Thông tư 21/2015/TT-BCT Quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện 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: 21/2015/TT-BCT	Hà Nội, ngày 23 tháng 06 năm 2015

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ HỆ THỐNG ĐIỆN, TRÌNH TỰ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ HỆ THỐNG ĐIỆN

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

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

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

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này quy định trình tự lập, thẩm định, phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện và Hợp đồng mẫu cung cấp dịch vụ phụ trợ, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.

2. Thông tư này áp dụng đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Công ty mua bán điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và các Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.

3. Thông tư này sửa đổi, bổ sung Điều 68 Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1. Công suất khả dụng dự kiến của tổ máy là công suất lớn nhất dự kiến có thể đạt được khi tổ máy phát liên tục và ổn định trong khoảng thời gian ít nhất là 08 giờ.

2. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện, điều tần và dự phòng quay được huy động theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, nhằm đảm bảo tiêu chuẩn vận hành, duy trì độ tin cậy và an ninh hệ thống điện.

3. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ là đơn vị phát điện sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện được huy động cung cấp Dịch vụ phụ trợ theo lệnh điều độ. Đối với các dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện, Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ thuộc danh sách do Cục Điều tiết điện lực ban hành ký hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Chi phí cung cấp dịch vụ phụ trợ thuộc chi phí phát điện được thanh toán theo quy định hiện hành.

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

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

6. Mức giới hạn số giờ dừng máy cưỡng bức do các yếu tố không dự kiến trước được là tổng số giờ phải dừng máy trong năm do các yếu tố không dự kiến trước được tùy thuộc vào đặc thù của từng tổ máy và nhà máy gồm số giờ dừng máy do sự cố và số giờ dừng máy để sửa chữa hoặc bảo dưỡng các thiết bị ngoài kế hoạch được duyệt.

7. Năm N là năm áp dụng giá dịch vụ phụ trợ, tính từ ngày 01 tháng 01 đến hết ngày 31 tháng 12.

8. Năm N-1 là năm liền trước năm N.

9. Năm N-2 là năm liền trước năm N-1.

Chương II

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Mục 1. NGUYÊN TẮC XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phụ trợ

1. Đối với dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện, giá dịch vụ phụ trợ được xác định theo nguyên tắc đảm bảo bù đắp đủ chi phí thực tế hợp lý, hợp lệ cần thiết và có lợi nhuận hợp lý hàng năm cho đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ là các nhà máy nhiệt điện; giá chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn. Giá dịch vụ phụ trợ cho đơn vị này gồm các thành phần sau:

a) Giá cố định là thành phần để thu hồi tổng chi phí cố định cho hoạt động cung cấp dịch vụ phụ trợ của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ trong năm áp dụng giá;

b) Giá biến đổi là thành phần để thu hồi chi phí nhiên liệu và vật liệu cho sản xuất điện của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Giá khởi động của tổ máy phát điện là thành phần để thu hồi chi phí nhiên liệu và chi phí điện năng của tổ máy phát điện trong quá trình thao tác đưa tổ máy từ ngừng vận hành ở các trạng thái nóng, lạnh hoặc ấm sang vận hành sản xuất điện theo lệnh điều độ của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

2. Đối với dịch vụ điều tần, nguyên tắc huy động và xác định giá như sau:

a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện huy động các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam để cung cấp dịch vụ điều tần. Chi phí phát sinh thực tế, hợp lý, hợp lệ do cung cấp dịch vụ điều tần được tính vào chi phí sản xuất kinh doanh điện của các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu;

b) Đối với các nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện, chi phí phát sinh do cung cấp dịch vụ điều tần được thanh toán theo Quy định vận hành thị trường điện lực cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành hoặc các quy định liên quan khác.

3. Đối với dịch vụ dự phòng quay, đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng quay là nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện. Phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ dự phòng quay thực hiện theo quy định tại Mục 3 Chương này.

Mục 2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ DỰ PHÒNG KHỞI ĐỘNG NHANH, DỰ PHÒNG KHỞI ĐỘNG NGUỘI, VẬN HÀNH PHẢI PHÁT ĐẢM BẢO AN NINH HỆ THỐNG ĐIỆN

Điều 4. Phương pháp xác định giá cố định

1. Giá cố định (g_cđ) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

g_cđ:	Giá cố định (đồng/(kW.tháng));
G_cđ_,_N:	Tổng doanh thu cố định năm N của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ (đồng);
	Hệ số khả dụng kế hoạch năm của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này;
P_kd,i:	Công suất khả dụng dự kiến của tổ máy i trong năm N (kW);
n:	Số tổ máy phát điện của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xác định công suất khả dụng dự kiến của tổ máy trong năm N để thỏa thuận và đưa vào hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, làm cơ sở xác định giá cố định của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

2. Hệ số khả dụng kế hoạch () năm của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

	Số giờ sửa chữa tổ máy i theo kế hoạch sửa chữa trong năm N (giờ);
H_DMCB,i:	Mức giới hạn số giờ dừng máy cưỡng bức do các yếu tố không dự kiến trước được của tổ máy i trong năm N (giờ), do hai bên thỏa thuận;
n:	Số tổ máy của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Điều 5. Phương pháp xác định tổng doanh thu cố định

Tổng doanh thu cố định năm N (Gcđ,N) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:

G_cđ,N = C_KH + C_OM,N + C_LVDH + LN_N

Trong đó:

C_KH:	Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (đồng);
C_OM_,_N:	Tổng chi phí vận hành cố định năm N được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng);
C_LVDH:	Tổng chi phí trả lãi vay và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N cho đầu tư tài sản của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ (đồng);
LN_N:	Lợi nhuận định mức năm N (đồng).

1. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định (CKH) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định trong năm N căn cứ quy định về thời gian sử dụng và phương pháp trích khấu hao tài sản cố định quy định tại Thông tư số 45/2013/TT-BTC ngày 25 tháng 4 năm 2013 của Bộ Tài chính ban hành chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định và các văn bản thay thế, sửa đổi, bổ sung sau này.

2. Tổng chi phí vận hành cố định năm N (C_OM,N) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:

C_OM,N = C_VLcđ + C_TL + C_SCL + C_MN + C_K

Trong đó:

C_VLcđ:	Tổng chi phí vật liệu cố định năm N (đồng);
C_TL:	Tổng chi phí tiền lương năm N (đồng);
C_SCL:	Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N (đồng);
C_MN:	Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N (đồng);
C_K:	Tổng chi phí khác bằng tiền năm N (đồng).

a) Phương pháp xác định tổng chi phí vật liệu (C_VLcđ)

Tổng chi phí vật liệu cố định năm N (C_VLcđ) của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo chi phí vật liệu cố định của đơn vị năm N-2 đã được kiểm toán, loại trừ các chi phí đột biến bất thường, có tính trượt giá theo tỷ lệ 2,5%/năm.

b) Phương pháp xác định tổng chi phí tiền lương (C_TL)

Tổng chi phí tiền lương năm N (C_TL) bao gồm tổng chi phí tiền lương và các chi phí có tính chất lương như chi phí bảo hiểm y tế, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.

c) Phương pháp xác định tổng chi phí sửa chữa lớn (C_SCL)

Tổng chi phí sửa chữa lớn (C_SCL) được các bên thỏa thuận trên cơ sở giá trị do cấp có thẩm quyền phê duyệt. Trường hợp vì lý do khách quan dẫn đến thay đổi lịch sửa chữa chuyển từ năm hiện tại sang năm tiếp theo, các bên xem xét điều chỉnh chi phí sửa chữa năm tiếp theo đảm bảo chi phí sửa chữa lớn theo chu kỳ không đổi hoặc ít biến động.

d) Phương pháp xác định tổng chi phí dịch vụ mua ngoài (C_MN)

Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N (C_MN) là tổng các chi phí trả cho tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị về các dịch vụ thực hiện theo yêu cầu gồm: tiền nước, điện thoại, sách báo; chi phí điện mua ngoài; chi phí thuê tư vấn kiểm toán và chi phí cho các dịch vụ khác để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ năm N.

Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N được xác định theo chi phí dịch vụ mua ngoài của đơn vị năm N-2 đã được kiểm toán, loại trừ các chi phí đột biến bất thường, có tính trượt giá theo tỷ lệ 2,5%/năm.

đ) Phương pháp xác định tổng chi phí bằng tiền khác (C_K)

Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (C_K) là các chi phí gồm: Công tác phí, tàu xe đi nghỉ phép; chi phí hội nghị, tiếp khách; chi phí đào tạo; chi phí nghiên cứu khoa học, sáng kiến cải tiến; tiền ăn ca; chi phí dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; chi phí bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; chi phí nước uống trong giờ làm việc, bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại; chi phí sơ cấp cứu tai nạn lao động, thuốc chữa bệnh thông thường, phục hồi chức năng cho người lao động; chi phí trợ cấp mất việc làm, chi phí tuyển dụng; thuế đất; chênh lệch tỷ giá thực hiện tính theo quy định hiện hành và các khoản chi phí bằng tiền khác cho năm N.

Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (không bao gồm thuế đất, chênh lệch tỷ giá) được xác định theo chi phí bằng tiền khác của đơn vị năm N-2 đã được kiểm toán (trường hợp số liệu của năm N-1 đã được kiểm toán thì lấy số liệu năm N-1), loại trừ các chi phí đột biến bất thường, có tính trượt giá theo tỷ lệ 2,5%/năm.

3. Chi phí trả lãi vay và các khoản phí để vay vốn (C_LVDH): Căn cứ các Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu có tính pháp lý giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay.

4. Lợi nhuận năm N (LN_N) được xác định theo công thức sau:

LN_N = ROE x V_CSH

Trong đó:

ROE:

Tỷ suất lợi nhuận trước thuế thu nhập doanh nghiệp trên vốn chủ sở hữu năm N của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định bằng tỷ suất lợi nhuận chung của Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong phương án giá bán lẻ điện đang áp dụng. Đối với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ đã cổ phần hóa trước thời điểm Thông tư này có hiệu lực, tỷ suất lợi nhuận do hai bên thỏa thuận trên cơ sở các cam kết của nhà máy điện đối với các cổ đông trong phương án cổ phần hóa đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt trước đây;

V_CSH:

Vốn chủ sở hữu của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định trên cơ sở vốn chủ sở hữu đầu tư nhà máy điện tính đến ngày 31 tháng 12 năm N-2 theo báo cáo tài chính đã được kiểm toán (đồng).

Điều 6. Phương pháp xác định giá biến đổi

1. Giá biến đổi () của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ khi cung cấp dịch vụ phụ trợ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:	Giá biến đổi của tổ máy i khi phát ở mức công suất j (đồng/kWh);
b_i_,_j:	Định mức suất tiêu hao nhiên liệu tinh của tổ máy i ở mức công suất j được xác định theo đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của tổ máy (kg/kWh hoặc BTU/kWh);
G_n_l:	Giá nhiên liệu dùng cho sản xuất điện (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
C_vIp_,_i:	Định mức chi phí vật liệu phụ dùng cho sản xuất 01kWh điện năng của tổ máy i (đồng/kWh);
i:	Tổ máy i của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

2. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của tổ máy và định mức suất chi phí vật liệu phụ dùng cho sản xuất điện để thỏa thuận và đưa vào hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, làm cơ sở xác định giá biến đổi của các tổ máy. Trường hợp cần thiết, cho phép áp dụng đặc tuyến và định mức của năm N-1 cho năm N.

Điều 7. Phương pháp xác định giá khởi động

1. Giá khởi động () của tổ máy được xác định cho mỗi lần khởi động tổ máy ở từng chế độ khởi động, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:	Giá khởi động của tổ máy i ở chế độ khởi động j (đồng);
M_i,j:	Định mức tiêu hao nhiên liệu dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j (kg hoặc BTU);
G_n_l_kđ:	Giá nhiên liệu sử dụng cho khởi động của tổ máy (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
:	Định mức điện năng tự dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j (kWh);
g_kđ:	Giá điện đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ mua từ hệ thống điện để khởi động tổ máy, được xác định theo biểu giá bán lẻ điện (giá bình quân tuần theo giờ) hiện hành cho khách hàng sản xuất ở cấp điện áp cấp điện cho tự dùng của tổ máy (đồng/kWh);
:	Định mức tiêu hao nhiên liệu phụ dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j đối với nhà máy nhiệt điện than (kg);
g_nlp:	Giá nhiên liệu phụ sử dụng cho khởi động của tổ máy đối với nhà máy nhiệt điện than (đồng/kg);
:	Chi phí vật liệu phụ dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j đối với nhà máy nhiệt điện than (đồng);
j:	Chế độ khởi động của tổ máy (nóng, ấm hoặc lạnh);
i:	Tổ máy i của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

2. Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ có trách nhiệm xây dựng định mức tiêu hao nhiên liệu, vật liệu phụ và định mức điện năng tự dùng sử dụng cho khởi động nóng, khởi động ấm, khởi động lạnh của từng tổ máy để thỏa thuận và đưa vào hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, làm cơ sở xác định giá khởi động của các tổ máy. Trường hợp cần thiết, cho phép áp dụng định mức của năm N-1 cho năm N.

Mục 3. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ DỰ PHÒNG QUAY

Điều 8. Phương pháp xác định giá công suất dự phòng quay

1. Giá công suất dự phòng quay (SR_i) là thành phần giá được tính toán để thanh toán bổ sung cho phần công suất của nhà máy nhiệt điện trực tiếp tham gia thị trường điện được yêu cầu duy trì ở trạng thái dự phòng, sẵn sàng có thể được huy động cho hệ thống điện trong trường hợp cần thiết, được xác định theo công thức sau:

SR_j = Max [SMP_i, bid] - bid

Trong đó:

SR_i:	Giá cho 01 kw công suất dự phòng quay do tổ máy G cung cấp trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);
SMP_i:	Giá điện năng thị trường điện trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh);
bid:	Giá chào cao nhất của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng quay trên thị trường điện lực trong chu kỳ giao dịch i (đồng/kWh).

2. Công suất dự phòng quay dùng để tính thanh toán trong chu kỳ giao dịch i do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra, tổng hợp, công bố theo trình tự quy định tại Quy định vận hành thị trường điện lực cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành và chỉ thanh toán đối với phần công suất thực tế tham gia dịch vụ dự phòng quay.

Chương III

TRÌNH TỰ LẬP, THẨM ĐỊNH, PHÊ DUYỆT GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Điều 9. Trình tự lập, thẩm định và phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ

1. Trước ngày 01 tháng 11 năm N-1, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng giá dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện của các Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ trên hệ thống điện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.

2. Trước ngày 15 tháng 12 năm N-1, Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ năm N của các Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện.

