Thông tư 13/2017/TT-BCT sửa đổi Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Tải văn bản

Thuộc tính
Nội dung
Tiếng anh
Lược đồ

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 13/2017/TT-BCT	Hà Nội, ngày 03 tháng 8 năm 2017

THÔNG TƯ

SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU CỦA THÔNG TƯ SỐ 56/2014/TT-BCT QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN, TRÌNH TỰ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN; THÔNG TƯ SỐ 30/2014/TT-BCT QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ THÔNG TƯ SỐ 57/2014/TT-BCT QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP, TRÌNH TỰ XÂY DỰNG VÀ BAN HÀNH KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN

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

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

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

Căn cứ Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 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.

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện (Thông tư số 56/2014/TT-BCT) như sau:

1. Sửa đổi Khoản 10, bổ sung Khoản 17, Khoản 18, Khoản 19, Khoản 20 và Khoản 21 Điều 2 như sau:

“10. Năm cơ sở là năm tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu.

17. Hợp đồng nhập khẩu than là thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện được phép nhập khẩu than theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền với đơn vị kinh doanh than tại nước ngoài để cung cấp than cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

18. Hợp đồng vận chuyển than nhập khẩu là thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện với đơn vị vận chuyển để vận chuyển than nhập khẩu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

19. Hợp đồng mua bán than trong nước là thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện với đơn vị kinh doanh than trong nước, kinh doanh than có xuất xứ nội địa hoặc nhập khẩu để cung cấp than cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

20. Hợp đồng vận chuyển than trong nước là thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện với đơn vị vận chuyển để vận chuyển than cho nhà máy điện trong lãnh thổ Việt Nam, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.

21. Ngày khởi công xây dựng công trình là ngày ghi trong thông báo được Chủ đầu tư gửi cho cơ quan cấp phép xây dựng theo quy định tại Thông tư số 15/2016/TT-BXD ngày 30 tháng 6 năm 2016 của Bộ Xây dựng hướng dẫn về cấp giấy phép xây dựng hoặc văn bản sửa đổi, bổ sung, thay thế.”

2. Sửa đổi Điểm a Khoản 2 Điều 5 như sau:

“a) Tổng mức đầu tư: Được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu; không đưa vào tổng mức đầu tư của dự án các chi phí đầu tư, nâng cấp thiết bị để duy trì vận hành nhà máy điện sau 20 năm vận hành thương mại.”

3. Sửa đổi Khoản 1 Điều 7 như sau:

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

Trong đó:

: Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu chính do hai bên thỏa thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị hoặc thông số bảo hành của nhà thầu EPC hoặc kết quả thí nghiệm tổ máy, nhà máy do đơn vị thí nghiệm được cơ quan nhà nước có thẩm quyền ủy quyền hoặc quyết định, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT (kg/kWh hoặc BTU/kWh);

Đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu than từ nhiều hợp đồng khác nhau: Nhiệt trị than cơ sở (NT₀) sử dụng tính toán suất hao nhiên liệu tinh bình quân được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng và nhiệt trị than được quy đổi về nhiệt trị khô toàn phần, được quy định trong các hợp đồng mua bán than (kcal/kg).

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

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

- Đối với nhiên liệu than của Hợp đồng nhập khẩu than hoặc than được cấp từ nhiều hợp đồng: Giá than cơ sở áp dụng tính toán giá hợp đồng mua bán điện được xác định theo các hợp đồng mua bán than được quy định tại Khoản 15 Điều 1 Thông tư này;

- Đối với nhiên liệu khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU).”

4. Sửa đổi Điều 8 như sau:

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

Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở (P_b^VC) được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Suất hao nhiên liệu bình quân của nhiên liệu chính đối với nhà máy nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân của nhiên liệu chính đối với nhà máy tuabin khí (BTU/kWh) và được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư số 56/2014/TT-BCT;

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở, được tính bằng đồng/tấn, được quy đổi về đơn vị đồng/kg để tính toán, đối với nhiên liệu than hoặc tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.

Đối với nhiên liệu than của Hợp đồng nhập khẩu than hoặc than được cấp từ nhiều hợp đồng: Giá vận chuyển than cơ sở áp dụng tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo các hợp đồng vận chuyển than được quy định tại Khoản 15 Điều 1 Thông tư này.”

5. Sửa đổi Điểm b Khoản 2 Điều 14 như sau:

“b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định 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 cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 6 Thông tư số 56/2014/TT-BCT (đồng/kWh);

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

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

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện cao hơn mức lương tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

i: Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chỉ số giá tiêu dùng cả nước của Việt Nam (CPI) năm (l-1) so với năm (l-2) nhưng không vượt quá 2,5%/năm, theo chỉ số giá tiêu dùng cả nước tháng 12 của năm liền kề trước năm j, công bố trên Trang thông tin điện tử thống kê của Tổng cục Thống kê;

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

6. Sửa đổi Điểm a Khoản 3 Điều 14 như sau:

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

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư số 56/2014/TT-BCT (đồng/kWh);

k_HS,j: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm thứ j (%);

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

Đối với nhiên liệu than của Hợp đồng nhập khẩu than hoặc than được cấp từ nhiều hợp đồng: Giá than tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j được quy định tại Khoản 15 Điều 1 Thông tư này;

: Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư số 56/2014/TT-BCT, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.”.

7. Sửa đổi Khoản 4 Điều 14 như sau:

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

Trong đó:

: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư số 56/2014/TT-BCT (đồng/kWh);

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

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

8. Sửa đổi Điểm b Khoản 2 Điều 15 như sau:

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

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 11 Thông tư số 56/2014/TT-BCT (đồng/kWh);

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

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

Trong đó:

i: Tỷ lệ trượt giá vận hành và bảo dưỡng theo chỉ số giá tiêu dùng cả nước của Việt Nam (CPI) năm (l-1) so với năm (l-2) nhưng không vượt quá 2,5%/năm, theo chỉ số giá tiêu dùng cả nước tháng 12 của năm liền kề trước năm j, công bố trên Trang thông tin điện tử thống kê của Tổng cục Thống kê;

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

9. Sửa đổi Khoản 1 Điều 20 như sau:

“1. Chủ đầu tư dự án nhà máy điện có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện gửi Bên mua để đàm phán và thực hiện các thủ tục thẩm định, phê duyệt để ký hợp đồng mua bán điện trước Ngày khởi công xây dựng công trình hoặc trước khi nhà máy điện thực hiện thí nghiệm phát điện lên hệ thống điện quốc gia.”

10. Sửa đổi Điểm d, Khoản 1 Điều 21 như sau:

“d) Quyết định phê duyệt tổng mức đầu tư lần đầu của dự án và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo thẩm định thiết kế cơ sở.”

11. Sửa đổi Khoản 1 Điều 26 như sau:

“1. Trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện theo quy định, hoàn thành ký kết hợp đồng mua bán điện trước Ngày khởi công xây dựng công trình hoặc trước khi nhà máy điện thực hiện thí nghiệm phát điện lên hệ thống điện quốc gia; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.”

12. Sửa đổi Khoản 1 Điều 27 như sau:

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

a) Đàm phán hợp đồng mua bán điện và ký kết hợp đồng mua bán điện trước trước Ngày khởi công xây dựng công trình hoặc trước khi nhà máy điện thực hiện thí nghiệm phát điện lên hệ thống điện quốc gia;

b) Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán và kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

c) Chịu trách nhiệm toàn bộ các chi phí phát sinh trong quá trình đầu tư dự án xây dựng công trình trước ngày ký kết chính thức hợp đồng mua bán điện.

d) Trước khi ký kết mới hợp đồng vận chuyển than (bao gồm trong nước và nhập khẩu) hoặc giá vận chuyển than mới theo hợp đồng mua bán than, Chủ đầu tư có trách nhiệm phối hợp với đơn vị vận chuyển than hoặc đơn vị kinh doanh than, cung cấp các hồ sơ pháp lý liên quan đến quá trình lựa chọn đơn vị vận chuyển than theo quy định và cung cấp các hồ sơ tài liệu tính toán, tách giá than và giá vận chuyển than (trường hợp vận chuyển than bằng băng tải) cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, để làm cơ sở có ý kiến về giá vận chuyển than trong quá trình thực hiện thanh toán chi phí nhiên liệu than. Chủ đầu tư chịu trách nhiệm, ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.”

13. Bổ sung Khoản 2b, Khoản 2c, Khoản 2d sau Khoản 2a Điều 28 như sau:

“2b. Đối với nhà máy điện khởi công trước ngày 03 tháng 02 năm 2015 đã có hợp đồng mua bán điện nhưng giá điện đã hết hiệu lực, cho phép áp dụng Tổng mức đầu tư đã thỏa thuận trong phương án giá điện đang áp dụng để tính toán giá điện của nhà máy theo Thông tư số 56/2014/TT-BCT. Trong thời hạn một năm tính từ ngày ký kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung, Chủ đầu tư nhà máy điện phải thực hiện hoàn thành quyết toán vốn đầu tư xây dựng công trình, hoàn thành đàm phán hợp đồng mua bán điện, giá điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo các quy định có liên quan.

