vào phương án giá dịch vụ phụ trợ của năm kế tiếp;
c) Trước ngày 01 tháng 11 hằng năm, khi có số liệu kiểm toán năm liền kề trước đó của chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác, hai bên xem xét cập nhật các chi phí này vào phương án giá dịch vụ phụ trợ năm kế tiếp.
Điều 7. Phương pháp xác định giá biến đổi
1.
Giá biến đổi 
của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ khi cung
cấp dịch vụ phụ trợ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành
hệ thống điện và thị trường điện được xác
định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá
biến đổi của tổ máy i khi phát ở mức
công suất j (đồng/kWh);
bij: Định mức suất tiêu hao nhiên liệu tinh của tổ máy i ở mức công suất j được xác định theo đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của tổ máy (kg/kWh hoặc BTU/kWh);
Gnl: Giá nhiên liệu dùng cho sản xuất điện (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
Cvlp,i: Định mức chi phí vật liệu phụ dùng cho sản xuất 01kWh điện năng của tổ máy i (đồng/kWh);
i: Tổ máy i của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
Att: Điện năng tiêu thụ để tích trữ năng lượng (kWh);
Gsx: Đơn giá bán lẻ điện tương ứng với giờ cao điểm, thấp điểm và bình thường cho các ngành sản xuất theo cấp điện áp (đồng/kWh);
CCSPK: Chi phí mua công suất phản kháng (đồng/kWh).
2. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của tổ máy và định mức suất chi phí vật liệu phụ theo sản lượng điện sản xuất dùng cho sản xuất điện để thỏa thuận và đưa vào hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, làm cơ sở xác định giá biến đổi của các tổ máy. Trường hợp cần thiết, cho phép áp dụng đặc tuyến và định mức của năm N-1 cho năm N.
Điều 8. Phương pháp xác định giá khởi động
1.
Giá khởi động 
của tổ máy được xác định cho mỗi lần khởi động tổ máy ở từng chế độ khởi động, được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
: Giá khởi động của tổ máy i ở chế độ khởi động j (đồng);
Mi,j: Định mức tiêu hao nhiên liệu dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j (kg hoặc BTU);
Gnlkđ: Giá nhiên liệu sử dụng cho khởi động của tổ máy (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
: Định mức điện năng tự dùng để khởi động tổ máy
i ở chế độ khởi động j (kWh);
gkđ: Giá điện đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ mua từ hệ thống điện để khởi động tổ máy, được xác định theo biểu giá bán lẻ điện (giá bình quân tuần theo giờ) hiện hành cho khách hàng sản xuất ở cấp điện áp cấp điện cho tự dùng của tổ máy (đồng/kWh);
: Định
mức tiêu hao nhiên liệu phụ dùng để
khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j đối với nhà
máy nhiệt điện than (kg);
gnlp: Giá nhiên liệu phụ sử dụng cho khởi động của tổ máy đối với nhà máy nhiệt điện than (đồng/kg);
: Chi phí vật liệu phụ dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j đối với nhà máy nhiệt điện
than (đồng);
j: Chế độ khởi động của tổ máy (nóng, ấm hoặc lạnh);
i: Tổ máy i của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.
2. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng định mức tiêu hao nhiên liệu, vật liệu phụ và định mức điện năng tự dùng sử dụng cho khởi động nóng, khởi động ấm, khởi động lạnh của từng tổ máy để thỏa thuận và đưa vào hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, làm cơ sở xác định giá khởi động của các tổ máy. Trường hợp cần thiết, cho phép áp dụng định mức của năm N-1 cho năm N.
Điều 9. Phương pháp xác định chi phí khởi động đen
1. Đối với nhà máy nhiệt điện:
Tổng chi phí khởi động đen (Gk,i,j) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định như sau:
a) Chi phí khởi động đen (Ck,i,j,l) cho mỗi lần khởi động tổ máy ở từng chế độ khởi động được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ck,i,j,l: Chi phí khởi động đen của tổ máy i ở chế độ khởi động j cho lần khởi động l (đồng);
Mi,j: Định mức tiêu hao nhiên liệu dùng để khởi động đen tổ máy i ở chế độ khởi động j (kg hoặc BTU);
Gnlkđ: Giá nhiên liệu sử dụng cho khởi động đen của tổ máy (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
: Định mức tiêu hao nhiên liệu phụ dùng để khởi động đen tổ máy i ở chế độ khởi động j
(kg);
gnlp: Giá nhiên liệu phụ sử dụng cho khởi động đen của tổ máy (đồng/kg);
: Chi
phí vật liệu phụ dùng để khởi động
đen tổ máy i ở chế độ khởi động j (đồng);
j: Chế độ khởi động của tổ máy (nóng, ấm hoặc lạnh);
i: Tổ máy i của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
L: Tổng số lần khởi động đen;
l: Lần khởi động đen.
b) Chi phí duy trì khởi động đen (Cdt) gồm chi phí diễn tập khởi động đen theo quy định tại Quy định khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành và chi phí bảo dưỡng các thiết bị phục vụ khởi động đen (nếu có).