Điều 10. Tài liệu phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ

Tài liệu trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định để trình Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện gồm các nội dung sau:

1. Tờ trình phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ.

2. 05 (năm) bộ thuyết minh tính toán giá dịch vụ phụ trợ, theo các nội dung chính sau:

a) Báo cáo thực hiện các chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật của các nhà máy đến 30 tháng 9 và ước thực hiện đến hết 31 tháng 12 năm N-1, bao gồm:

b) Báo cáo sản lượng điện năng giao nhận, suất tiêu hao nhiên liệu bình quân thực hiện năm N-1;

- Báo cáo kết quả hoạt động sản xuất kinh doanh: Doanh thu và các chi phí của nhà máy điện thực hiện đến hết 30 tháng 9 và ước tính doanh thu, chi phí và lợi nhuận của nhà máy điện đến hết 31 tháng 12 năm N-1.

b) Thuyết minh và tính toán giá dịch vụ phụ trợ cho năm N bao gồm:

Thuyết minh và bảng tính chi tiết kế hoạch sản xuất kinh doanh bao gồm các thành phần chi phí khấu hao, chi phí trả lãi vay, chi phí tiền lương, chi phí vật liệu phụ, chi phí sửa chữa lớn, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí khác bằng tiền, chi phí xông sấy, chênh lệch tỷ giá, lợi nhuận định mức để xác định chi phí cố định của nhà máy điện, giá cố định năm N của nhà máy điện.

c) Các tài liệu kèm theo gồm:

- Báo cáo tài chính tổng hợp năm N-2, báo cáo giá thành theo từng yếu tố của sản xuất kinh doanh điện năm N-2 đã được kiểm toán do cơ quan kiểm toán độc lập thực hiện (nếu có);

- Kế hoạch sửa chữa lớn trong năm N của các tổ máy của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;

- Đăng ký công suất khả dụng dự kiến trong năm N của tổ máy phát điện và Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;

- Đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của các tổ máy của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;

- Định mức vật liệu phụ dùng cho sản xuất điện của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;

- Định mức tiêu hao nhiên liệu và điện tử dùng cho khởi động tổ máy theo các chế độ khởi động nóng và nguội;

- Định mức điện năng sử dụng cho xông sấy tổ máy khi ngừng dự phòng;

- Giá nhiên liệu, vật liệu dự kiến năm N dùng cho sản xuất điện và sửa chữa thường xuyên.

Chương IV

HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

Điều 11. Áp dụng Hợp đồng mẫu cung cấp dịch vụ phụ trợ

1. Hợp đồng mẫu cung cấp dịch vụ phụ trợ quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này được áp dụng cho việc cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện giữa Đơn vị được chỉ định cung cấp dịch vụ phụ trợ và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

2. Hàng năm, các bên có trách nhiệm thống nhất và ký sửa đổi, bổ sung Hợp đồng quy định về giá dịch vụ phụ trợ theo quyết định của Bộ Công Thương và gửi Hợp đồng sửa đổi, bổ sung cho Cục Điều tiết điện lực.

Điều 12. Trình tự kiểm tra Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ

1. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ được hai bên ký tắt, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi dự thảo Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ cho Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.

2. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được dự thảo hợp đồng, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra và có ý kiến về hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ.

3. Chậm nhất 30 ngày làm việc kể từ ngày hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ được ký kết chính thức, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi 01 bản hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ cho Cục Điều tiết điện lực.

Chương V

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 13. Sửa đổi, bổ sung Điều 68 Thông tư số 30/2014/TT-BCT

Điều 68 Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh được sửa đổi, bổ sung như sau:

“Điều 68. Xác định công suất thanh toán

1. Các nguyên tắc xác định công suất thanh toán cho từng chu kỳ giao dịch

a) Các tổ máy tham gia phát điện trong mỗi chu kỳ trên thị trường được lập lịch nhận giá công suất thị trường cho chu kỳ đó trừ các tổ máy khởi động chậm đã ngừng để làm dự phòng, tổ máy đã ngừng sự cố;

b) Đối với các tổ máy không cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần, công suất thanh toán của tổ máy bằng sản lượng điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện trong chu kỳ giao dịch;

c) Đối với các tổ máy tham gia cung cấp dịch vụ dự phòng quay và điều tần, ngoài sản lượng điện năng của tổ máy tại vị trí đo đếm điện (tại điểm giao nhận) trong chu kỳ giao dịch, tổ máy được thanh toán thêm đối với công suất dự phòng quay và điều tần xác định theo quy định tại Khoản 2 và Khoản 3 Điều này.

2. Công suất dự phòng quay dùng để tính thanh toán trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo công thức sau:

Q_dpq = Min [{Min[(Q_dd,i _(QĐ) + Q_dpqcb)_, Q_cb] - Q_mq}, Q_dpqcb]

Trong đó:

Q_dpq:	Lượng công suất thanh toán dự phòng quay của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i tại vị trí đo đếm (kW);
Q_{dđ i}_(QĐ):	Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Q_dpqcb:	Công suất dự phòng quay công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
Q_cb:	Công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
Q_mq:	Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (kWh).

3. Công suất điều tần dùng để tính thanh toán trong chu kỳ giao dịch i được tính toán theo công thức sau:

Q_đt = Min [{Min[(Q_{dd,i (QĐ)} + Q_đtcb), Q_cb] - Q_mq}, Q_đtcb]

Trong đó:

Q_đt:	Lượng công suất thanh toán điều tần của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i đã quy đổi về vị trí đo đếm (kW);
Q_{dd,i (QĐ)}:	Sản lượng huy động theo lệnh điều độ được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kWh);
Q_đtc_b:	Công suất điều tần công bố cho ngày tới của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
Q_c_b:	Công suất công bố của tổ máy trong bản chào lập lịch của tổ máy được quy đổi về vị trí đo đếm trong chu kỳ giao dịch i (kW);
Q_mq:	Sản lượng điện năng đo đếm của tổ máy trong chu kỳ giao dịch i (kwh).

4. Trước 9h00 ngày D+2, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố lượng công suất thanh toán của từng tổ máy trong các chu kỳ giao dịch của ngày D.”

Điều 14. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Ban hành danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện trước ngày 15 tháng 12 hàng năm;

b) Thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ của các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ;

c) Kiểm tra Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ;

d) Hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này và giải quyết các tranh chấp phát sinh liên quan.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:

a) Lập danh sách các nhà máy điện cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện trình Cục Điều tiết điện lực xem xét, ban hành hàng năm;

b) Thỏa thuận, thống nhất giá dịch vụ phụ trợ với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ;

c) Đàm phán, ký kết hoặc ủy quyền cho Công ty mua bán điện đàm phán, ký kết hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ; trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ;

d) Trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ đã thỏa thuận với Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

3. Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện có trách nhiệm:

a) Đàm phán, ký kết hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ;

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 cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Điều 15. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 07 tháng 8 năm 2015.

2. Sửa đổi, bổ sung Điều 68 Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh.

3. Tập đoản Điện lực Việt Nam và Đơn vị cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh, dự phòng khởi động nguội, vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện thực hiện thỏa thuận, thống nhất giá dịch vụ phụ trợ cho năm 2015 theo phương pháp được quy định tại Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định để trình Bộ Công Thương phê duyệt ngay sau khi Thông tư có hiệu lực thi hành.

4. Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản ánh về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.

Nơi nhận:
- Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Văn phòng Tổng bí thư;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao;
- Tòa án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Bộ trưởng, 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 Việt Nam;
- Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam;
- Các Tổng Công ty phát điện;
- Công ty mua bán điện;
- Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Hoàng Quốc Vượng

PHỤ LỤC

HỢP ĐỒNG MẪU CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ HỆ THỐNG ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 06 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

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

HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

NHÀ MÁY ĐIỆN ……………………………………………………………….

Giữa

CÔNG TY [Tên công ty]

(BÊN BÁN)

- và -

TẬP ĐOÀN ĐIỆN LỰC VIỆT NAM

(BÊN MUA)

HỢP ĐỒNG SỐ: .../20.../DVPT/[tên Công ty]-[EVN]

Hà Nội, tháng .../20....