2c. Đối với các dự án điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện theo phương pháp tính toán quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT, thì tiếp tục áp dụng quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT, khi có vốn quyết toán các bên có quyền đề nghị được thực hiện tính lại giá điện theo vốn đầu tư quyết toán được duyệt.

2d. Đối với dự án nhà máy điện mới khởi công trước ngày Thông tư này có hiệu lực tiếp tục áp dụng quy định về tổng mức đầu tư áp dụng tính toán giá điện tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT và Thông tư số 51/2015/TT-BCT.”

14. Bãi bỏ Khoản 9 Điều 2, Khoản 5 Điều 3.

15. Bãi bỏ Khoản 1 Điều 22.

16. Bổ sung Phụ lục 1a như sau:

“Phụ lục 1a

GIÁ THAN VÀ GIÁ VẬN CHUYỂN THAN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN

1. Giá than và giá vận chuyển than cơ sở

a) Giá than cơ sở (đồng/tấn), được quy đổi về đơn vị đồng/kg để tính toán, được xác định như sau:

Trong đó:

P_0,m: Đối với Hợp đồng mua bán than trong nước, giá than được quy định tại Khoản 3 Điều 1 Thông tư này.

Đối với Hợp đồng nhập khẩu than: Giá than là giá bao gồm giá FOB được xác định theo Hợp đồng nhập khẩu than, hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có) được hai bên mua điện và bán điện thỏa thuận và các khoản thuế nhập khẩu, phí theo quy định nhưng không bao gồm giá vận chuyển và giá trung chuyển than. Trường hợp nếu Hợp đồng nhập khẩu than không tách được cước vận chuyển, giá nhiên liệu Năm cơ sở được xác định bằng giá trong Hợp đồng nhập khẩu than;

X₀: Tỷ giá ngoại tệ Việt Nam đồng và đồng ngoại tệ tại thời điểm xác định giá than cơ sở, đối với Hợp đồng mua bán than trong nước giá trị X₀ = 1;

V_m: Khối lượng than quy định tại các hợp đồng mua bán than m (tấn);

M: Tổng số hợp đồng mua bán than.

b) Giá vận chuyển than cơ sở (đồng/tấn), được quy đổi về đơn vị đồng/kg để tính toán, được xác định bằng bình quân gia quyền theo khối lượng và giá vận chuyển than theo Hợp đồng vận chuyển than nhập khẩu hoặc Hợp đồng vận chuyển than trong nước, trong đó:

Đối với Hợp đồng vận chuyển than trong nước, giá vận chuyển than là giá vận chuyển hoặc giá vận chuyển than từ kho trung chuyển trong nước của đơn vị kinh doanh than đến nhà máy điện theo Hợp đồng vận chuyển than trong nước.

Đối với Hợp đồng vận chuyển than nhập khẩu, giá vận chuyển than với tỷ giá ngoại tệ Việt Nam đồng và đồng ngoại tệ tại thời điểm xác định giá vận chuyển than cơ sở được hai bên mua bán than thỏa thuận theo Hợp đồng vận chuyển than nhập khẩu.

Đối với hợp đồng mua bán than đã bao gồm giá vận chuyển than, trong trường hợp tách được giá vận chuyển thì giá vận chuyển than được xác định theo quy định tại hợp đồng mua bán than tương ứng. Trường hợp không tách được giá vận chuyển than thì giá vận chuyển than tương ứng bằng 0 (không).

2. Giá than và giá vận chuyển than tại thời điểm thanh toán

a) Giá than tại thời điểm thanh toán (đồng/tấn), được xác định như sau:

Trong đó:

P_{m, j,t}: Giá than tại thời điểm thanh toán tính bằng bình quân gia quyền giá than theo khối lượng (đồng/tấn), được xác định như sau:

P_q: Giá than xác định theo hóa đơn than do bên bán than phát hành phù hợp với các Hợp đồng nhập khẩu than hoặc Hợp đồng mua bán than trong nước m phát sinh trong tháng thanh toán t, bao gồm các thành phần chi phí quy định tại Điểm a Mục 1 Phụ lục này, đối với Hợp đồng mua bán than trong nước tỷ giá X_j,t trong trường hợp này tương ứng bằng 1);

X_j,t: Tỷ giá ngoại tệ Việt Nam đồng và đồng ngoại tệ thực hiện mua than trong tháng t, được xác định tại thời điểm phát hành hóa đơn than theo tỷ giá bán ra của Ngân hàng thương mại do bên mua điện và bên bán điện thỏa thuận;

NT₀: Nhiệt trị than cơ sở (kcal/kg), được xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều 1 Thông tư này;

NT_{j, t}: Nhiệt trị than bình quân của các hợp đồng mua bán than m trong tháng t (kcal/kg), được xác định bằng bình quân gia quyền theo khối lượng than V_q và nhiệt trị than thực tế giao nhận được quy đổi về nhiệt trị khô toàn phần của các hợp đồng mua bán than tương ứng, xác định theo hóa đơn than phát sinh trong tháng t và chứng từ chất lượng than đã được kiểm định (kcal/kg).

Q: Tổng số hóa đơn than hợp lệ phát sinh trong tháng t;

V_q: Khối lượng than (tấn) đã quy ẩm theo các hợp đồng mua bán than tại hóa đơn than q phát sinh trong tháng t.

b) Giá vận chuyển than tại thời điểm thanh toán (đồng/tấn), được xác định như sau:

Trong đó:

NT₀: Nhiệt trị than cơ sở (kcal/kg), được xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều 1 Thông tư này;

NT_{j, t}: Nhiệt trị than bình quân của hợp đồng mua bán than m trong tháng t (kcal/kg), được xác định theo quy định tại Điểm a Mục này;

: Giá vận chuyển than tại thời điểm thanh toán (đồng/tấn), được xác định bình quân gia quyền theo giá vận chuyển than và khối lượng than đã quy ẩm tại hóa đơn vận chuyển than phát sinh trong tháng t của các Hợp đồng vận chuyển than nhập khẩu hoặc Hợp đồng vận chuyển than trong nước.

17. Sửa đổi Khoản 2 Điều 2 Hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Thông tư số 56/2014/TT-BCT (Phụ lục 3) như sau:

“2. Thời hạn Hợp đồng

Thời hạn Hợp đồng được tính từ ngày Hợp đồng có hiệu lực đến hết 25 năm kể từ Ngày vận hành thương mại của Nhà máy điện.”

Điều 2. 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 (Thông tư số 57/2014/TT-BCT) như sau:

1. Bãi bỏ Khoản 5 Điều 2.

2. Sửa đổi Khoản 3 Điều 6 như sau:

“3. Suất đầu tư là chi phí đầu tư cho 01 kW công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn được tính toán trên cơ sở tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu, cập nhật tỷ giá ngoại tệ tại thời điểm tính toán. Các chi phí thành phần trong suất đầu tư bao gồm:

a) Chi phí xây dựng gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành thi công;

b) Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ, đào tạo vận hành nhà máy; lắp đặt, thử nghiệm, hiệu chỉnh; vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan khác;c) Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng và chi phí tái định cư theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền; chi phí xử lý gia cố nền móng công trình;

d) Chi phí quản lý dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý dự án từ khi lập dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;

đ) Chi phí tư vấn xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;

e) Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí lãi vay và các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;

g) Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh và dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.”

Điều 3. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh (Thông tư số 30/2014/TT-BCT) như sau:

1. Sửa đổi Khoản 50 Điều 3 như sau:

“50. Nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu là nhà máy thủy điện được quy định tại Quyết định số 2012/QĐ-TTg ngày 24 tháng 10 năm 2016 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt danh mục nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh và Quyết định số 4712/QĐ-BCT ngày 02 tháng 12 năm 2016 của Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt danh mục nhà máy điện phối hợp vận hành với nhà máy điện lớn có ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội, quốc phòng, an ninh.”.

2. Sửa đổi Khoản 3 Điều 17 như sau:

“3. Chi phí biến đổi của tổ máy nhiệt điện được xác định như sau:

a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:

Trong đó:

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

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

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

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

Trong đó:

Đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu than từ nhiều nguồn khác nhau bao gồm than nhập khẩu và than nội địa: Nhiệt trị than cơ sở (NT₀) sử dụng tính toán suất hao nhiên liệu tinh bình quân được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng và nhiệt trị than được quy đổi về nhiệt trị khô toàn phần, được quy định trong các hợp đồng mua bán than (kcal/kg).

: Giá nhiên liệu chính bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính.

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

Trong đó:

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

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

- Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu (chính, phụ) do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp hợp đồng hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;

- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp.

Trường hợp nhà máy nhiệt điện không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định;

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

Trong đó:

C_vlp: 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 (đồng);

C_kd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng);

C_k: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT (đồng);

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

k_CS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);

T_max: Thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà máy điện (giờ) và quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT.

b) Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp, chi phí biến đổi của tổ máy được xác định bằng giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) trong hợp đồng có cập nhật các yếu tố ảnh hưởng đến giá biến đổi của năm N theo phương pháp được thỏa thuận trong hợp đồng.”