2. Đối với nhà máy thủy điện:
a) Đối với các nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành: Chi phí phát sinh hợp lý, hợp lệ do cung cấp dịch vụ phụ trợ khởi động đen được tính vào chi phí hằng năm của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo quy định tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành;
b) Đối với nhà máy điện không phải là nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam tại Quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành: Tổng chi phí khởi động đen (Gk,i,j) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định bằng chi phí duy trì khởi động đen (Cdt) theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này.
3. Thời hạn thanh toán chi phí khởi động đen do hai bên thỏa thuận, thống nhất trong Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ khởi động đen.
Điều 10. Phương pháp xác định chi phí dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp
1. Tổng chi phí dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp được xác định bằng chi phí chạy bù của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ trong thời gian các tổ máy được huy động chạy bù (Rcb), xác định như sau:
Trong đó:
Rcb: Khoản tiền Bên mua phải trả cho Bên bán phần sản lượng điện nhận về phục vụ chạy bù (đồng);
D: Tổng số ngày trong tháng;
d: Ngày giao dịch mà sản lượng điện nhận về phục vụ chạy bù;
Acb: Sản lượng điện nhận về phục vụ chạy bù được xác định theo bảng kê sản lượng điện nhận về phục vụ chạy bù do Đơn vị NSMO phát hành (kWh);
Gsx: Giá bán lẻ điện tương ứng với giờ cao điểm, thấp điểm và bình thường cho các ngành sản xuất theo cấp điện áp cấp điện về sử dụng chạy bù theo quy định của cơ quan Nhà nước có thẩm quyền (đồng/kWh);
cbd: Chi phí bảo dưỡng các thiết bị chạy bù (nếu có).
2. Thời hạn thanh toán chi phí chạy bù phục vụ điều chỉnh điện áp do hai bên thỏa thuận thống nhất trong Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp.
1. Dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí được thanh toán chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành và bảo dưỡng biến đổi tại Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ. Chi phí cố định (hoặc phí công suất) và các chi phí khác hai bên có trách nhiệm thỏa thuận đảm bảo không tính trùng phù hợp với quy định pháp luật.
2. Thời hạn thanh toán chi phí dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát của nhà máy điện tua bin khí do hai bên thỏa thuận thống nhất trong Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
TRÌNH TỰ LẬP, THẨM ĐỊNH, PHÊ DUYỆT GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Điều 12. Trình tự lập, thẩm định và phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ
1. Trước ngày 25 tháng 11 năm N-1, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm trình cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương thẩm định giá dịch vụ phụ trợ khởi động nhanh, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện năm N (đối với Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hằng năm) hoặc từng năm trong thời hạn Hợp đồng (đối với Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ dài hạn) để đảm bảo khả năng cung cấp điện của các Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này.
2. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ và có văn bản yêu cầu Bên mua và Bên bán bổ sung các tài liệu còn thiếu theo quy định. Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung hồ sơ trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương.
3. Trong thời hạn 25 ngày kể từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị thẩm định giá dịch vụ phụ trợ hợp lệ, cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương có trách nhiệm thẩm định giá dịch vụ phụ trợ quy định tại khoản 1 Điều này và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ năm N của các Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện.
Điều 13. Hồ sơ đề nghị phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ
Hồ sơ trình cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện gồm các nội dung sau:
1. Tờ trình phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ;
2. Thuyết minh tính toán giá dịch vụ phụ trợ, theo các nội dung chính sau:
a) Báo cáo thực hiện các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của các nhà máy đến ngày 30 tháng 9 và ước thực hiện đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1, bao gồm:
Báo cáo sản lượng điện năng giao nhận, suất tiêu hao nhiên liệu bình quân thực hiện năm N-1;
Báo cáo kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh: Doanh thu, chi phí của đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện thực hiện đến hết ngày 30 tháng 9 và ước tính doanh thu, chi phí và lợi nhuận của nhà máy điện đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1.
b) Thuyết minh và tính toán giá dịch vụ phụ trợ cho năm N bao gồm:
Thuyết minh và bảng tính chi tiết kế hoạch sản xuất kinh doanh bao gồm: các thành phần chi phí khấu hao, chi phí trả lãi vay, chi phí tiền lương, chi phí vật liệu phụ, chi phí sửa chữa lớn, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí khác bằng tiền, chi phí xông sấy, chênh lệch tỷ giá, lợi nhuận định mức để xác định chi phí cố định của nhà máy điện, giá cố định năm N của nhà máy điện.
c) Các tài liệu kèm theo gồm:
Báo cáo tài chính tổng hợp năm N-2, báo cáo giá thành theo từng yếu tố của sản xuất kinh doanh điện năm N-2 đã được kiểm toán do cơ quan kiểm toán độc lập thực hiện (nếu có);
Kế hoạch sửa chữa lớn trong năm N của các tổ máy của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
Đăng ký công suất khả dụng dự kiến trong năm N của tổ máy phát điện và Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
Đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của các tổ máy của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
Định mức vật liệu phụ dùng cho sản xuất điện của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;
Định mức tiêu hao nhiên liệu và điện tự dùng cho khởi động tổ máy theo các chế độ khởi động;
Định mức điện năng sử dụng cho xông sấy tổ máy khi ngừng dự phòng;
Giá nhiên liệu, vật liệu dự kiến năm N dùng cho sản xuất điện và sửa chữa thường xuyên.