MỤC LỤC

Điều 1. Định nghĩa

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn của hợp đồng

Điều 3. Mua bán dịch vụ phụ trợ

Điều 4. Cam kết thực hiện

Điều 5. Trách nhiệm đấu nối và hệ thống đo đếm điện

Điều 6. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

Điều 7. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

Điều 8. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng và chế tài áp dụng

Điều 9. Chấm dứt và tạm ngừng thực hiện Hợp đồng

Điều 10. Bồi thường thiệt hại

Điều 11. Các trường hợp miễn trách nhiệm đối với hành vi vi phạm

Điều 12. Giải quyết tranh chấp

Điều 13. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ

Điều 14. Lưu giữ hồ sơ và cung cấp thông tin

Điều 15. Các chi phí khác

Điều 16. Đại diện có thẩm quyền và trao đổi thông tin

Điều 17. Bảo mật thông tin

Điều 18. Các thỏa thuận khác

Phụ lục 1. CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

Phụ lục 2. HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

Phụ lục 3. THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

Phụ lục 4. CÁC THÔNG TIN CẦN THIẾT CHO HỆ THỐNG SCADA/EMS

Phụ lục 5. GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

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

HỢP ĐỒNG CUNG CẤP DỊCH VỤ PHỤ TRỢ

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

Căn cứ Thông tư số 21/2015/TT-BCT ngày 23 tháng 06 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện;

Căn cứ nhu cầu mua, bán dịch vụ phụ trợ của hai bên,

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán: __________________________________________________________________

Địa chỉ: ____________________________________________________________________

Điện thoại: _____________________________ Fax:________________________________

Mã số thuế:_________________________________________________________________

Tài khoản: _____________________________ Ngân hàng __________________________

___________________________________________________________________________

Đại diện: ___________________________________________________________________

Chức vụ: __________________________________ được sự ủy quyền của __________

_________________________________________________________ theo văn bản ủy quyền

số_______________________________, ngày ____tháng ___ năm _________

Bên mua: Tập đoàn Điện lực Việt Nam

Địa chỉ: ____________________________________________________________________

Điện thoại: _____________________________ Fax: _______________________________

Mã số thuế: ________________________________________________________________

Tài khoản: _____________________ Ngân hàng___________________________________

___________________________________________________________________________

Đại diện: ___________________________________________________________________

Chức vụ: ______________________________ được sự ủy quyền của ________________

_______________________________________________________ theo văn bản ủy quyền

số___________________ , ngày ___ tháng ____ năm __________________

Cùng nhau thống nhất ký kết Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo các nội dung sau:

Điều 1. Định nghĩa

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

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

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

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

4. Dịch vụ phụ trợ là các dịch vụ gồm (dự phòng khởi động nhanh), (dự phòng khởi động nguội), (vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện) do Bên bán cung cấp theo yêu cầu của Bên mua, nhằm đảm bảo tiêu chuẩn vận hành, duy trì độ tin cậy và an ninh hệ thống điện.

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

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

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

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

9. Hệ thống đo đếm dự phòng là hệ thống bao gồm tất cả các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường) và mạch điện nhị thứ đấu nối giữa các thiết bị này, được lắp đặt tại các vị trí theo thỏa thuận của hai bên với mục đích kiểm tra và dự phòng cho Hệ thống đo đếm chính.

10. Hợp đồng là Hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ này, bao gồm các Phụ lục và các sửa đổi, bổ sung sau này.

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

12. Ngày là ngày dương lịch.

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

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

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

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

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn của hợp đồng

1. Hiệu lực Hợp đồng

Hợp đồng có hiệu lực kể từ ngày Hợp đồng được đại diện có thẩm quyền của hai bên ký chính thức hoặc theo thỏa thuận của hai bên quy định trong Hợp đồng này.

2. Thời hạn Hợp đồng

Trừ khi gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng quy định tại Điều 9 Hợp đồng này, Hợp đồng có thời hạn kể từ ngày Hợp đồng có hiệu lực đến ngày kết thúc hoạt động của Thị trường phát điện cạnh tranh theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

Điều 3. Mua bán dịch vụ phụ trợ

1. Bên bán cam kết cung cấp các Dịch vụ phụ trợ gồm: (dự phòng khởi động nhanh), (dự phòng khởi động nguội), (dịch vụ phụ trợ vận hành phải phát đảm bảo an ninh hệ thống điện) theo Lệnh điều độ và phù hợp với Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành.

2. Bên bán có nghĩa vụ đảm bảo Nhà máy điện luôn sẵn sàng cung cấp Dịch vụ phụ trợ theo yêu cầu của Bên mua với các tiêu chuẩn quy định tại Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành và theo đặc tính kỹ thuật quy định tại Phụ lục 1 và Phụ lục 3 của Hợp đồng.

3. Giá dịch vụ phụ trợ được quy định hàng năm tại Phụ lục 5 của Hợp đồng. Trước ngày 31 tháng 12 hàng năm, Bên mua và Bên bán có nghĩa vụ ký sửa đổi, bổ sung Hợp đồng quy định về giá dịch vụ phụ trợ sau khi có quyết định phê duyệt giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện của Bộ Công Thương.

4. Bên mua cam kết thanh toán khoản tiền cung cấp Dịch vụ phụ trợ hàng tháng cho Bên bán theo quy định tại Điều 7 và Phụ lục 5 của Hợp đồng.

Điều 4. Cam kết thực hiện

Hai bên cam kết như sau:

1. Việc ký kết và thực hiện Hợp đồng của một bên không vi phạm các quy định trong điều lệ doanh nghiệp của bên đó, không vi phạm các quy định của pháp luật có liên quan hoặc hợp đồng, thỏa thuận khác mà bên đó là một bên tham gia.

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

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

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

Điều 5. Trách nhiệm đấu nối và hệ thống đo đếm điện

1. Trách nhiệm đấu nối

Bên bán có trách nhiệm:

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

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

2. Hệ thống đo đếm

a) Bên bán có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành, bảo dưỡng và kiểm định định kỳ hàng năm thiết bị của Hệ thống đo đếm chính và Hệ thống đo đếm dự phòng. Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải do tổ chức có thẩm quyền hoặc được ủy quyền thực hiện. Các thiết bị đo đếm phải được niêm phong, kẹp chì sau khi kiểm định;

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

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

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

đ) Sản lượng điện mua bán giữa Bên mua và Bên bán được xác định theo phương thức giao nhận điện năng tại Phụ lục 2 của Hợp đồng.

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

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

(ii) Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố không hoạt động, hai bên căn cứ vào tình trạng sự cố và sai số thực tế của các hệ thống đo đếm trên cơ sở các biên bản của đơn vị kiểm định và số liệu được hai bên công nhận để thống nhất phương pháp tính toán và xác định sản lượng điện năng cần hiệu chỉnh trong thời gian đo đếm không chính xác. Nếu không thống nhất về phương pháp và kết quả sản lượng điện năng mua bán cần hiệu chỉnh thì hai bên có trách nhiệm thực hiện thủ tục giải quyết tranh chấp tại Điều 12 của Hợp đồng.

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

Điều 6. Điều độ và vận hành Nhà máy điện

1. Nghĩa vụ đăng ký phương thức huy động

Bên bán có nghĩa vụ đăng ký với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia và gửi cho Bên mua bản đăng ký phương thức huy động từng tổ máy của Nhà máy điện theo Quy trình lập kế hoạch vận hành hệ thống điện quốc gia do Cục Điều tiết điện lực ban hành, gồm:

a) Công suất khả dụng công bố, sản lượng điện dự kiến và kế hoạch sửa chữa từng tháng của năm sau;

b) Công suất khả dụng công bố, sản lượng điện dự kiến và kế hoạch sửa chữa của tháng tới;

c) Công suất khả dụng công bố, sản lượng điện dự kiến và lịch bảo dưỡng sửa chữa của tuần kế tiếp;

d) Công suất khả dụng công bố hàng giờ và sản lượng điện dự kiến của ngày tới trước 10h00 hàng ngày.

2. Vận hành Nhà máy điện

a) Bên bán có trách nhiệm tuân thủ các quy định về điều độ và vận hành Nhà máy điện theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành, Quy chuẩn kỹ thuật và tiêu chuẩn ngành điện và các văn bản có liên quan khác. Bên bán có nghĩa vụ vận hành các tổ máy của Nhà máy điện theo đặc tính kỹ thuật tại Phụ lục 1 và Phụ lục 3 của Hợp đồng;

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

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

Điều 7. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

1. Lập hóa đơn và thanh toán tiền điện

a) Trước ngày (...) hàng tháng, Bên bán gửi thông báo thanh toán tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua.