3. Sửa đổi Khoản 1 và Khoản 2 Điều 22 như sau:

“1. Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

P_tr = (1 + K_DC) x (P_NLC x H_R_C + P_NLP x HR_P)

Trong đó:

P_tr: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

K_DC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền K_DC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng K_DC= 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC = 20%;

P_NLC: Giá nhiên liệu chính (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);

P_NLP: Giá nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);

HR_C: Suất tiêu hao nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);

HR_P: Suất tiêu hao nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh).

2. Trường hợp không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện và không có nhà máy điện chuẩn cùng nhóm phù hợp:

a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

P_tr: Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

K_DC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả phân loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền K_DC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng K_DC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh K_DC = 20%;

: Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh).

b) Giá biến đổi (bao gồm cả giá vận chuyển nhiên liệu chính) dùng để tính giá trần bản chào là giá biến đổi dự kiến cho năm N do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Bổ sung Điều 37a sau Điều 37 như sau:

“Điều 37a. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ

1. Các trường hợp xem xét điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ (Qc giờ):

a) Trường hợp sự cố ngừng lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc sự cố ngừng tổ máy của nhà máy điện;

b) Trường hợp lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi hoặc tổ máy của nhà máy điện kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng giờ.

2. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo nguyên tắc sau:

a) Trường hợp thời gian sự cố nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ (tương đương 72 chu kỳ giao dịch): Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng (Qc) của nhà máy điện này;

b) Trường hợp thời gian sự cố lớn hơn 72 giờ:

- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch thứ 72: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng (Qc) đã phân bổ cho nhà máy điện;

- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch thứ 73 đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng (Qc) nhà máy trong giai đoạn này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ bằng sản lượng Qmq của nhà máy điện;

+ Trường hợp Qmq của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng Qc nhà máy điện trong giai đoạn này, không điều chỉnh Qc nhà máy điện.

3. Trong trường hợp có đủ căn cứ xác nhận trường hợp quy định tại Điểm b Khoản 1 Điều này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ theo nguyên tắc sau:

Trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ tại các chu kỳ đó bằng sản lượng Qmq của nhà máy.

4. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện quy định tại Khoản 1 Điều này theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy điện. Đối với trường hợp xác nhận trường hợp sự cố lò hơi của tổ máy nhiệt điện than có nhiều lò hơi:

a) Trường hợp có đủ dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác cho sự kiện này: Thực hiện xác nhận sự kiện căn cứ theo các dữ liệu này;

b) Trường hợp có không có dữ liệu từ hệ thống điều khiển phân tán (hệ thống DCS) hoặc các hệ thống điều khiển tương đương khác: Sử dụng các thông tin, dữ liệu từ các nguồn số liệu khác cho từng trường hợp cụ thể theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành để thực hiện xác nhận sự kiện.

5. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng tháng và sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại Khoản 1, Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.”

5. Sửa đổi Khoản 12, bổ sung Khoản 14 Điều 80 như sau:

”12. Đối với nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, căn cứ theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, việc tham gia thị trường điện trong năm tới và thanh toán cho nhà máy điện này được quy định như sau:

a) Trường hợp theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới, nhà máy điện có tổ máy đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài với khoảng thời gian dự kiến trong năm tới từ 180 ngày trở lên thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện trong năm tới. Toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong năm tới được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất;

b) Trường hợp theo kết quả tính toán vận hành hệ thống điện năm tới, nhà máy điện có tổ máy đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài với khoảng thời gian dự kiến trong năm tới ít hơn 180 ngày thì nhà máy điện có trách nhiệm tham gia thị trường điện trong năm tới (là đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch). Đối với các ngày giao dịch trong năm mà nhà máy điện có tổ máy phát điện tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong ngày giao dịch mà tổ máy có chu kỳ tách ra ngoài hệ thống điện quốc gia và đấu nối vào lưới điện mua điện từ nước ngoài được thanh toán theo giá điện trong hợp đồng mua bán điện đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất.

14. Trường hợp nhà máy điện có tổ máy phát điện tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (AGC) theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thì tách toàn bộ nhà máy điện này ra ngoài thị trường điện, toàn bộ sản lượng phát của nhà máy lên lưới trong các chu kỳ có thử nghiệm được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện (giá Pc toàn phần) đã ký với Đơn vị mua buôn duy nhất. Trước ngày 01 tháng 12 năm N-1, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm lập và công bố danh sách các tổ máy phát điện dự kiến tham gia thử nghiệm hệ thống tự động điều chỉnh công suất (AGC) trong năm N cho các thành viên tham gia thị trường điện.”.

6. Bổ sung Chương VIa (sau Chương VI) tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT như sau:

“Chương VIa

CƠ CHẾ THAM GIA THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH ĐỐI VỚI NHÀ MÁY ĐIỆN THUỘC KHU CÔNG NGHIỆP

Điều 88a. Trách nhiệm tham gia thị trường điện

Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy điện thuộc khu công nghiệp (sau đây viết tắt là đơn vị phát điện) có công suất đặt lớn hơn 30 MW, đấu nối vào hệ thống điện quốc gia và bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia (trừ trường hợp đã ký hợp đồng mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và hợp đồng mua bán điện này còn hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016 theo quy định tại Khoản 1 Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện (Thông tư số 51/2015/TT-BCT) có trách nhiệm:

1. Đăng ký tham gia thị trường điện theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 2, Khoản 3, Khoản 4 Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT.

2. Đầu tư, hoàn thiện hệ thống trang thiết bị để đấu nối vào hệ thống thông tin thị trường điện, hệ thống SCADA/EMS và hệ thống đo đếm điện năng để xác định lượng điện năng phát của từng tổ máy phát điện và điện năng tiêu thụ của phụ tải địa phương, đáp ứng yêu cầu vận hành của thị trường điện theo quy định tại Khoản 5 Điều 4 Thông tư số 30/2014/TT-BCT.

3. Thực hiện các quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Thông tư số 51/2015/TT-BCT khi tham gia thị trường điện.

4. Ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT, Thông tư số 51/2015/TT-BCT và Thông tư này.

Điều 88b. Lập kế hoạch vận hành năm tới, tháng tới, tuần tới

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện các số liệu phục vụ tính toán, lập kế hoạch vận hành thị trường điện năm tới, tháng tới, tuần tới theo quy định tại Chương IV Thông tư số 30/2014/TT-BCT, Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT và các quy định tại Quy trình quản lý vận hành hệ thống công nghệ thông tin điều hành thị trường điện và công bố thông tin thị trường điện do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành.

2. Trước ngày 15 tháng 7 hàng năm, đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhu cầu phụ tải nội bộ dự kiến từng tháng của năm tiếp theo.

3. Trước ngày 20 hàng tháng, đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện nhu cầu phụ tải nội bộ dự kiến của tháng tiếp theo.

4. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán và công bố giá trần bản chào tháng tới cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp tham gia thị trường điện theo quy định tại Điều 35 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 7 Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT.

Điều 88c. Vận hành thị trường điện ngày tới, giờ tới

1. Đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện các quy định về vận hành thị trường điện ngày tới, giờ tới tại Chương V Thông tư số 30/2014/TT-BCT.

2. Trước 14h00 ngày D-2, Đơn vị phát điện có trách nhiệm cung cấp cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện biểu đồ dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch của ngày D. Sai số cho phép của dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ là +/-10%. Trong giai đoạn phụ tải nội bộ thực hiện thí nghiệm hoặc có đầu tư mới, sai số cho phép của dự báo nhu cầu phụ tải nội bộ là +/-15%.

3. Chào giá ngày tới: Đơn vị phát điện có trách nhiệm lập và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bản chào giá cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp theo quy định tại Điều 41 và Điều 45 Thông tư số 30/2014/TT- BCT và Đơn vị phát điện có trách nhiệm:

a) Chào bán cho toàn bộ công suất khả dụng của từng tổ máy phát điện;

b) Chào giá cho phụ tải nội bộ:

- Trường hợp phụ tải nội bộ cao hơn công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy, chào giá bằng 0 đồng/kWh cho lượng công suất dự kiến huy động để cấp điện cho phụ tải nội bộ;

- Trường hợp phụ tải nội bộ thấp hơn công suất phát ổn định thấp nhất của 01 tổ máy, chào giá bằng 0 đồng/kWh cho lượng công suất phát ổn định thấp nhất;

c) Phần công suất dư còn lại: Giá chào tuân thủ quy định về giá sàn bản chào của tổ máy nhiệt điện quy định tại Điều 10 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và giá trần bản chào do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố theo quy định tại Khoản 4 Điều 88b Chương này;

d) Sử dụng một hoặc nhiều tổ máy để chào giá cho phần công suất đáp ứng phụ tải nội bộ. Trường hợp công suất một tổ máy không đủ đáp ứng phụ tải nội bộ, đơn vị phát điện được sử dụng bản chào của tổ máy tiếp theo để chào giá đáp ứng phụ tải nội bộ;

đ) Đơn vị phát điện có trách nhiệm xây dựng bản chào giá cho các tổ máy phát điện phù hợp với các ràng buộc kỹ thuật của tổ máy, các ràng buộc kỹ thuật quy định tại hợp đồng mua bán điện và các ràng buộc liên quan đến phụ tải hơi của nhà máy (nếu có).