3. Hồ sơ giá dịch vụ phụ trợ được lập bằng văn bản giấy hoặc hình thức thông điệp dữ liệu có giá trị như văn bản theo quy định của pháp luật. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi 01 bộ hồ sơ bằng văn bản giấy hoặc 01 bộ hồ sơ theo hình thức thông điệp dữ liệu tới cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương.
NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Điều 14. Nội dung chính của Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ
1. Nội dung chính của Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này là cơ sở cho Bên mua và Bên bán dịch vụ phụ trợ đàm phán ký kết. Bên mua và Bên bán dịch vụ phụ trợ có quyền thỏa thuận, thống nhất sửa đổi bổ sung nội dung chính, bổ sung các điều khoản khác trong Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ phù hợp quy định pháp luật của Việt Nam.
2. Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. Bên mua và Bên bán dịch vụ phụ trợ có thể thỏa thuận bổ sung hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.
1. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương:
a) Thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ của nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ khởi động nhanh, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện;
b) Hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Thỏa thuận, thống nhất giá dịch vụ phụ trợ với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ trên cơ sở danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ được công bố theo quy định tại Quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, trình cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương thẩm định giá dịch vụ phụ trợ đã thỏa thuận với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.
b) Đàm phán giá, chi phí và ký kết hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.
3. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ khởi động nhanh, dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát thường xuyên của nhà máy điện để bảo đảm khả năng cung cấp điện, dịch vụ phụ trợ điều chỉnh tần số, dịch vụ phụ trợ điều chỉnh điện áp, dịch vụ phụ trợ khởi động đen có trách nhiệm:
a) Đàm phán, ký kết hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ;
b) Cung cấp đầy đủ các thông tin; đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán giá, chi phí và hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 02 năm 2025.
2. Bãi bỏ Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện và Thông tư số 46/2018/TT-BCT ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 6 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
3. Bãi bỏ Điều 8 của Thông tư số 12/2024/TT-BCT ngày 01 tháng 8 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số Thông tư của Bộ trưởng Bộ Công Thương liên quan đến điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia và thị trường điện./.
|
|
KT. BỘ
TRƯỞNG |
NỘI DUNG CHÍNH CỦA
HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ HỆ THỐNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 11/2025/TT-BCT ngày
01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
MỤC LỤC
Điều 1. Giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện
Điều 2. Lập hoá đơn, tiền điện thanh toán và thời hạn thanh toán
Điều 3. Thời hạn hợp đồng
Điều 4. Quyền và nghĩa vụ của Bên mua
Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của Bên bán
Điều 6. Ngôn ngữ sử dụng
Điều 7. Nội dung khác do hai bên thỏa thuận
Phụ lục 1
Phụ lục 2
Phụ lục 3
Phụ lục 4
Phụ lục 5
…
CỘNG HÒA
XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
HỢP ĐỒNG CUNG
CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
NHÀ MÁY ĐIỆN ……..…………………………………………..
Giữa
CÔNG TY [Tên công ty]
(BÊN BÁN)
- và -
………………
(BÊN MUA)
HỢP ĐỒNG SỐ: …./20… /DVPT/[tên Công ty]-[EVN]
Hà Nội, tháng .../20....
CỘNG HÒA
XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2025;
Căn cứ Thông tư số .../2025/TT-BCT ngày tháng năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, nội dung chính của hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện;
Căn cứ nhu cầu mua, bán dịch vụ phụ trợ của Bên bán và Bên mua,
Hôm nay, ngày ... tháng ... năm ... , tại ………………………….
Chúng tôi gồm:
Bên bán: ___________________________________________________________
Địa chỉ: _____________________________________________________________
Điện thoại: ________________________Fax: ______________________________
Mã số thuế: __________________________________________________________
Tài khoản: _________________________Ngân hàng_________________________
____________________________________________________________________
Đại diện: ____________________________________________________________
Chức vụ: ________________________________được sự ủy quyền của__________
_________________________________theo văn bản ủy quyền số _______________, ngày______tháng________năm________
Bên mua:
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 ký kết Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo các nội dung sau:
Điều 1. Giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện
Giá dịch vụ phụ trợ được quy định hằng năm tại Phụ lục của Hợp đồng. Bên mua và Bên bán có nghĩa vụ ký sửa đổi, bổ sung Hợp đồng quy định về giá dịch vụ phụ trợ sau khi có quyết định phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện của Bộ Công Thương.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung Điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 2. Lập hoá đơn, tiền điện thanh toán và thời hạn thanh toán
1. Lập hoá đơn
Trước ngày (...) hằng tháng, Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
2. Tiền điện thanh toán
Bên mua thanh toán cho Bên bán toàn bộ sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ, bảng công suất khả dụng công bố và thực hiện hằng ngày và số lần khởi động được thanh toán, bảng tổng hợp giá trị thanh toán kèm theo các bảng tính chi tiết các khoản thanh toán quy định tại Phụ lục của Hợp đồng này.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
3. Thời hạn thanh toán
…
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 3. Thời hạn hợp đồng
Trừ khi gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn quy định tại Điều ... Hợp đồng này, Hợp đồng có thời hạn do hai bên thỏa thuận phù hợp với quy định của pháp luật.