Hồ sơ thanh toán dịch vụ phụ trợ của tháng trước liền kề (sau đây gọi tắt là Hồ sơ thanh toán) bao gồm: Xác nhận sản lượng điện năng theo chỉ số chốt công tơ, bảng công suất khả dụng công bố và thực hiện hàng ngày, bản đề nghị xác nhận hệ số khả dụng thực hiện và số lần khởi động được thanh toán, bảng tổng hợp giá trị thanh toán kèm theo các bảng tính chi tiết các khoản thanh toán quy định tại Phụ lục 5 của Hợp đồng và các tài liệu liên quan khác.

b) Trong thời hạn 03 ngày kể từ ngày nhận được Hồ sơ thanh toán, Bên mua kiểm tra tính chính xác của Hồ sơ thanh toán. Trường hợp phát hiện có sai sót, Bên mua thông báo bằng văn bản cho Bên bán để hoàn chỉnh Hồ sơ thanh toán. Quá ngày 15 hàng tháng, nếu Bên mua không gửi thông báo cho Bên bán thì Hồ sơ thanh toán được xem là thống nhất;

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

d) Chậm nhất đến ngày (...) (ngày đến hạn thanh toán), Bên mua có nghĩa vụ thanh toán toàn bộ khoản tiền ghi trong hóa đơn thanh toán tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ của tháng trước liền kề bằng phương thức chuyển khoản. Phí chuyển khoản do Bên mua chi trả;

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

2. Tranh chấp trong thanh toán

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

b) Trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp, Bên bán phải gửi văn bản trả lời chính thức cho Bên mua. Trường hợp hai bên không thống nhất về khoản tiền tranh chấp, một trong hai bên có quyền thực hiện các quy định giải quyết tranh chấp tại Điều 12 của Hợp đồng;

c) Trường hợp bên mua không có thông báo bằng văn bản trước ngày đến hạn thanh toán về khoản tiền ghi trong hóa đơn hoặc bên bán không có văn bản trả lời chính thức cho Bên mua về khoản tiền tranh chấp trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày nhận được thông báo về khoản tiền tranh chấp thì bên đó được xem là từ bỏ quyền khiếu nại về khoản tiền phải thanh toán trong hóa đơn đã phát hành.

3. Xác định tiền lãi

Việc tính lãi được áp dụng cho:

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

b) Khoản tiền phải trả theo quyết định giải quyết tranh chấp quy định tại Điều 12 của Hợp đồng;

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

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

4. Bù trừ

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

Điều 8. Các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng và chế tài áp dụng

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. Chế tài áp dụng

a) Trường hợp xảy ra sự kiện vi phạm cơ bản và sự kiện này tiếp tục kéo dài, bên bị vi phạm có quyền áp dụng các chế tài được quy định tại Điều 9 Hợp đồng đối với bên vi phạm;

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

Điều 9. Chấm dứt và tạm ngừng thực hiện Hợp đồng

1. Chấm dứt Hợp đồng theo thỏa thuận

Các bên có quyền thỏa thuận bằng văn bản để chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn.

2. Đơn phương chấm dứt Hợp đồng

a) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng theo quy định tại điểm a, điểm c khoản 1; điểm a, điểm c khoản 2 Điều 8 của Hợp đồng và sự kiện vi phạm này kéo dài làm ảnh hưởng tới một bên trong Hợp đồng, bên bị vi phạm có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 90 ngày kể từ ngày gửi thông báo cho bên kia;

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

c) Trường hợp xảy ra sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng của một bên theo quy định tại điểm b khoản 1, điểm b khoản 2 Điều 8 Hợp đồng, bên bị ảnh hưởng có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 30 ngày kể từ ngày gửi thông báo.

3. Tạm ngừng thực hiện Hợp đồng

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

Điều 10. Bồi thường thiệt hại

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

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

Điều 11. Các trường hợp miễn trách nhiệm đối với hành vi vi phạm

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

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

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

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

d) Xảy ra trường hợp bất khả kháng

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

Các sự kiện được xem là sự kiện hoặc tình huống bất khả kháng là các sự kiện, tình huống làm cản trở hoặc gây trì hoãn việc thực hiện nghĩa vụ Hợp đồng của các bên với điều kiện các sự kiện và tình huống đó không nằm trong khả năng kiểm soát hợp lý của bên bị ảnh hưởng, không do lỗi hay sự bất cẩn của bên bị ảnh hưởng và bên bị ảnh hưởng vẫn không thể tránh được nếu áp dụng các biện pháp, thông lệ, quy trình, tiêu chuẩn hợp lý, bao gồm nhưng không giới hạn các sự kiện hoặc tình huống sau:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Điều 12. Giải quyết tranh chấp

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

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

Điều 13. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ

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

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

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

2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán

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

3. Giai đoạn chuyển tiếp sang thị trường bán buôn cạnh tranh

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

Điều 14. Lưu giữ hồ sơ và cung cấp thông tin

1. Lưu giữ hồ sơ

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

2. Cung cấp thông tin

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

Điều 15. Các chi phí khác

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

Điều 16. Đại diện có thẩm quyền và trao đổi thông tin

1. Đại diện có thẩm quyền

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

Bên bán: Bên mua:

________________________ ________________________

2. Trao đổi thông tin

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

Bên bán: ________________________________

________________________________

Bên mua: ________________________________

________________________________

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

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

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

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

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

Điều 17. Bảo mật thông tin

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

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

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

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

Điều 18. Các thỏa thuận khác

1. Sửa đổi, bổ sung Hợp đồng

Mọi sửa đổi, bổ sung Hợp đồng phải được các bên thỏa thuận bằng văn bản.

2. Hợp đồng hoàn chỉnh

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

3. Bên thứ ba

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

4. Không liên doanh

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

5. Từ bỏ thực hiện quyền

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

6. Thực hiện nghĩa vụ còn lại

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

7. Luật áp dụng

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

8. Tính độc lập của các nội dung Hợp đồng

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

9. Các đề mục

Các đề mục trong Hợp đồng được sử dụng với mục đích thuận tiện, không ảnh hưởng tới việc giải thích nội dung của Hợp đồng và không tạo thành nghĩa vụ của bất kỳ bên nào theo Hợp đồng.

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

ĐẠI DIỆN BÊN MUA
(Chức danh)

(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)

ĐẠI DIỆN BÊN BÁN
(Chức danh)

(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)

PHỤ LỤC 1

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày... tháng ... năm...)

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

1. Tuabin

a) Số lượng

b) Loại

c) Nhà sản xuất

2. Lò hơi

a) Số lượng

b) Lưu lượng hơi (BMCR)

c) Áp suất hơi

d) Nhiệt độ hơi bão hòa trong bao hơi

đ) Nhiệt độ hơi quá nhiệt

e) Nhiệt độ nước cấp

g) Hiệu suất lò hơi

h) Nhiên liệu tiêu thụ

i) Nhiệt độ không khí nóng

k) Nhiệt độ khói thải

3. Máy phát điện

a) Số lượng

b) Loại

c) Công suất tổ máy (MVA)

d) Điện áp phát (kV)

đ) Cosj

e) Số vòng quay (vòng/phút)

g) Tần số

h) Nhà cung cấp

4. Máy biến áp

a) Số lượng

b) Công suất (MVA)

c) Tỷ số biến

d) Sơ đồ đấu dây

đ) Điện áp ngắn mạch Uk

e) Loại (Mô tả đặc tính kỹ thuật MBA)

5. Thiết bị phân phối, đóng ngắt điện

a) Máy cắt.... kV

- Số lượng

- Chủng loại

b) Dao cách ly ……… kV

- Số lượng

- Chủng loại

c) Máy biến dòng điện ……….. kV

- Số lượng

- Chủng loại

d) Máy biến điện áp ………… kV

- Số lượng

- Chủng loại

đ) Chống sét van …………… kV

- Số lượng

- Chủng loại

e) Tụ điện và cuộn cản cao tần

- Số lượng

- Chủng loại

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

6. Đấu nối với lưới điện quốc gia

a) Đường dây đấu nối

b) Loại đường dây

c) Điện áp định mức

d) Dây dẫn

đ) Dây chống sét

e) Chiều dài tuyến

PHỤ LỤC 2

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày... tháng ... năm...)