4. Chào giá giờ tới: Đơn vị phát điện lập và gửi về Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện bản chào giá giờ tới cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp và phụ tải nội bộ cập nhật trong giờ tới. Đơn vị phát điện có trách nhiệm cập nhật bản chào giá giờ tới và phụ tải nội bộ tối thiểu 45 phút trước chu kỳ giao dịch.

Điều 88d. Lập lịch huy động và điều độ thời gian thực

1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện thuộc khu công nghiệp căn cứ theo bản chào giá của đơn vị phát điện và theo quy định tại Mục 1, Mục 2 và Mục 3 Chương V Thông tư số 30/2014/TT-BCT.

2. Trước chu kỳ giao dịch, đơn vị phát điện được cập nhật tốc độ tăng, giảm tải thực tế của tổ máy phát điện (trong bản chào giờ tới) để phục vụ lập lịch huy động, điều độ thời gian thực và tính toán các khoản thanh toán trong thị trường điện.3. Trong trường hợp thừa nguồn, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động nhà máy điện không thấp hơn phụ tải địa phương. Trường hợp phụ tải tại chỗ thấp hơn mức công suất ổn định tối thiểu thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động nhà máy bằng công suất ổn định tối thiểu của tổ máy.

Điều 88đ. Tính toán thanh toán trong thị trường điện

1. Tính toán sản lượng của nhà máy điện phục vụ thanh toán trong thị trường điện, bao gồm:

a) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá chào đối với nhà máy điện trong khu công nghiệp có giá chào cao hơn giá trần thị trường (Qbp) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều 70 Thông tư số 30/2014/TT-BCT;

b) Sản lượng điện năng phát tăng thêm (Qcon) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định tại Khoản 4 Điều 70 Thông tư số 30/2014/TT-BCT;

c) Sản lượng điện năng phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ (Q_du) trong chu kỳ giao dịch i: Xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 70 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 2 Điều 47 Quy trình Lập lịch huy động tổ máy, vận hành thời gian thực và tính toán thanh toán trong thị trường điện do Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực ban hành. Sử dụng công tơ đầu cực để xác định sai số lệnh điều độ;

d) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường điện (SMP) trong chu kỳ giao dịch được xác định như sau:

- Trường hợp có Qdu_i > 0: Qsmp_i = Qm_i - Qdu_i - Qcon_i - Qbp_i

- Trường hợp có Qdu_i ≤ 0: Qsmp_i = Qm_i - Qcon_i - Qbp_i

Trong đó:

Qm_i: Sản lượng điện năng phát lên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện năng đo đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch);

Qdu_i: Sản lượng điện năng phát sai khác so với mệnh lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i;

Qbp_i: Sản lượng điện được thanh toán theo giá chào trong chu kỳ giao dịch i đối với nhà máy điện thuộc khu công nghiệp có giá chào cao hơn giá trần thị trường (kWh);

Qcon_i: Sản lượng điện năng phát tăng thêm của nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong chu kỳ giao dịch i (kWh);

đ) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i được xác định như sau:

Qc_i = Qhc_i × β

Trong đó:

Qc_i: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);

β: Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng cho nhà máy thuộc khu công nghiệp do Cục Điều tiết điện lực quy định cho từng nhà máy điện thuộc khu công nghiệp theo loại hình công nghệ và vị trí địa lý.

Qhc_i: Sản lượng điện hiệu chỉnh trong chu kỳ giao dịch i (kWh) được xác định như sau:

- Trường hợp Qdu_i > 0, Qhc_i = Qm_i - Qdu_i;

- Trường hợp Qdu_i ≤ 0, Qhc_i = Qm_i.

Trong đó:

Qm_i: Sản lượng điện năng phát lên hệ thống điện trong chu kỳ giao dịch i (xác định theo sản lượng điện năng đo đếm tại điểm giao nhận trong chu kỳ giao dịch).

2. Các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này được điều chỉnh theo quy định tại Điều 71 Thông tư số 30/2014/TT-BCT.

3. Khoản thanh toán cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch và chu kỳ thanh toán, bao gồm:

a) Thanh toán điện năng thị trường;

b) Thanh toán công suất thị trường;

c) Thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác;

d) Các khoản thanh toán khác (nếu có).

4. Khoản thanh toán điện năng thị trường cho từng chu kỳ giao dịch được tính toán như sau:

Trong đó:

Rg_i = Rsmp_i + Rbp_i + Rcon_i + Rdu_i

Rg_i: Khoản thanh toán điện năng thị trường cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);

Rsmp_i: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá điện năng thị trường (SMP) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT (đồng);

Rbp_i: Khoản thanh toán cho phần sản lượng được thanh toán theo giá chào đối với các nhà máy điện có giá chào lớn hơn giá trần thị trường trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT (đồng);

Rcon_i: Khoản thanh toán cho phần sản lượng điện năng phát tăng thêm trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT (đồng);

Rdu_i: Thanh toán cho sản lượng điện phát sai khác so với sản lượng huy động theo lệnh điều độ trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo quy định tại Thông tư 30/2014/TT-BCT (đồng);

5. Khoản thanh toán công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch được tính toán như sau:

Rcan_i = Qm_i × CAN_i

Trong đó:

Rcan_i: Khoản thanh toán công suất cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);

CAN_i: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

6. Khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho từng chu kỳ giao dịch được tính toán như sau:

Rc_i = Qc_i × (Pc - SMP_i - CAN_i)

Trong đó:

Rc_i: Khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i (đồng);

Qc_i: Sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác cho nhà máy điện thuộc khu công nghiệp trong từng chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Điểm đ Khoản 1 Điều này (đồng);

Pc: Giá hợp đồng mua bán điện (đồng/kWh);

SMP_i: Giá điện năng thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

CAN_i: Giá công suất thị trường trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);

7. Đối với các khoản thanh toán khác (nếu có), trừ trường hợp thanh toán chi phí khởi động do thừa nguồn thực hiện theo quy định tại Điều 80 Thông tư số 30/2014/TT-BCT và Khoản 24 Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT.

8. Đơn vị phát điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán khoản thanh toán điện năng và công suất thị trường điện.

9. Đơn vị phát điện phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, Đơn vị mua buôn điện duy nhất thực hiện tính toán thanh toán, đối chiếu kiểm tra bảng kê thanh toán và thực hiện thanh toán theo trình tự quy định tại Chương VI Thông tư số 30/2014/TT-BCT.”

Điều 4. Bãi bỏ Khoản 7, Khoản 9, Khoản 19 Điều 1 Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam không thực hiện việc tạm thanh toán hoặc thanh toán tiền điện cho nhà máy điện khi vận hành, phát điện lên lưới mà không ký kết chính thức hợp đồng mua bán điện. Trong trường hợp phải huy động các nhà máy này do yêu cầu đảm bảo an ninh cung cấp điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương, phối hợp với đơn vị phát điện thực hiện việc huy động, vận hành và thanh toán tiền điện cho nhà máy điện.

Điều 5. Điều khoản chuyển tiếp

Thời hạn của Họp đồng mua bán điện đối với các dự án nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua bán điện trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực được Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các Đơn vị phát điện chuyển đổi theo thời hạn Hợp đồng quy định tại Khoản 16 Điều 1 Thông tư này; các nội dung khác của Hợp đồng mua bán điện và giá điện được giữ nguyên không thay đổi.

Điều 6. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 19 tháng 9 năm 2017.

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

Nơi nhận:
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao, Tòa án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
-Các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ, Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam;
- Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam;
- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;
- Các Tổng công ty Phát điện;
-Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

BỘ TRƯỞNG

Trần Tuấn Anh

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence - Freedom - Happiness ---------------
No. 13/2017/TT-BCT	Hanoi, August 03, 2017

CIRCULAR

ON AMENDMENTS TO CERTAIN ARTICLES OF THE CIRCULAR NO. 56/2014/TT-BCT ON ELECTRICITY PRICING AND PROCEDURES FOR INSPECTION OF POWER PURCHASE AGREEMENTS; CIRCULAR NO. 30/2014/TT-BCT ON OPERATION OF COMPETITIVE ELECTRICITY GENERATION MARKET AND CIRCULAR NO. 57/2014/TT-BCT ON METHODS AND PROCEDURES FOR DEVELOPMENT AND ISSUANCE OF ELECTRICITY PRICE BRACKET

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

Pursuant to the Law on Electricity dated December 03, 2004; Law on Amendments to certain articles of the Law on Electricity dated November 20, 2012;

Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 specifying implementation of certain articles of the Law on Electricity and Law on Amendments to certain articles of the Law on Electricity;

Pursuant to the Decision No. 63/2013/QD-TTg dated November 08, 2013 by the Prime Minister on roadmap, requirements and structure of electricity industry to form and develop levels of electricity market in Vietnam;

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

The Minister of Industry and Trade promulgates a Circular on amendments to certain articles of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 by the Minister of Industry and Trade on electricity pricing and procedures for inspection of power purchase agreements (PPAs); Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 by the Minister of Industry and Trade on operation of competitive electricity generation market and Circular No. 57/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 by the Minister of Industry and Trade on methods and procedures for development and issuance of electricity price bracket.