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung Điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 4. Quyền và nghĩa vụ của Bên mua
…
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung Điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của Bên bán
…
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung Điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 6. Ngôn ngữ sử dụng
Ngôn ngữ sử dụng là tiếng Việt. Trường hợp bên bán điện có nhà đầu tư nước ngoài, bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung Điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Điều 7. Nội dung khác do hai bên thỏa thuận
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung khác phù hợp với pháp luật Việt Nam]
Hợp đồng này được lập thành [...] bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ [...] bản.
|
ĐẠI DIỆN BÊN
MUA |
ĐẠI DIỆN BÊN
BÁN |
Phụ lục 1
CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày... tháng ... năm...)
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam nếu cần]
Phụ lục 2
HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày... tháng ... năm...)
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam nếu cần]
Phụ lục 3
THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam nếu cần]
Phụ lục 4
CÁC THÔNG TIN CẦN THIẾT CHO HỆ THỐNG SCADA/EMS
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)
[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam nếu cần]
Phụ lục 5
GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)
I. Giá dịch vụ phụ trợ
1. Giá cố định gcđ:
2. Giá biến đổi gbđ:
II. Thanh toán tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ:
1. Tổng chi phí cố định
2. Tổng chi phí biến đổi
3. Tổng chi phí khởi động
4. Các khoản thanh toán khác
[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]
|
MINISTRY
OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM |
SOCIALIST
REPUBLIC OF VIETNAM |
|
No: 11/2025/TT-BCT |
Hanoi, February 01, 2025 |
Pursuant to Law on Electricity dated November 31, 2024;
Pursuant to Government’s Decree No. 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022 defining functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam; Government’s Decree No. 105/2024/ND-CP dated August 01, 2024 on amendments to Decree No. 96/2022/ND-CP and Decree No. 26/2018/ND-CP dated February 28, 2018 on Charter of organization and operation of Vietnam Electricity;
At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority of Vietnam;
The Minister of Industry and Trade promulgates Circular on methods for formulation and procedures for approval of electricity ancillary service price; contents of contracts for provision of ancillary services.
...
...
...
1. This Circular elaborates some Articles of the Law on Electricity No. 61/2024/QH15, including:
a) Clause 5, Article 44 on basic details of contracts for provision of ancillary services;
b) Point a, Clause 6, Article 51 on methods of formulation, documents, and procedures for approval of electricity ancillary services.
2. This Circular applies to Vietnam Electricity (EVN), electricity traders, units operating electricity systems and electricity markets, and ancillary service providers.
Article 2. Interpretation of terms
For the purposes of this Circular, the terms below shall be construed as follows:
1. Expected available capacity of a generator group refers to the maximum expected capacity that can be achieved when the generator group operates continuously, stably, and maintained for a specified period agreed upon by both parties in accordance with the technical specifications of such generator group.
2. Ancillary services refers to technical services serving the stable and reliable operation of the national power system, including:
a) Frequency regulation service;
...
...
...
c) Must-run operation service, including regular must-run ancillary services of power plants to ensure the capable of supplying electricity and must-run ancillary services of gas turbine power plants as instructed by the units operating electricity systems and electricity markets to ensure the capable of supplying electricity (hereinafter referred to as “must-run ancillary services of gas turbine power plants”) when the power plant operates in simple cycle or its main fuel is lacking and a portion or all of the ancillary fuel is used.
d) Voltage regulation ancillary service;
dd) Black start ancillary service and other relevant services as stipulated by the Minister of Industry and Trade.
3. Ancillary service provider refers to an entity owning one or more power plants that is mobilized to provide ancillary services as requested by units operating electricity systems and electricity markets.
4. Units operating electricity systems and electricity markets refer to units responsible for the functions of national power system dispatch units and electricity market transaction regulation units according to the Law on Electricity (currently the National Power System and Market Operator Single-member Limited Liability Company – NSMO)
5. Dispatch order refers to an order to control and manage operation mechanism of power system in real-time.
6. The limit of forced outage hours due to unexpected factors refers to the total number of forced outage hours due to unexpected factors depending on the specific characteristics of each generator group and power plant, including the number of outage hours due to malfunctions and the number of outage hours for repairing or maintaining equipment outside of the approved plans.
7. Year N refers to the Gregorian calendar year from January 1 to December 31 of the year in which the ancillary service price is applicable.
8. Year N-1 refers to the Gregorian calendar year immediately preceding Year N.
...
...
...
METHODS FOR DETERMINING ANCILLARY SERVICE PRICES AND COSTS
Article 3. Rules for determining ancillary service price
1. For providers of rapid start services and regular must-run ancillary services of power plants to ensure capable of supplying electricity: The ancillary service price shall be determined based on the principle of adequate compensation for annual reasonable and legitimate costs (reasonable profit margin included) of the ancillary service provider. The ancillary service price does not include value-added tax, other taxes, or any other payments required by relevant laws and regulations. The price of ancillary services includes:
a) Fixed price;
b) Variable price;
c) Start price;
d) Other costs (if any).
2. The price of frequency regulation services shall be determined as follows:
...
...
...
b) For power plants participating in the electricity market on the list of providers of frequency regulation services: Revenue is calculated according to the regulations on competitive wholesale electricity market operation of the Minister of Industry and Trade.