I. Vị trí đo đếm

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

Cụm tổ máy	Hệ thống đo đếm chính	Hệ thống đo đếm dự phòng
[...]	[...]	[...]
	[...]	[...]
	[...]	[...]

II. Phương thức xác định sản lượng điện giao nhận

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

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

Trong đó:

A_G,i:	Lượng điện năng theo chiều giao tại điểm đo đếm i của hệ thống đo đếm chính tương ứng trong tháng;
A_G:	Lượng điện năng Bên mua thanh toán cho Bên bán trong tháng thanh toán (kWh).

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

Trong đó:

A_N_,_i:	Lượng điện năng theo chiều nhận tại điểm đo đếm i của hệ thống đo đếm chính tương ứng trong tháng;
A_N:	Lượng điện năng Bên bán thanh toán cho (Công ty điện lực ...) theo biểu giá bán điện cho các khách hàng công nghiệp theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (kWh).

c) Bên bán, Bên mua bổ sung sản lượng điện năng phản kháng đối với các tổ máy chỉ chạy ở chế độ bù quay.

PHỤ LỤC 3

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

Hai bên thỏa thuận các đặc tính vận hành chính của Nhà máy điện như sau:

1. Công suất phát của tổ máy

a) Công suất phát tối thiểu: …………….. MW.

b) Công suất phát tối đa: ……………… MW.

2. Thời gian để khởi động và hòa đồng bộ

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

Tình trạng	Thời gian ngừng	Thời gian khởi động đến lúc hòa vào lưới
Khởi động lạnh	Từ ... giờ trở lên	... giờ
Khởi động ấm	Từ ... đến ... giờ	... giờ
Khởi động nóng	Dưới ... giờ	... giờ

3. Tốc độ thay đổi phụ tải

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

b) Tốc độ tăng tải: ... MW/phút.

4. Hệ số công suất của nhà máy, điều chỉnh điện áp và giới hạn tần số trong điều kiện vận hành bình thường.

a) Nhà máy điện vận hành theo quy định về điều độ phù hợp với đặc tính kỹ thuật của Nhà máy điện.

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

Giới hạn của tần số: Nhà máy điện vận hành trong phạm vi dải tần số từ 49,8Hz đến 50,2 Hz.

PHỤ LỤC 4

CÁC THÔNG TIN CẦN THIẾT CHO HỆ THỐNG SCADA/EMS
(Kèm theo Hợp đồng số ...ngày ... tháng ... năm...)

PHỤ LỤC 5

GIÁ DỊCH VỤ PHỤ TRỢ VÀ THANH TOÁN DỊCH VỤ PHỤ TRỢ
(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

I. Giá dịch vụ phụ trợ

1. Giá cố định g_cđ:

Bảng 1. Công suất công bố năm và giá cố định

Năm	Công suất công bố năm (kW)				Giá cố định g_cđ (đồng/kW/tháng)
Năm	Tổ máy 1	....	Tổ máy n	Tổng	Giá cố định g_cđ (đồng/kW/tháng)

2. Giá biến đổi g_bđ:

Giá biến đổi (g_bđ_,_i_,_j) của Nhà máy điện được xác định theo từng mức công suất phát của từng tổ máy, xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:	Giá biến đổi của tổ máy i khi phát ở mức công suất j (đồng/kWh);
b_i,j:	Định mức suất tiêu hao nhiên liệu tinh của tổ máy i ở mức công suất j, xác định theo đặc tuyến tiêu hao nhiên liệu của tổ máy (kg/kWh hoặc BTU/kWh);
G_n_l:	Giá nhiên liệu bình quân thực hiện trong tháng (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
C_vip,i_,_j:	Định mức suất chi phí vật liệu phụ dùng cho sản xuất 1kWh điện của tổ máy i ở mức công suất j (đồng/kWh);
i:	Tổ máy thứ i của Nhà máy điện.

Bảng 2. Suất tiêu hao nhiên liệu tinh và định mức suất chi phí vật liệu phụ

Tổ máy	Mức công suất phát tại điểm giao nhận điện (kW)	Suất tiêu hao nhiên liệu tinh b_i,j (g/kWh)	Suất chi phí vật liệu phụ c_vlp,i (đồng/kWh)

3. Giá khởi động C_kđ

a) Giá khởi động (C_kđ,i,j) được xác định cho mỗi lần tổ máy của Nhà máy điện khởi động, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:	Giá chi phí nhiên liệu khởi động của tổ máy i ở chế độ khởi động j (đồng);
M_i,_j:	Định mức tiêu hao nhiên liệu dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j (kg hoặc BTU);
G_n_l:	Giá nhiên liệu bình quân thực hiện trong tháng m (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg hoặc đồng/BTU);
	Định mức tiêu hao nhiên liệu phụ dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j đối với nhà máy nhiệt điện than (kg);
g_n_l_p:	Giá nhiên liệu phụ sử dụng cho khởi động của tổ máy đối với nhà máy nhiệt điện than (đồng/kg);
	Chi phí vật liệu phụ dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j đối với nhà máy nhiệt điện than;
j:	Chế độ khởi động của tổ máy (nóng, ấm hoặc lạnh);
i:	Tổ máy i của Đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ.

Bảng 3. Định mức tiêu hao nhiên liệu cho khởi động (kg/lần)

Tổ máy	Chế độ khởi động
Tổ máy	Khởi động nóng	Khởi động ấm	Khởi động lạnh

b) Các lần khởi động được tính trong phạm vi Hợp đồng này bao gồm:

- Khởi động sau các lần ngừng máy sửa chữa theo kế hoạch đăng ký;

- Khởi động theo yêu cầu của Bên mua;

- Khởi động sau mỗi lần sự cố khách quan.

Trong trường hợp tổ máy đã được lệnh khởi động của Bên mua, nhưng chưa hòa lưới và sau đó đã được lệnh ngừng máy, những lần khởi động này sẽ được tính để thanh toán nếu có đầy đủ tài liệu của Bên bán nêu rõ các mệnh lệnh điều độ mà Bên bán nhận được trong quá trình khởi động tổ máy (thời gian nhận lệnh khởi động, thời gian nhận lệnh ngừng máy ...) và các tài liệu liên quan chứng minh quá trình khởi động đã thực hiện (tổ máy đã được phun dầu).

Tất cả các lần khởi động lại tổ máy do sự cố chủ quan hoặc sửa chữa ngoài kế hoạch không phải là các lần khởi động được tính để thanh toán.

II. Thanh toán tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ:

Hàng tháng, Bên mua thanh toán cho Bên bán tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ được xác định theo công thức sau:

T_m = (T_cđ,m + T_bđ,m + T_kđ,m + T_k,m) x (1+VAT)

Trong đó:

T_m:	Tổng số tiền cung cấp dịch vụ phụ trợ Bên mua thanh toán cho Bên bán trong tháng m (đồng);
T_cđ_,_m:	Tổng chi phí cố định tháng m (đồng);
T_bđ_,_m:	Tổng chi phí biến đổi tháng m (đồng);
T_kđ_,_m:	Tổng chi phí khởi động tháng m (đồng);
T_k,m:	Tổng các khoản thanh toán khác (đồng);
VAT:	Thuế suất thuế giá trị gia tăng.