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

1. Clauses 10, 17, 18, 19, 20 and 21 Article 2 shall be amended as follows:

“10. “base year” means the year in which total investment in the project is approved for the first time.

17. “coal import agreement” is an agreement reached by and between an generating unit eligible for coal import permitted by a competent state authority and a coal company in a foreign country in order to provide coal for the power plant, concluded in line with regulations to ensure competitive and transparent prices.

18. “imported coal transport agreement” is an agreement reached by and between the generating unit and a carrier transporting imported coal to the power plant, concluded in line with regulations to ensure competitive and transparent prices.

19. "domestic coal purchase agreement" is an agreement reached by and between the generating unit and a coal company in Vietnam that trades in domestic coal or imports coal to provide it for the power plant, concluded in line with regulations to ensure competitive and transparent prices.

20. “domestic coal transport agreement” is an agreement by and between the generating unit and a carrier transporting coal to the power plant in the territory of Vietnam, concluded in line with regulations to ensure competitive and transparent prices.

21. "construction commencement date" is the date stated in the notice that the investor sends to a construction licensing authority according to regulations of the Circular No. 15/2016/TT-BXD dated June 30, 2016 by the Ministry of Construction on issuance of construction permits or amended or replaced documents".

2. Point a Clause 2 Article 5 shall be amended as follows:

“a) Total investment shall be determined on the basis of the total first investment; expenses for investment, upgrading of equipment to maintain operation of power plants after 20 years of commercial operation shall not be included in the project’s total investment."

...

“1. Components of variable price revised on the basis of changes to cost of primary fuel of the power plant in the base year (VND/kWh) shall be determined as follows:

Where

: Average heat rate of primary fuel agreed upon by both parties on the basis of equipment specifications of the manufacturer or warranty specifications of the EPC contractor or testing results on the engineering department or the power plant carried out by a testing unit authorized by a competent state authority and calculated according to the load prescribed in Appendix No. 1 attached to the Circular No. 56/2014/TT-BCT (kg/kWh or BTU/kWh);

For the power plant using coal under multiple agreements: Basic coal heating value (NT₀) using average heat rate shall be calculated according to the weighted average of volume and coal heating value that is converted into gross dry heating value and is mentioned in coal purchase agreements (kcal/kg).

: Cost of primary fuel in the base year shall be regulated as follows:

- For coal stated in the domestic coal purchase agreement: The coal price is the price from the day on which the coal provider loads the coal, including loss, management and insurance expenses (if any), excluding freight (VND/ton) and shall be converted into VND/kg. If the coal purchase agreement fails to separate the fuel freight, the fuel price in the base year shall be equal to the price stated in the domestic coal purchase agreement;

- For the coal stated in the coal import agreement or coal taken from multiple agreements: The basic coal price applying to calculate the price of PPA shall be determined according to coal purchase agreements mentioned in Clause 15 Article 1 herein;

- For gas: The gas price is the price of gas at the mine (VND/BTU)."

...

"Article 8. Determination of primary fuel freight of thermal power plants

Primary fuel freight (VND/kWh) of the power plant in the base year (P_b^vc) shall be determined as follows:

Where

: Average heat rate of primary fuel for the coal-fired thermal power plant (kg/kWh) or average heat rate of primary fuel for the gas turbine plant (BTU/kWh), and determined in accordance with Clause 1 Article 7 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT;

: Primary fuel freight for electricity generation in the base year and expressed as VND/ton or VND/kg for coal or in VND/BTU for gas.

For coal stated in the coal import agreement or coal taken from multiple agreements: The basic coal freight used to calculate the price of PPA under the coal transport agreements mentioned in Clause 15 Article 1 herein."

5. Point b Clause 2 Article 14 shall be amended as follows:

"b) Components of fixed operation and maintenance cost (FOMC) of labor cost in month t, year j () shall be determined as follows:

...

Where

: FOMC by labor cost determined according to Clause 2 Article 6 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT (VND/kWh);

: Regional minimum wage at the time for payment in month t, year j (VND/person/month);

: Regional minimum wage in the base year (VND/person/month).

- If the wage used for calculation is higher than the regional minimum wage or total labor cost (TCnc) calculated according to cost of labor working in the power plant, the components of FOMC by labor cost (VND/kWh) shall be determined as follows:

Where

: FOMC by labor cost determined according to Clause 2 Article 6 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT (VND/kWh);

...

l: Ordinal number of the payment year determined from the base year (for the base year l = 1, i₁ = 0).”

6. Point a Clause 3 Article 14 shall be amended as follows:

“a) Components of variable price revised on the basis of changes to cost of primary fuel (coal or gas) of the power plant in month t, year j (VND/kWh) shall be determined as follows:

Where

: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of primary fuel (coal or gas) of the power plant in the base year prescribed in Clause 1 Article 7 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT (VND/kWh);

k_HS,j: Productivity decline rate in year j (%);

: Price of primary fuel (coal or gas) for electricity generation at the time for payment in month t, year j, expressed as VND/ton for coal or VND/BTU for gas;

For the coal stated in the coal import agreement or coal taken from multiple agreements: The coal price at the time for payment in month t, year j shall be subject to the provision of Clause 15 Article 1 herein;

...

7. Clause 4 Article 14 shall be amended as follows:

“4. Primary fuel freight of the power plant in month t, year j (VND/kWh) shall be determined as follows:

Where

: Primary fuel freight of the power plant in the base year determined according to the provision of Article 8 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT (VND/kWh);

: Primary fuel freight (coal or gas) at the time for payment in month t, year j (expressed as VND/ton for coal or VND/BTU for gas);

: Primary fuel freight (coal or gas) in the base year expressed as VND/ton for coal or VND/BTU for gas.”.

8. Point b Clause 2 Article 15 shall be amended as follows:

...

- If the wage used for calculation is equal to the regional minimum wage, the FOMC by the labor cost (VND/kWh) shall be determined according to the following formula:

Where

: FOMC by labor cost determined according to the provision of Clause 2 Article 11 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT (VND/kWh);

L_{min, j,t}: Regional minimum wage at the time for payment in month t, year j (VND/person/month);

L_min,b: Regional minimum wage in the base year (VND/person/month).

- If the wage used for calculation is higher than the regional minimum wage or total labor cost (TCnc) calculated according to cost of labor working in the power plant, components of FOMC by labor cost (VND/kWh) shall be determined as follows:

Where

...

i: Inflation rate of the operation and maintenance cost by the consumer price index (CPI) in Vietnam in year (l-1) over year (l-2) but not exceeding 2.5%/year, by the CPI in December of the year preceding year j, and published on the website of the General Statistics Office of Vietnam;

l: Ordinal number of the payment year determined from the base year (for the base year l = 1, i₁ = 0).”.

9. Clause 1 Article 20 shall be amended as follows:

“1. The investor of the power plant shall make an application for negotiation on the PPA to send to the Buyer to negotiate and carry out procedures for assessment and approval in order to conclude such agreement before the construction commencement date or before the day on which the power plant conducts test run on transmitting electricity to the national power system.

10. Point d Clause 1 Article 21 shall be amended as follows:

“d) Decision on approval of total first investment of the project and main contents in the fundamental design of the investment project related to PPA negotiation and the fundamental design assessment report."

11. Clause 1 Article 26 shall be amended as follows:

“1. Request the Electricity Regulatory Authority of Vietnam (ERA) for inspection of the PPA, complete the conclusion thereof before the construction commencement date of or before the day on which the power plant conducts test run on transmitting electricity to the national power system; be responsible for ensuring accuracy, appropriateness and validity of provided figures and documents.”

12. Clause 1 Article 27 shall be amended as follows:

...

a) Negotiate the PPA and conclude it before the construction commencement date or before the day on which the power plant conducts test run on transmitting electricity to the national power system;

b) Provide adequate information, take responsibility, ensure accuracy, appropriateness and validity of figures and documents provided to relevant authorities during the negotiation and inspection of the PPA.

c) Pay all costs arising from the execution of the construction work before the day on which the PPA is officially concluded.

d) Before concluding new coal transport agreements (including domestic and imported ones) or new coal freights stated in coal purchase agreements, the investor shall cooperate with a coal carrier a coal trader in providing legal documents related to the process of selecting coal carriers and documents for calculating, separating coal prices and coal freights (in case of transporting coal by conveyor belts) to the EVN, as the basis for comments on coal freights during making payments for coal fuel costs. The investor shall be responsible for concluding the coal transport agreement in accordance with regulations to ensure competitive and transparent prices.

13. Clauses 2b, 2c and 2d shall be added to Article 28 after Clause 2a as follows:

“2b. For power plants commenced before February 03, 2015 having PPAs concluded but electricity prices have expired, it is allowed that the total investment already agreed in the applicable electricity price scheme to calculate electricity prices of the plant according to the Circular No. 56/2014/TT-BCT. Within one year from the day on which a revised agreement is concluded, the investor of the power plant shall finish making the financial statement on the investment in the construction work(s), complete the negotiation on the PPA and electricity prices with the EVN according to relevant regulations.