3. The price of voltage regulation ancillary services, must-run ancillary services of gas turbine power plants, and black start ancillary services shall be determined as follows:
a) For power plants under EVN which are on the list of providers of voltage regulation ancillary services and black start ancillary services specified in the regulations on determining generation cost of power plants before participating in the competitive electricity market for certain types of power plants promulgated by the Minister of Industry and Trade: Reasonable and legitimate costs incurred from providing voltage regulation ancillary services and black start ancillary services are included in the annual cost of the power plant as stipulated in the regulations on determining generation cost of power plants before participating in the competitive electricity market for certain types of power plants promulgated by the Minister of Industry and Trade;
b) For power plants on the list of providers of voltage regulation ancillary services, must-run ancillary services of gas turbine power plants, and black start ancillary services which are not affiliated to EVN specified in the Regulation on determining generation cost of power plants before participating in the competitive electricity market for certain types of power plants promulgated by the Minister of Industry and Trade: These ancillary service providers shall negotiate ancillary service prices and sign contracts for provision of ancillary services with EVN. Methods for determining the costs of voltage regulation ancillary services, must-run ancillary services of gas turbine power plants, and black start ancillary services shall comply with regulations in Chapter II of this Circular.
Article 4. Methods for determining fixed price
1. Fixed price (gcd) of ancillary service providers shall be determined using the following formula:
Where:
...
...
...
Gcd,N: Total fixed revenue in year N of the ancillary service provider (VND)
: Planned annual
coefficient of available capacity of the ancillary service provider determined
as per Clause 2 of this Article;
Pkd,i: Expected available capacity of generator group i in year N (kW);
n: Number of generator groups of the ancillary service provider.
The ancillary service provider shall determine expected available capacity of generator groups in year N, which shall be negotiated and stipulated in the contract for provision of ancillary services with EVN. Such parameter shall serve as the basis for determining the fixed price of the ancillary service provider.
2. Planned annual coefficient of available capacity of the ancillary service provider shall be determined using the following formula:
Where:
Number of hours
for repairs of generator group i in year N (hour);
...
...
...
HDMCB,i: Limit of forced outage hours due to unexpected factors of generator group i in year N (hour), agreed upon by both parties;
n: Number of generator groups of the ancillary service provider.
Article 5. Methods for determining total fixed revenue
Fixed revenue in year N (Gcd) of ancillary service providers shall be determined using the following formula:
Gcd = CKH + COM,N + CLVDH + GDC + LNN
Where:
CKH: Total fixed asset depreciation costs in year N of the ancillary service provider shall be determined in accordance with Clause 1 of this Article (VND);
COM,N: Total fixed operation costs in year N determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND);
CLVDH : Total costs for interest payments and lending fees for investments in assets payable in year N of the ancillary service provider (VND);
...
...
...
LNN: Normal profit in year N (VND).
1. Total depreciation costs of fixed assets in year N (CKH) of the ancillary service provider, determined based on the value of existing fixed assets and projected assets to be put into operation in Year N, following the regulations on the management, utilization, and depreciation of fixed assets promulgated by the Ministry of Finance or other competent authorities. Total fixed asset depreciation cost is the expected value of fixed asset depreciation to be allocated in year N at the time where both parties negotiate the pricing plan.
In cases where there is a difference between the expected fixed asset depreciation value in the pricing plan for ancillary services in year N-1 and the actual depreciation value in year N-1, this difference shall be considered by both parties for adjusting the depreciation cost in pricing plan for ancillary services in year N.
2. Fixed operating costs in year N (COM,N) of ancillary service providers shall be determined using the following formula:
COM,N = CVLcd + CTL + CSCL+ CMN + CK
Where:
CVLcd: Total fixed material costs for year N (VND);
CTL: Total payroll costs in year N (VND);
CSCL: Total major repair costs in year N (VND);
...
...
...
CK: Total other monetary costs in year N (VND).
a) Methods for determining total material costs (CVLcd):
Total fixed material cost in year N (CVLcd) of the ancillary service provider shall be determined based on data audited by an independent audit firm in year N-2, excluding any extraordinary and abnormal costs incurred in Year N-2, with annual indexation adjusted based on average Consumer Price Index (CPI) of the three most recent years prior to the cost determination period, as published by the central statistical agency. Additionally, the reasonable projected costs arising in Year N that were not accounted for or not fully accounted for in Year N-2 shall be included.
In cases where the power plant is recently put into operation or provides ancillary services without having its financial statements audited by an independent audit firm, within the first 02 years, the ancillary service provider shall formulate, negotiate and reach an agreement with EVN regarding the total fixed material cost in year N (CVLcd).
b) Methods for determining total payroll cost (CTL)
Total payroll cost in year N (CTL) includes total wages and wage-related expenses such as electrical safety allowances, health insurance, social insurance, unemployment insurance, and trade union fees, determined in accordance with relevant legal regulations;
In cases where there is a difference between the total wages and wage-related expenses (such as electrical safety allowances, health insurance, social insurance, unemployment insurance, and trade union fees) in the pricing plan for ancillary services in year N-2 and the actual total wages and wage-related expenses in year N-2 according to the regulations of the competent authorities, both parties shall consider adjusting the pricing plan for ancillary services in year N.
c) Methods for determining total major repair cost (CSCL)
Total major repair cost (CSCL) in year N shall be agreed upon by both parties based on the value approved by competent authorities. In cases where there is a difference between the expected value of major repair in the pricing plan for ancillary services in year N-2 and the actual value in year N-2 due to changes in repair items, repair schedule, and repair content, both parties shall consider adjusting the major repair cost in the pricing plan for ancillary services in year N.