1. Tổng chi phí cố định

a) Tổng chi phí cố định hàng tháng (T_cđ,m) Bên mua thanh toán cho Bên bán xác định theo công thức sau:

Trong đó:

T_Cđ,m:	Tổng chi phí cố định tháng m (đồng);
g_cđ:	Giá cố định được quy định tại khoản 1 mục I Phụ lục này (đồng/(kw.tháng));
:	Công suất khả dụng thực hiện của tổ máy i tại giờ thứ h (MW);
H:	Số giờ trong tháng m (giờ);
n:	Số tổ máy của Nhà máy điện.

b) Công suất khả dụng thực hiện của tổ máy i tại giờ thứ h trong tháng m được xác định bằng:

- Công suất khả dụng công bố (hoặc công suất khả dụng công bố sửa đổi hợp lệ nếu có) nếu công suất phát thực tế bình quân của tổ máy i tại giờ thứ h lớn hơn hoặc bằng 95% công suất được huy động thực tế theo yêu cầu của Bên mua.

- Công suất phát thực tế của tổ máy i tại giờ thứ h (hoặc công suất khả dụng công bố sửa đổi hợp lệ nếu có) nếu công suất phát thực tế bình quân của tổ máy i nhỏ hơn 95% công suất được huy động thực tế theo yêu cầu của Bên mua.

2. Tổng chi phí biến đổi

Tổng chi phí biến đổi hàng tháng (T_bđ,m) Bên mua thanh toán cho Bên bán được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

T_bđ_,_m:	Tổng chi phí biến đổi tháng m (đồng);
:	Giá biến đổi của tổ máy i phát theo mức công suất j trong giờ thứ h được xác định theo quy định tại khoản 2 mục I Phụ lục này (đồng/kWh);
:	Sản lượng điện năng tác dụng của tổ máy i tại giờ h tại điểm giao nhận điện (đồng/kWh);
H:	Số giờ trong tháng m;
n:	Tổng số tổ máy của Nhà máy điện.

3. Tổng chi phí khởi động

Tổng chi phí khởi động hàng tháng (T_kđ,m) Bên mua thanh toán cho Bên bán xác định theo công thức sau:

Trong đó:

T_kđ_,_m:	Tổng chi phí khởi động tháng m (đồng).
:	Giá khởi động của tổ máy i ở chế độ khởi động j được xác định theo quy định tại khoản 3 mục I Phụ lục này (đồng);
:	Định mức điện năng tự dùng để khởi động tổ máy i ở chế độ khởi động j (kWh);
g_kđ:	Giá điện đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ mua từ hệ thống điện để khởi động tổ máy, được xác định theo biểu giá bán lẻ điện (giá bình quân tuần theo giờ) cho khách hàng sản xuất ở cấp điện áp cấp điện về cho tự dùng của tổ máy của tháng m (đồng/kWh);
k:	Số lần khởi động được thanh toán của tổ máy i ở chế độ khởi động j;
j:	Chế độ khởi động của tổ máy;
n:	Số tổ máy của Nhà máy điện.

Bảng 4. Định mức điện năng tự dùng cho khởi động (kWh/lần)

Tổ máy	Chế độ khởi động
Tổ máy	Khởi động nóng	Khởi động ấm	Khởi động lạnh

4. Các khoản thanh toán khác

Tổng các khoản thanh toán khác hàng tháng Bên mua thanh toán cho Bên bán gồm:

a) Tổng chi phí xông sấy (T_xs,m) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

c_xs_,_i:	Định mức tiêu hao điện năng dùng xông sấy tổ máy trong 1 giờ của tổ máy i khi ngừng máy dự phòng (tùy thuộc vào khoảng thời gian ngừng dự phòng) (kWh/giờ);
g_e_,_xs:	Giá điện đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ mua từ hệ thống điện dùng cho xông sấy tổ máy, xác định theo biểu giá bán lẻ điện (giá bình quân tuần theo giờ) cho các khách hàng sản xuất theo cấp điện áp cấp điện về sử dụng cho xông sấy của tổ máy trong tháng m (đồng/kWh);
H_i:	Tổng số giờ xông sấy tổ máy i trong tháng m (giờ).

b) Phần bù trừ chênh lệch chi phí nhiên liệu do chạy nhiên liệu khác với nguồn nhiên liệu chính;

c) Tổng chi phí thanh toán cho các tổ máy cung cấp điện năng phản kháng T_pk,m (các tổ máy chỉ chạy ở chế độ bù quay) theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được xác định theo công thức sau:

T_pk,m = T_kdpk + T_pkp + T_pkn + T_xs,m

Trong đó:

T_kdpk:	Tổng cố định của tổ máy cung cấp điện năng phản kháng tháng m (đồng), xác định theo công thức sau: T_kdpk = Q_pk x G_pk x H_pk
T_pkp:	Tổng chi phí biến đổi của tổ máy khi phát điện năng phản kháng trong tháng m (đồng), xác định theo công thức sau:
T_pkn:	Tổng chi phí biến đổi của tổ máy khi nhận điện năng phản kháng trong tháng m (đồng), xác định theo công thức sau:
T_xs_,_m:	Tổng chi phí xông sấy của tổ máy cung cấp điện năng phản kháng trong tháng m (đồng), xác định theo công thức sau:
Q_pk:	Tổng công suất phản kháng công bố của các tổ máy cung cấp điện năng phản kháng trong tháng m (kVar);
G_pk:	Giá cố định căn cứ vào công suất phản kháng khả dụng (đ/kVAr/th), được thỏa thuận theo giá trị hợp đồng thực tế;
H_pk:	Hệ số khả dụng tháng m của các tổ máy cung cấp điện năng phản kháng;
A_Gpkp,i,j:	Sản lượng điện năng phản kháng phát được của tổ máy i tại giờ h của tháng m tại điểm giao nhận điện (kVarh);
G_pkp_,_i_,_j:	Giá điện năng phản kháng phát của tổ máy i (đồng/kVArh), xác định theo công thức sau: G_pkp,ij - c_v_l_p,i + c_ep_,_i_,_j x g_e
c_v_l_pi:	Chi phí vật liệu phụ cho phát hoặc nhận 01 kVArh của tổ máy cung cấp điện năng phản kháng thứ i (đồng);
c_ep,i_,_j:	Suất tiêu hao điện để phát 01 kVArh của tổ máy phát điện năng phản kháng thứ i, mức công suất j (kWh/kVArh);
g_e:	Giá điện đơn vị cung cấp dịch vụ phụ trợ mua từ hệ thống điện để phát hoặc nhận công suất phản kháng, được xác định theo biểu giá bán lẻ điện (giá giờ bình thường) cho khách hàng sản xuất ở cấp điện áp cấp điện về cho tự dùng của tổ máy của tháng m (đồng/kWh);
A_G_pkn_,i,j:	Sản lượng điện năng phản kháng nhận của tổ máy i tại giờ h tại điểm giao nhận điện (kVArh);
G_pkn_,_i_,_j:	Giá điện năng phản kháng nhận của tổ máy i (đồng/kVarh), xác định theo công thức sau: G_p_kn,_i_,_j = c_v_l_p_,_i + c_en_,_i_,_j x g_e
c_en_,_i_,_j:	Suất tiêu hao điện để nhận 01 kVarh của tổ bù quay thứ i ở nấc công suất j (kWh/kVArh);
c_xs_,i:	Định mức tiêu hao điện năng dùng xông sấy tổ máy cung cấp công suất phản kháng trong 1 giờ của tổ máy i khi ngừng máy dự phòng (kWh/giờ);
g_e_,_xs:	Giá điện đơn vị mua từ hệ thống điện dùng cho xông sấy tổ máy cung cấp công suất phản kháng, xác định theo biểu giá bán lẻ điện (giá giờ bình thường) cho các khách hàng sản xuất theo cấp điện áp cấp điện về sử dụng cho xông sấy của tổ máy trong tháng m (đồng/kWh);
H_i:	Tổng số giờ xông sấy tổ máy i trong tháng m (giờ).

d) Chi phí chạy không tải của các tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

đ) Các khoản thuế và khoản thanh toán khác theo quy định hiện hành và theo Hợp đồng (nếu có);

e) Phần chi phí phân bổ cho tháng thanh toán của chi phí lãi vay năm trước cho các khoản vay dùng để mua dự trữ nhiên liệu dự phòng cho sản xuất điện đã được quyết toán, kiểm toán./.