2c. Electricity projects whose PPAs have been concluded according to the determination prescribed in the Circular No. 56/2014/TT-BCT shall continuously apply to provisions of the Circular No. 56/2014/TT-BCT and the relevant parties may request re-calculation of electricity prices according to approved investment when it is available.

2d. New power plant projects commenced before the effective date of this Circular shall continuously apply to the provisions on the total investment used for calculating electricity prices under the Circular No. 56/2014/TT-BCT and Circular No. 51/2015/TT-BCT.”

14. Clause 9 Article 2 and Clause 5 Article 3 shall be annulled.

...

16. Appendix 1a shall be added as follows:

“Appendix 1a

COAL PRICES AND FREIGHTS FOR POWER PLANTS

1. Coal prices and basic coal freights

a) The basic coal price (VND/ton) shall be converted into VND/kg and determined as follows:

Where

P_0,m: For the domestic coal purchase agreement, the coal price is stated in Clause 3 Article 1 herein.

For the coal import agreement: The coal price shall be the price including FOB price determined according to the coal import agreement, loss, management charges and insurance fees (if any) agreed upon by the electricity buyer and seller and import duties and charges shall be subject to regulations but shall not include the coal freight or coal transshipment price. If the coal import agreement fails to separate the freight, the fuel price in the base year shall be equal to the price stated in such agreement;

...

V_m: Coal volume stated in coal purchase agreements m (ton);

M: Total number of coal purchase agreements.

b) The basic coal freight (VND/ton) shall be expressed as VND/kg and equal to the weighted average of volume and the coal freight under the imported coal transport agreement or domestic coal transport agreement, Where

For a domestic coal transport agreement, the coal freight is the freight or the freight of coal from the domestic transshipment warehouse of the coal trader to the power plant as stated in the domestic coal transport agreement.

For an imported coal transport agreement, the coal freight with the VND and foreign currency exchange rates at the time for determining the freight of the basic coal shall be agreed upon by both parties in accordance with the imported coal transport agreement.

For the coal purchase agreement already included the coal freight: If the coal freight is able to be separated, it shall be determined according to terms of the coal purchase agreement. If the coal freight fails to be separated, it shall be 0 (zero).

2. Coal prices and coal freights at the time for payment

a) The coal price (VND/ton) at the time for payment shall be determined as follows:

...

P_{m, j,t}: Coal price at the time for payment calculated by weighted average of the coal volume (VND/ton) determined as follows:

P_q: The coal price determined according to the coal invoice issued by the seller in line with the coal import agreement or domestic coal purchase agreement m arising in the payment month t, including the cost components mentioned in Point a Clause 1 this Appendix. For the domestic coal purchase agreement, the exchange rate X_j,t in this case shall be equal to 1);

X_j,t: Foreign exchange rate between VND and foreign currency for purchasing coal in month t, determined at the time of issuing coal invoices at the selling rates of a commercial bank agreed upon by the seller and the buyer;

NT₀: Basic coal heating value (kcal/kg) stated in Clause 3 Article 1 herein;

NT_{j, t}: Average coal heating value of coal purchase agreements m in month t (kcal/kg) equal to weighted average of coal volume V_qand actual value of coal heat delivered and converted into total dry heating value of the coal purchase agreement, determined by the coal invoice arising in the month t and the verified coal quality (kcal/kg).

Q: Total number of valid coal invoices in month t;

V_q: Volume of coal (ton) calculated under coal purchase agreements in the coal invoice q arising in month t.

b) The coal freight (VND/ton) at the time for payment shall be determined as follows:

...

Where

NT₀: Basic coal heating value (kcal/kg) stated in Clause 3 Article 1 herein;

NT_{j, t}: Average coal heating value of the coal purchase agreement m in month t (kcal/kg) mentioned in Point a this Section;

: Coal freight at the time for payment (VND/ton) determined according to weighted average of coal freight and volume mentioned in coal transport invoices arising in month t stated in the imported coal transport agreement or domestic coal transport agreement.

For the coal purchase agreement including the coal freight: If the coal freight is able to be separated, it shall be determined according to terms of the corresponding coal purchase agreement. If the coal freight fails to be separated, it shall be 0 (zero).

17. Clause 2 Article 2 of the model PPA attached to the Circular No. 56/2014/TT-BCT (Appendix No. 3) shall be amended as below:

“2. Term of Agreement

Term of agreement shall be determined from the effective date of the Agreement to 25 years inclusive from the commercial operation date of the power plant."

Article 2. Amendments to certain articles of the Circular No. 57/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 by the Minister of Industry and Trade on methods and procedures for development and issuance of electricity price bracket (hereinafter referred to as "Circular No. 57/2014/TT-BCT"):

...

2. Clause 3 Article 6 shall be amended as follows:

“3. Investment rate is the investment in one (01) kW of the standard power plant (on average) on the basis of the total initially approved investment or updated exchange rates at the time for calculation. Component costs of investment rate shall include:

a) Construction expenses including expenses for construction works or work items; destruction and demolition of old architectural materials; construction leveling; construction of temporary works; auxiliary works for construction; temporary housing on the construction site;

b) Costs of equipment including costs of purchase of technological equipment, training in plant operation; installation, test and calibration, transport, insurance, taxes and other related charges;

c) Costs of compensation for site clearance and relocation decided by a competent state authority; costs of reinforcement of work foundations;

d) Project management costs including costs of organizing and implementing project management from establishment of the project till the project is completed and put into operation;

dd) Construction consulting costs including costs of hiring consultants on survey, design, construction supervision, examination and verification and other relevant costs;

e) Other costs including working capital during test run of the plant, loan interests, costs of getting loans during the construction process and other necessary costs;

g) Provisional costs including costs of additional quantity of work and provision for inflation during the construction process."

...

1. Clause 50 Article 3 shall be amended as follows:

“50. “strategic multipurpose hydropower plant” is a power plant stated in the Decision No. 2012/QD-TTg dated October 24, 2016 by the Prime Minister on the list of big power plants playing an important role on economy, society and national security and the Decision No. 4712/QD-BCT dated December 02, 2016 by the Minister of Industry and Trade on the list of cooperation in operation between power plants and big ones playing an important role on economy, society and national security.”.

2. Clause 3 Article 17 shall be amended as follows:

“3. The variable cost of the thermoelectric generating set shall be determined as follows:

a) Where the value of heat rate is determined, the variable cost of generating set shall be determined as follows:

Where

: Composition of variable prices adjusted for fluctuation of primary fuel costs (coal or gas) of the power plant (VND/kWh);

: Composition of variable prices adjusted for fluctuation of the cost of fuel (oil) of the power plant (VND/kWh);

...

- The component of variable prices adjusted for the fluctuation of the primary fuel expense of the power plant (VND/kWh), determined according to the following formula:

Where

: Average heat rate of primary fuel agreed upon by both parties on the basis of equipment specifications of the manufacturer or warranty specifications of the EPC contractor or test run on the generating set or the power plant carried out by a testing unit authorized by a competent state authority and calculated in proportion with the load prescribed in Appendix No. 1 attached to the Circular No. 56/2014/TT-BCT (kg/kWh or BTU/kWh);

For the power plant using coal taken from multiple agreements: Basic coal heating value (NT₀) using average heat rate shall be calculated according to the weighted average of volume and coal heating value that is converted into gross dry heating value and is mentioned in coal purchase agreements (kcal/kg).

: Primary fuel price including primary fuel freight.

- The component of variable prices adjusted for the fluctuation of the primary fuel expense of the power plant (VND/kWh) shall be determined according to the following formula:

Where

...

: Secondary fuel (oil) including freight and other charges (VND/kg).

- The average fuel consumption of fuel (primary or secondary) provided by the single buyer and adjusted for performance deterioration. In cases where the agreed thermal consumption is the average thermal loss of the project lifetime, it shall not be adjusted according to the coefficient of performance decline. Where an agreement or negotiation document only has a characteristic line at the rates of load, the heat rate of the generating set shall be determined at the level corresponding to electricity generating for several years from the power plant stated in the PPA.

In case the heat rate of the thermoelectric generating set is not specified in the agreement or in the negotiation documents of the PPA, the heat rate of the power plant is equal to heat rate of a power plant in the same group according to the electricity generation technology and the installed capacity. The system and market operator (SMO) shall be responsible for calculating the thermal power consumption of the standard power plant;

- The coefficient of performance deterioration of a thermoelectric generating set shall be equal to that stated in the agreement or in the electricity purchase negotiation document submitted by the single buyer.

In case the thermal power plant does not have data on the coefficient of performance deterioration in the agreement or in the negotiation document of the PPA, the coefficient of performance deterioration of the standard power plant shall be applied in the same group as such power plant that is determined by the SMO;

- The component of variable prices adjusted for other fluctuations of the power plant (VND/kWh) shall be determined according to the following formula:

Where

C_vlp: Total annual cost of auxiliary materials of the power plant determined by the volume and unit price of auxiliary materials used for electricity generation (VND);

...