...
...
...
Total outsourced service cost expected in year N (CMN), including:
Costs paid to organizations, individuals outside the unit providing the following services: Electricity, water, software, telecommunications, newspapers; expenses for purchasing and using technical documents; maintenance costs for computational software; auditing service fees; security service fees (if any); office rental expenses; property insurance costs;
Costs for other services as regulated by contract signed for providing managing and operating services for the ancillary service provider in year N.
Total outsourced service cost in year N of the ancillary service provider shall be determined based on data audited by an independent audit firm in year N-2, excluding any extraordinary and abnormal costs incurred in Year N-2, with annual indexation adjusted based on average CPI of the 03 most recent years prior to the cost determination period, as published by the central statistical agency. Additionally, the reasonable projected costs arising in Year N that were not accounted for or not fully accounted for in Year N-2 shall be included.
In cases where the power plant is recently put into operation or provides ancillary services without having its financial statements audited by an independent audit firm, within the first 02 years, the ancillary service provider shall formulate, negotiate and reach an agreement with EVN regarding the total outsourced service cost in year N.
dd) Methods for determining total other monetary costs (CK)
Total other monetary costs in year N (CK) shall not include taxes and fees.
Costs for shift meals and land rent in year N shall be determined as regulated. Total other monetary costs in year N (CK) excluding costs for shift meals and land rent of the ancillary service provider shall be determined based on data audited by an independent audit firm in year N-2, excluding any extraordinary and abnormal costs incurred in Year N-2, with annual indexation adjusted based on average CPI of the 03 most recent years prior to the cost determination period, as published by the central statistical agency. Additionally, the reasonable projected costs arising in Year N that were not accounted for or not fully accounted for in Year N-2 shall be included.
In cases where the power plant is recently put into operation or provides ancillary services without having its financial statements audited by an independent audit firm, within the first 02 years, the ancillary service provider shall formulate, negotiate and reach an agreement with EVN regarding the total other monetary costs in year N.
...
...
...
In cases where the power plant is recently put into operation or provides ancillary services without having its financial statements audited by an independent audit firm, within the first 02 years, the ancillary service provider shall formulate, negotiate and reach an agreement with EVN regarding the total exchange rate difference in year N.
g) In cases where material costs, outsourced service costs, and other monetary costs in year N have been audited and settled, both parties may agree and calculate the corresponding costs in year N based on such data.
3. Interest cost and lending fees payable in the year N (CLVDH): shall be determined based on loan agreements or valid documents between investors and credit institutions or banks providing the loans.
4. Adjusted fixed revenue (GDC) of the ancillary service provider in year N shall be determined based on the difference between the actual coefficient of available capacity and the coefficient of available capacity in the pricing plan due to changes in maintenance schedule and cessation for maintenance in year N-2 (excluding cessation duration shortened due to the request of the NSMO unit to ensure power supply of the power plant).
5. Profit in year N (LNN) shall be determined using the following formula:
LNN = ROE x VCSH
Where:
ROE: Return on equity in year N applied to the ancillary service provider (%), not exceeding the pre-tax profit rate stipulated in the calculation of the average electricity retail price plans in accordance with regulations on means and interval for adjusting average electricity retail prices
VCSH: Equity of the ancillary service provider shall be determined based on the equity invested in the power plant as of December 31 of year N-2 according to the audited financial statements (VND)
...
...
...
Article 6. Methods for determining long-term ancillary service price
1. The pricing cycle equals the long-term contract period for supplying ancillary services:
Price of long-term ancillary services shall be determined for each year from year N (which is the first year in the pricing cycle) until the end of the contract period.
2. Rules of determining annual prices:
a) Fixed price, total fixed revenue, fixed asset depreciation costs, interest rates, fixed material costs, payroll costs, major repair costs, outsourced service costs, other monetary costs, and profit for each year within the pricing cycle shall be determined in accordance with Article 5, Section 1, Chapter II of this Circular..
b) Material costs, outsourced service costs, other monetary costs (excluding shift meal costs and land rent) in year N shall be determined according to regulations similar to those under Clause 2, Article 5, Section 1, Chapter II of this Circular. From year N+1 until the end of the contract period, these costs are adjusted annually based on the average CPI of the 03 most recent years prior to the cost determination period, as published by the central statistical agency from year N. Shift meal costs and land rent are determined according to relevant laws.
3. Mechanism for adjusting annual ancillary service prices:
a) Before November 1st each year, when there are settlement and audit data from the previous consecutive year, any difference in major repair costs, payroll costs, exchange rate differences, coefficients of available capacity between the pricing plan and the actual implementation from the previous year shall be considered for adjustment in pricing plan for the next year;
b) Before November 1st each year, any difference in fixed asset depreciation costs between the pricing plan and the actual implementation of this year shall be considered for adjustment in pricing plan for the next year;
...
...
...