C_k: Annual cost of maintenance and repairs calculated on the basis of the total investment for construction and installation and equipment of the power plant, the rate of regular repair expenses stated in Appendix No. 1 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT (VND);

P_t: Total capacity of the power plant (kW);

k_CS: Average capacity loss rate calculated for the entire economic life of a power plant determined according to the provision of Point c Clause 2 Article 5 herein (%);

T_max: Maximum operating time of the average annual capacity for the whole life of the power plant project (hour) and specified in Appendix No. 1 of the Circular 56/2014/TT-BCT.

b) If heat rate is not specified in the agreement or in the negotiation document of the PPA and no standard power plant in the appropriate group, the variable cost of the generating set shall be equal to the variable electricity price (including the primary fuel freight) stated in the agreement updating factors affecting the variable price of year N according to the method negotiated in the agreement."

3. Clause 1 and Clause 2 Article 22 shall be amended as follows:

“1. The quoted ceiling price for the thermoelectric generating set shall be determined as follows:

P_tr = (1 + K_DC) x (P_NLC x H_R_C + P_NLP x HR_P)

Where

...

K_DC:Coefficient of the ceiling price based on classification results of the thermoelectric generating set. For thermoelectric generating set with normal run: K_DC = 0%; back-up thermoelectric generating set: K_DC = 5%; peak thermoelectric generating set: K_DC = 20%;

P_NLC: Primary fuel price (including primary fuel freight) of the thermoelectric generating set (VND/kCal or VND/BTU);

P_NLP: Price of secondary fuel of thermoelectric generating set (VND/kCal or VND/BTU);

HR_C: Primary fuel consumption at average thermoelectric generating set (BTU/kWh or kCal/kWh);

HR_P: The secondary fuel consumption at the average load of the thermoelectric generating set (BTU/kWh or kCal/kWh).

2. If heat rate is not specified in the agreement or in the negotiation document of the PPA and no standard power plant in the same group:

a) The quoted ceiling price for the thermoelectric generating set shall be determined according to the following formula:

Where

...

K_DC: Coefficient of the ceiling price based on classification results of the thermoelectric generating set. For thermoelectric generating set with normal run: K_DC = 0%; back-up thermoelectric generating set: K_DC = 5%; peak thermoelectric generating set: K_DC = 20%;

: The variable price (including the primary fuel freight) for year N under the PPA of the power plant (VND/kWh).

b) The variable price (including the primary fuel freight) used to calculate the bid price ceiling of the quotation is the estimated variable price for year N provided by the single buyer to the SMO.

4. Article 37a shall be added after Article 37 as follows:

“Article 37a. Adjustment of hourly contracted quantity of energy (Qc)

1. Cases where Qc may be adjusted:

a) The boiler of the coal-fire power generating set having multiple boilers breaks down or the generating set of the power plant breaks down;

b) The boiler of the coal-fire power generating set having multiple boilers or the generating set of the power plant prolongs the time for repair compared to the approved schedule and is included in the hourly Qc.

2. In the cases where there is adequate proof to certify cases prescribed in Point a Clause 1 this Article, the hourly Qc shall be adjusted according to the following rules:

...

b) If the time of breakdown is more than 72 hours:

- During the period from the time the breakdown happening to the 72^nd transaction period: Remain the Qc allocated to the power plant;

- During the period from the 73^rd transaction period to the time the generating set is repaired and available to use:

+ If actual electricity generating at the delivery point (Qmq) of the plant is lower than the Qc of the plant in this period, the hourly Qc shall be adjusted to the Qmq of the power plant;

+ If the Qmq of the power plant is higher than or equal to the Qc of the power plant in this period, the Qc shall not be adjusted.

3. In cases where there is adequate proof to certify cases specified in Point b Clause 1 this Article, the hourly Qc shall be adjusted according to the following rules:

In prolonged repair cycles, if there is a cycle in which the Qmq is lower than the Qc of the power plant, the hourly Qc in those cycles shall be adjusted to the Qmq of the plant.

4. The generating unit directly making transactions shall cooperate with the SMO to verify the events specified in Clause 1 this Article as prescribed in the joint cooperation process of events used for making payments on the market issued by the Director of the ERA and sent to the single buyer and directly to the generating unit for use as a basis for adjusting the hourly Qc of the power plant. For the cases where the boiler breakdown of the coal-fire power generating set having multiple boilers are confirmed:

a) If there is adequate data from the distributed control system (DCS) or other equivalent control systems for this event: Perform event validation based on these data;

...

5. The single buyer and direct generating unit shall re-conclude the monthly and hourly Qc of the plant which has been adjusted in accordance with Clause 1, Clause 2 and Clause 3 this Article.”

5. Clause 12 and Clause 14 Article 80 shall be amended as follows:

“12. For the power plant having electricity generating sets separated from the national power system and connected to the electricity grid purchasing power from abroad, based on the year-ahead forecast carried out by the SMO, year-ahead participation in the electricity market and payment made to this power plant shall be regulated as follows:

a) Where the year-ahead forecast, the power plant having electricity generating sets connected to the electricity grid purchasing power from abroad for 180 days or more, such power plant shall be separated out of the electricity market in the following year. All electricity generated by the plant in the following year shall be paid according to electricity prices stated in the PPA already concluded with the single buyer;

b) In case of year-ahead forecast and the power plant having their connected power grids purchasing power from abroad for less than 180 days, such power plant shall for participate in the electricity market in the following year (the direct generating unit). For transaction days in a year that the power plant has generating sets separated from the national power system and connected to the electricity grid purchasing power from abroad, total electricity generating from the power plant on the delivery date and generating sets having cycles separated from the national power system and connected to the electricity grid purchasing power from abroad shall be paid according to electricity prices stated in the PPA concluded with the single buyer.

14. Where a power plant having generating sets involving in the test run of an automatic generation control (AGC) at the request of the SMO, the entire power plant shall be separated out of the electricity market, and the entire electricity of the plant transmitting to the grid in trial cycles shall be paid at the price of the PPA (full Pc) concluded with the single buyer. Before December 01 of year N-1, the SMO shall make and publish the list of electricity generating sets planned to participate in the test run of the AGC in year N for members engaging in the electricity market.”

6. Chapter VIa (after Chapter VI) of the Circular No. 30/2014/TT-BCT shall be added as follows:

"Chapter VIa

MECHANISM FOR PARTICIPATING IN COMPETITIVE ELECTRICITY GENERATION MARKET OF POWER PLANTS LOCATED IN INDUSTRIAL PARKS

...

An generating unit possessing the power plant located in an industrial park (hereinafter referred to as “electricity generator”) with a capacity of over 30 MW and connected to the national power system and selling part of electricity to the national power system (except for the cases where the PPA has been concluded before January 01, 2016 and such PPA still remains effective after January 01, 2016 according to the provision of Clause 1 Article 1 of the Circular No. 51/2015/TT-BCT dated December 29, 2015 by the Minister of Industry and Trade on amendments to certain articles of the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 by the Minister of Industry and Trade on operation of the competitive electricity generation market and the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 by the Minister of Industry and Trade on determination of electricity pricing and procedures for inspection of power purchase agreements (hereinafter referred to as “Circular No. 51/2015/TT-BCT”) shall:

1. Register to participate in the electricity market under the Circular No. 30/2014/TT-BCT and Clause 2, Clause 3 and Clause 4 Article 1 of the Circular No. 51/2015/TT-BCT.

2. Invest in and complete a system of equipment for connection to the electricity market information system, SCADA/EMS and electricity metering system to determine electricity generating from each generating set and the local load to satisfy requirements for operation of the electricity market stipulated in Clause 5 Article 4 of the Circular No. 30/2014/TT-BCT.

3. Comply with regulations on operating the competitive electricity generation market of the Circular No. 30/2014/TT-BCT and Circular No. 51/2015/TT-BCT when entering the electricity market.

4. Conclude PPAs according to provisions of the Circular No. 56/2014/TT-BCT and the Circular No. 51/2015/TT-BCT and this Circular.

Article 88b. Year/month/week-ahead operation plans

1. The generating unit shall provide the SMO with data used for calculation and preparing year/month/week-ahead operation plans under provisions of Chapter IV of the Circular No. 30/2014/TT-BCT, Article 1 of the Circular No. 51/2015/TT-BCT and regulations stated in procedures for management and operation of information technology systems on the electricity market operation and information about the electricity market published by the Director of the ERA.

2. Before July 15 every year, the generating unit shall provide the SMO with the estimated internal load for each month of the following year.

3. Before the 20^th day of each month, the generating unit shall provide the SMO with the estimated internal load of the following month.

...

Article 88c. Electricity market operation in on a day-ahead and hour-ahead basis

1. The generating unit shall comply with regulations on electricity market operation on a day-ahead and hour-ahead basis mentioned in Chapter V of the Circular No. 30/2014/TT-BCT.

2. Before 2 p.m. on day D-2, the generating unit shall provide the SMO with the chart of the estimated internal load of the power plant located in the industrial park in each transaction cycle of day D. The tolerance in the estimated internal load shall be +/- 10%. During test run or new investment, the tolerance in the estimated internal load shall be +/- 15%.

3. Day-ahead pricing: The generating unit shall make and send to the SMO the price quoted for the power plant located in the industrial park stipulated in Article 41 and Article 45 of the Circular No. 30/2014/TT-BCT and the generating unit shall:

a) Offer to sell the entire available capacity of each electricity generating set;

b) Offer price for internal load:

- In the cases where the internal load is higher than the lowest stable capacity of a generating set, it shall be offered at VND 0/kWh for estimated electricity to be supplied for the internal load;

- In the cases where the internal load is lower than the lowest stable capacity of a generating set, it shall be offered at VND 0/kWh for the lowest stable electricity generation capacity;

c) Remaining excess capacity: The offered price shall comply with the floor price quoted by the thermoelectric generating set specified in Article 10 of Circular No. 30/2014/TT-BCT and the ceiling price quoted by the SMO according to the provision of Clause 4 Article 88b this Chapter;

...

dd) The generating unit shall develop the quotation in line with the specifications of each generating set, the specifications mentioned in the PPA and those related to the steam load off the plant (if any).

4. Hour-ahead pricing: The generating unit shall make and send to the SMO the hour-ahead quotation for the power plant located in the industrial park and the internal load updated in the following hour. The generating unit shall update the hour-ahead quotation and internal load at least 45 minutes prior to the transaction cycle.

Article 88d. Real-time scheduling and mobilization

1. The SMO shall schedule the mobilization of power plants located in the industrial park on the basis of the quotation made by the generating unit in accordance with the provisions of Sections 1, 2 and 3 Chapter V of the Circular No. 30/2014/TT-BCT.

2. Before the transaction cycle, the generating unit shall update the actual speed of electricity generating sets (in the hour-ahead quotation) to serve real-time scheduling, mobilization and calculation of payments on the electricity market.

3. In cases where the electricity source is overloaded, the SMO shall mobilize the power plant not lower than the local charge. Where the on-site load is less than the minimum stable power, the SMO shall mobilize the plant with the minimum stable capacity of the unit.

Article 88dd. Payment calculation in the electricity market

1. Metering of electricity generating from power plants serving payment in the electricity market shall include:

a) Electricity paid in accordance with the price offered for power plants located in the industrial park with offered prices higher than ceiling prices on the market (Qbp) in the transaction cycle i: Determined according to the provision of Clause 3 Article 70 of the Circular No. 30/2014/TT-BCT;

...

c) Electricity generating different from the moderation order (Q_du) in the transaction cycle i: Determined according to the provision of Clause 2 Article 70 of the Circular No. 30/2014/TT-BCT and Clause 2 Article 47 of the process of scheduling mobilization of generating sets, real-time operation and calculation of payment on the electricity market issued by the Director of the ERA. The electric terminal meter shall be used to determine the error of the moderation order;

d) Electricity paid according to the system marginal price (SMP) in the transaction cycle shall be determined as follows:

- If Qdu_i > 0: Qsmp_i = Qm_i - Qdu_i - Qcon_i - Qbp_i

- If Qdu_i ≤ 0: Qsmp_i = Qm_i - Qcon_i - Qbp_i

Where

Qm_i: Electricity transmitting to the electric system in the transaction cycle i (determined according to electricity metered at the delivery point in the transaction cycle);

Qdu_i: Electricity generating different from the moderation order in the transaction cycle i;

Qbp_i: Electricity paid according to the price offered in the transaction cycle i to the power plant located in the industrial park with offering price higher than the ceiling price on the market (kWh);

Qcon_i: Increased generating electricity of the power plant located in the industrial park in the transaction cycle i (kWh);

...

Qc_i = Qhc_i × β

Where

Qc_i: Electricity paid at the price of the PPA in different types to the power plant located in the industrial park in each transaction cycle i (VND);

β: Rate of electricity paid at the price of PPA to the power plant located in the industrial park regulated by the ERA for each power plant located in the industrial park depending on the type of technology and geographic location.

Qhc_i: Electricity calibrated in the transaction cycle i (kWh) determined as follows:

- If Qdu_i > 0: Qhc_i = Qm_i - Qdu_i;

- If Qdu_i ≤ 0: Qhc_i = Qm_i.

Where

Qm_i: Electricity transmitting to the electricity system in the transaction cycle i (determined according to electricity metered at the delivery point in the transaction cycle).

...

3. Payment for power plants located in the industrial park in each transaction cycle and payment cycle shall include:

a) Payment at SMP;

b) Payment for market capacity;

c) Payment made under the price of the PPA of different types;

d) Other payments (if any).

4. The payment at SMP for each transaction cycle shall be calculated as follows:

Rg_i = Rsmp_i + Rbp_i + Rcon_i + Rdu_i

Where

Rg_i: Payment at SMP to the power plant located in the industrial park in each transaction cycle i (VND);

...

Rbp_i: Payment for electricity made according to the offered price to the power plant offering a price greater than the ceiling price on the market in the transaction cycle i calculated in accordance with provisions of the Circular No. 30/2014/TT-BCT (VND);

Rcon_i: Payments for additional electricity generation in transaction cycle i are calculated in accordance with Circular No. 30/2014/TT-BCT (VND);

Rdu_i: Payment for electricity generation different from mobilized electricity under the moderation order in the transaction cycle i calculated in accordance with provisions of the Circular No. 30/2014/TT-BCT (VND);

β: The ratio of electricity to be paid under the agreement price to the plant located in the industrial park determined by the ERA for each power plant located in the industrial park according to the type of technology and geographic location.

5. Payment of market capacity for each transaction cycle shall be calculated as follows:

Rcan_i = Qm_i × CAN_i

Where

Rcan_i: Payment for capacity of the power plant located in the industrial park in each transaction cycle i (VND);

Qm_i: Electricity transmitting to the electricity system in the transaction cycle i (determined according to electricity metered at the delivery point in the transaction cycle);

...

6. Payment made according to the price of the PPA in different types for each transaction cycle shall be calculated as follows:

Rc_i = Qc_i × (Pc - SMP_i - CAN_i)

Where

Rc_i: Payment made under the price of the PPA in different types to the power plant located in the industrial park in each transaction cycle i (VND);

Qc_i: Electricity paid according to the price of the PPA in different types to the power plant located in the industrial park in each transaction cycle i determined according to Point dd Clause 1 this Article (VND);

Pc: Price of the PPA (VND/kWh);

SMP_i: SMP in the transaction cycle i (VND/kWh);

CAN_i: Market capacity price in transaction cycle i (VND/kWh);

7. For other payments (if any), except for payment for initial expenses due to overflows stated in the provision of Article 80 of the Circular No. 30/2014/TT-BCT and Clause 24 of Article 1 of the Circular No. 51/2015/TT-BCT.

...

9. The generating unit shall cooperate with the SMO and the electricity wholesaler in calculating the payment, comparing and checking the payment list and making payments in line with the procedures stated in Chapter VI of the Circular No. 30/2014/TT-BCT.”

Article 4. Clause 7, Clause 9 and Clause 19 Article 1 of the Circular No. 51/2015/TT-BCT dated December 29, 2015 by the Minister of Industry and Trade on amendments to certain articles of the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 by the Minister of Industry and Trade on operation of competitive electricity generation market and the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 by the Minister of Industry and Trade on electricity pricing and procedures for inspection of PPAs shall be annulled.

The EVN shall not make temporarily payment or pay for electricity bills to power plants when they are operating and transmitting electricity to the grid without official conclusion of PPAs. The EVN shall report to the Ministry of Industry and Trade and cooperate with generating units in mobilizing, operating and making payments for electricity bills to power plants in case of mobilization of such power plants to ensure electricity generation.

Article 5. Transitional clause

The term of PPAs concluded by power plant projects before the effective date of this Circular shall be changed according to the agreement term specified in Clause 16 Article 1 herein; other contents of the agreements and electricity prices shall remain unchanged.

Article 6. Effect

1. The Circular comes into force from September 19, 2017.

2. Any issues arising in the course of implementation shall be reported to the Ministry of Industry and Trade.

...

MINISTER

Tran Tuan Anh

;

Thông tư 13/2017/TT-BCT sửa đổi Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư 57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Số hiệu:	13/2017/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Trần Tuấn Anh
Ngày ban hành:	03/08/2017
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

Văn bản được hướng dẫn - [0]

Văn bản được hợp nhất - [0]

Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [4]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [0]

Văn bản được dẫn chiếu - [3]

Văn bản được căn cứ - [5]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Văn bản liên quan cùng nội dung - [15]

Văn bản hướng dẫn - [4]

Văn bản hợp nhất - [7]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [2]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [0]

- 14 +

Tải Văn bản tiếng Việt
Tải Văn bản tiếng Anh
Tải Văn bản gốc

Chưa có Video

Hãy đăng nhập hoặc đăng ký Tài khoản để biết được tình trạng hiệu lực, tình trạng đã bị sửa đổi, bổ sung, thay thế, đính chính hay đã được hướng dẫn chưa của văn bản và thêm nhiều tiện ích khác