Article 7. Methods for determining variable price
1.
Variable price 
of
the ancillary service provider providing ancillary services at the request of
units operating electricity systems and electricity markets shall be determined
according to the following formula:
Where:
: Variable
price of generator group i generating at power level j (dong/kWh);
bij: Net specific fuel consumption norm of generator group i at power level j, determined according to the fuel consumption curve of the generator group (kg/kWh or BTU/kWh);
Gnl : Price of fuel used for electricity generation (VND/kg or VND/BTU);
Cvlp,i : Cost norm of auxiliary materials used for generating 01 kWh of electricity by generator group i (dong/kWh);
i: Generator group i of the ancillary service provider;
...
...
...
Gsx: Retail electricity prices corresponding to peak, off-peak, and normal hours for manufacturing fields according to voltage levels (VND/kWh);
CCSPK: Cost of purchasing reactive power (VND//kWh).
2. Ancillary service providers shall develop the fuel consumption curve of the generator group and cost norm of auxiliary materials based on the electricity generation output used for electricity generation. These curve and norms shall serve as the basis for negotiating, compiling the contract for provision of ancillary services between the ancillary service provider and EVN, and determining variable price of the generator group.. The curve and norms of year N-1 may be applicable to year N if necessary.
Article 8. Methods for determining start price
1.
Start price 
of
generator groups shall be determined for each start operation in each mode of start,
using the following formula:
Where:
: Start price of
generator group i in start mode j (VND);
Mi,j: Fuel consumption norm for starting up generator group i in start mode j (kg or BTU);
...
...
...
: Power
consumption norm for self-starting the generator group i in start mode j (kWh);
gkđ: Price of electricity purchased from the power system by the ancillary service provider for starting up the generator group, determined based on the current retail electricity price (average hourly price) generating at the voltage level for self-consumption (VND/ kWh);
: Fuel consumption
norm for auxiliary fuel used for starting up generator group i in start mode
for coal-fired power plants (kg);
gnlp: Price of auxiliary fuel used for starting up generator group for coal-fired power plants (VND/kg);
: Fuel consumption
norm for auxiliary fuel used for starting up generator group i in start mode
for coal-fired power plants (kg);
j: Start mode of the generator group (hot, warm, or cool mode)
i: Generator group i of the ancillary service provider.
2. Ancillary service providers shall develop the consumption norms of fuel, auxiliary materials, and self- consumpted power for hot start, warm start, and cool start of each generator group. These norms shall serve as the basis for negotiating, compiling the contract for provision of ancillary services between the ancillary service provider and EVN, and determining variable price of the generator group. The norms of year N-1 may be applicable to year N if necessary.
...
...
...
1. For a thermal power plants:
Total black start service costs (Gk,i,j) of the ancillary service provider shall be determined using the following formula:
a) Black start service cost (Ck,i,j,l) for each start operation in each mode of start shall be determined using the following formula:
Where:
Ck,i,j,l: Black start service cost of generator group i in start mode j in start time l (VND)
Mi,j: Fuel consumption norm for black start of generator group i in start mode j (kg or BTU);
Gnlkđ: Price of fuel used for black start of the generator group (VND/kg or VND/BTU);
...
...
...
gnlp: Price of auxiliary fuel used for black start of the generator group (VND/kg);
: Cost of auxiliary
materials used for black start of generator group i in start mode j (VND);
j: Start mode of the generator group (hot, warm, or cool)
i: Generating set i of the ancillary service provider;
L: Total number of black starts;
l: Black start time.
b) The maintenance cost of black start (Cdt) includes the cost of black start simulation as regulated in the regulations of black start and restoration of the national electricity system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam and the maintenance cost of equipment serving black start (if any).
2. For a hydropower plant:
a) For power plants under EVN specified in the Regulation on determining generation cost of power plants before participating in the competitive electricity market for certain types of power plants promulgated by the Minister of Industry and Trade: Reasonable and legitimate costs incurred from providing black start services are included in the annual cost of the multi-purpose strategic hydropower plant as stipulated in Regulation on determining generation cost of power plants before participating in the competitive electricity market for certain types of power plants promulgated by the Minister of Industry and Trade;
...
...
...
3. Payment terms for black start costs shall be agreed upon by both parties in their contract for provision of ancillary services.
Article 10. Methods for determining costs of voltage regulation service
1. Total voltage regulation service costs shall be determined by the costs incurred by the power plants providing voltage regulation services during the time generator groups are mobilized for voltage regulation (Rcb), as follows:
Where:
Rcb : Amounts payable by the Buyer to the Provider for the electricity received for voltage regulation (VND);
D: Total number of days in the month;
d: The day on which electricity output is received for the purpose of compensation;
Acb : Electricity output received for voltage regulation according to the table of electricity received issued by the ancillary service provider (kWh);
...
...
...
cbd: Maintenance cost of equipment (if any).
2. Payment terms for the voltage regulation costs shall be agreed upon by both parties in their contract for provision of voltage regulation ancillary services.
Article 11. Methods for determining costs of must-run ancillary services of gas turbine power plants
1. Costs of must-run ancillary services of gas turbine power plants includes fuel costs, operation costs, and maintenance costs as specified in the contract for provision of ancillary services. Fixed costs (or capacity fees) and other costs agreed by parties must comply with legal regulations
2. Payment terms for costs of must-run ancillary services of gas turbine power plants shall be agreed upon by both parties in their contract for provision of ancillary services.
PROCEDURES FOR FORMULATION, APPRAISAL, AND APPROVAL OF ANCILLARY SERVICE PRICES
Article 12. Procedures for formulation, appraisal, and approval of ancillary service prices
1. Before the 25th of November of year N-1, EVN shall submit the prices of rapid start services and regular must-run ancillary services of power plants for appraising the capable of supplying electricity in year N (for annual ancillary service contracts) or each year within the contract term (for long-term ancillary service contracts) to the electricity authority affiliated to the Ministry of Industry and Trade in accordance with Articles 4, 5, 6, 7, and 8 of this Circular.
...
...
...
3. Within 25 days from the date of receiving the valid prices of ancillary services, the electricity authority affiliated to the Ministry of Industry and Trade shall appraise the prices in accordance with Clause 1 of this Article and submit them to the Minister of Industry and Trade for approval the prices of ancillary services in year N of providers of rapid-start backup power services and must-run ancillary services of gas turbine power plants to ensure the capable of supplying electricity.
Article 13. Documents for approval of ancillary service prices
These documents shall be submitted to the electricity authority affiliated to the Ministry of Industry and Trade for appraisal, then be submitted to the Ministry of Industry and Trade for approval of the prices of rapid-start backup power services and regular must-run ancillary services of power plants to ensure the capable of supplying electricity, including:
1. Written proposal for approving ancillary service prices;
2. Explanatory documents and calculation of electricity ancillary service prices, including:
a) Reports on the economic and technical performance of power plants as of September 30 and estimated until the end of December of year N-1, including:
Reports on the electricity output delivered and average fuel consumption rates for Year N-1;
Reports on production and business results: Revenue, costs of ancillary service providers as of September 30 and estimated revenue, costs, and profits of power plants until the end of December of year N-1.
b) Explanatory documents and calculation of electricity ancillary service prices in year N include:
...
...
...
c) Supporting documents:
Audited financial statements for Year N-2 and cost report by each factor of the production of electricity in the year N-2, which have been conducted by an independent audit firm (if any);
Major repair plan for year N of generator groups of ancillary service providers;
Expected available capacity registration for generator groups and ancillary service providers in year N;
Fuel consumption curves of generator groups of ancillary service providers;
Auxiliary material norms used for electricity generation of ancillary service providers;
Fuel and self-use electricity consumption norms for starting generator groups under different start modes;
Electricity consumption norms for drying generator groups during standby;
Expected fuel and material prices for year N for electricity generation and regular maintenance.
...
...
...
MAIN CONTENTS OF CONTRACT FOR PROVISION OF ANCILLARY SERVICES
Article 14. Main contents of Contract for provision of ancillary services
1. Main contents of Contract for provision of ancillary services specified in the Appendix attached hereto shall serve as the basis for the negotiation and signing of contract between the Users and providers of ancillary services. Users and providers of ancillary services shall negotiate to amend or supplement main contents, supplement other provisions in their contract for provision of ancillary services in accordance with Vietnamese laws and regulations.
2. The contract must be made in Vietnamese language. Users and providers of ancillary services may agree to supplement the contract with the use of the English language.
1. The electricity authority affiliated to the Ministry of Industry and Trade shall:
...
...
...
b) Provide guidance and inspect the implementation of this Circular.
2. EVN shall:
a) Negotiate and agree on ancillary service prices with auxiliary service providers based on the list of power plants providing ancillary services published in accordance with the regulations on dispatch, operation, handling, troubleshooting, black start, and restoration of the national electricity system promulgated by the Ministry of Industry and Trade of Vietnam; submit the agreed ancillary service prices to the electricity authority affiliated to the Ministry of Industry and Trade of Vietnam for approval.
b) Negotiate prices and costs; sign contract for provision of ancillary services with ancillary service providers.
3. Providers of rapid-start ancillary services, regular must-run ancillary services of power plants to ensure the capable of supplying electricity, frequency regulation ancillary services, voltage regulation ancillary services, and black start ancillary services shall:
a) Negotiate, sign contracts for ancillary service provision;
b) Provide information; ensure the accuracy and validity of the data and documents provided to the relevant units and authorities during the negotiation of prices, costs, and contract for provision of ancillary services.
1. This Circular shall come into forces from February 01, 2025.
...
...
...
3. Article 8 of Circular No. 12/2024/TT-BCT dated August 1, 2024 of the Minister of Industry and Trade shall be annulled.
PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER
Truong Thanh Hoai
;
Thông tư 11/2025/TT-BCT quy định phương pháp xác định và trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện; nội dung chính của hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
| Số hiệu: | 11/2025/TT-BCT |
|---|---|
| Loại văn bản: | Thông tư |
| Nơi ban hành: | Bộ Công thương |
| Người ký: | Trương Thanh Hoài |
| Ngày ban hành: | 01/02/2025 |
| Ngày hiệu lực: | Đã biết |
| Tình trạng: | Đã biết |
Văn bản đang xem
Thông tư 11/2025/TT-BCT quy định phương pháp xác định và trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện; nội dung chính của hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
Chưa có Video