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ---------------
No. 21/2015/TT-BCT	Hanoi, 23 June 2015

CIRCULAR

ON REGULATING THE PRICING METHOD FOR ELECTRIC POWER SYSTEM'S ANCILLARY SERVICES AND THE PROCEDURE FOR SCRUTINIZING A CONTRACT FOR PROVISION OF ELECTRIC POWER SYSTEM’S ANCILLARY SERVICES

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

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

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

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

Minister of Industry and Trade issues the Circular on regulating the pricing method for electric power system’s ancillary services and the procedures for scrutinizing a contract for provision of electric power system’s ancillary services.

Chapter I

...

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

Article 1. Scope of regulation and regulated entities

1. This Circular regulates the procedure for an entity's calculation, assessment and endorsement of electric power system’s ancillary service price at discretion and the procedure for scrutinizing a contract for provision of electric power system’s ancillary services.

2. This Circular is applicable to Vietnam Electricity Corporation, electricity trading companies, the operator of electric power system and market, and providers of electric power system’s ancillary services.

3. This Circular amends Article 68 of the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated 02 October 2014 by Ministry of Industry and Trade on regulating the operation of the competitive power generation market.

Article 2. Terminology

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

1. Scheduled available output of an electric generator is the anticipated maximum output gained during the electric generator's continuous and stable generation of electric power for at least 8 hours.

3. Provider of ancillary services is a power generation enterprise that owns one or several power plants and is mobilized to provide ancillary services as per dispatching orders. For the services providing fast boot or cold boot reserve, mandatory maintenance of electric power system security during power generation, the providers of ancillary services from Electricity Regulatory Authority's list shall engage in contracts for provision of ancillary services with Vietnam Electricity Corporation. Fees for provision of ancillary services as parts of power generation costs are settled as per current regulations.

4. The operator of electric power system and market governs and controls the generation, transmission and distribution of electric power through national power grids while managing transactions in the electric power market.

...

6. The limit of forced outage hours due to unexpected factors refers to the total annual sum of forced outage due to unexpected factors subject to particular characteristics of each generator and power plant. It includes the amount of outage hours originating from errors or repairs or maintenance of equipment outside the plans approved.

7. Year N refers to the year when ancillary service pricing takes effect, from the 1^st of January to 31^st of December.

8. Year N-1 immediately precedes year N.

9. Year N-2 precedes year N-1

Chapter II

METHOD FOR PRICING OF ANCILLARY SERVICES

Title 1. PRINCIPLES FOR PRICING OF ANCILLARY SERVICES

Article 3. Principles for pricing of ancillary services

1. The pricing of services for fast boot reserve, cold boot reserve and mandatory maintenance of electric power system security during power generation adopts the principles of adequately compensating for reasonable and valid actual expenses and generating rational annual profit for thermal power plants providing ancillary services. Price is exclusive of value added tax and environmental protection fee levied on solid waste. The price of ancillary service for the said entity consists of:

...

b) Variable price for ancillary service providers’ recovering of fuel and material costs for production of electricity as per a dispatching order by the operator of electric power system and market;

c) Generator booting price for the recovery of the power generator's costs of fuel and electricity consumed when a generator in hot, warm or cold shutdown condition is switched on to produce electricity as per a dispatching order by the operator of electric power system and market.

2. For frequency control service, the principles for mobilization and pricing are:

a) The operator of electric power system and market mobilizes strategic multi-target hydroelectric plants of Vietnam Electricity Corporation to provide frequency control service. Reasonable and valid actual costs for providing frequency control service are posted into the electricity production and trading costs of strategic multi-target hydroelectric plants;

b) For the plants participating directly in the electric power market, the frequency control service provision cost is settled as per the regulation of the operation of competitive power market as issued by the Ministry of Industry and Trade, and relevant regulations.

3. For spinning reserve service, the providers of spinning reserve service are power plants participating directly in the power market. The method for pricing of spinning reserve service is governed by Title 3 of this Chapter.

Title 2. METHOD FOR PRICING OF ANCILLARY SERVICES FOR FAST BOOT RESERVE, COLD BOOT RESERVE AND MANDATORY MAINTENANCE OF ELECTRIC POWER SYSTEM SECURITY

Article 4. Fixed pricing method

1. Fix priced (g_cd) for a provider of ancillary services is calculated by the following formula:

...

Including:

g_cd

Fixed price (VND/(kW.month));

G_cd,N:

The ancillary service provider’s total fixed income (in VND) in the year N;

Planned annual coefficient of availability of the provider of ancillary services is determined as per section 2 of this Article;

P_kd,i

Scheduled available output of generator i in the year N (kW);

...

Quantity of power generators of the provider of ancillary services.

The provider of ancillary services are responsible for defining the scheduled available output of a generator in the year N, which shall be negotiated and stipulated in the contract for provision of ancillary services with Vietnam Electricity Corporation. Such parameter is a factor for the calculation of the fixed price for the provider of ancillary services.

2. Planned annual coefficient of availability of the provider of ancillary services is calculated by the following formula:

Including:

The number of hours for repairs of the generator i according to the repair plan in the year N (hour);

H_DMCB,i

The limit of hours of forced outage of the generator i due to unexpected factors in the year N (hour), according to the parties' negotiations;

...

The quantity of generators of the provider of ancillary services.

Article 5. Method for calculation of total fixed income

Total fixed income in the year N (G_cd,_N) of the provider of ancillary services is determined by the following formula:

G_cd,N = C_KH + C_OM,N + C_LVDH + LN_N

Including:

C_KH:

Total fixed asset depreciation cost of the provider of ancillary services in the year N is calculated according to section 1 of this Article (VND);

C_OM,N:

Total fixed operational cost in the year N is ascertained according to Section 2 of this Article (VND);

...

Total sum of interest cost and lending fees payable in the year N for the ancillary service provider's investments in assets (VND);

LN_N:

Rated profit in the year N (VND).

1. Total fixed asset depreciation cost (C_KH) of the provider of ancillary services in the year N is determined subject to the depreciation method and service time of fixed assets as per the Circular No. 45/2013/TT-BTC dated 25 April 2013 by the Ministry of Finance on issue the regulations on the management, use and depreciation of fixed assets and written amendments.

2. Total fixed operational cost (C_OM,N) of the provider of ancillary services in the year N is calculated by the following formula:

C_OM,N = C_VLcđ + C_TL + C_SCL + C_MN + C_K

In which:

C_VLcd:

Total fixed material cost in the year N (VND);

...

Total salary cost in the year N (VND):

C_SCL:

Total major repair cost in the year N (VND);

C_MN:

Total outsourced service cost in the year N (VND);

C_K:

Total sum of other costs in monetary unit in the year N (VND).

a) Method for calculation of total material cost (C_VLcd)

Total fixed material cost (C_VLcd) of the provider of ancillary services in the year N is determined subject to the provider’s audited fixed material cost in the year N-2, exclusive of unusually variable costs, at the slippage rate of 2.5% per year.

...

Total salary cost in the year N (C_TL) is composed of total salary cost and salary-related costs such as expenses for medical insurance, social insurance and unemployment insurance and labor union's expenditure, according to relevant laws.

c) Method for calculation of major repair cost (C_SCL)

The parties negotiate total major repair cost (C_SCL) subject to the values approved by competent authorities. If a year's repair schedule, due to objective reasons, is delayed to the following year, the parties adjust the following year's major repair cost to have the cycle-based major repair cost unchanged or slightly changed.

d) Method for calculation of total outsourced service cost (C_MN)

Total outsourced service cost in the year N (C_MN) includes all payables for outsourced entities' services on request, such as water, telephone, outsourced electricity, hiring of audit advisor and other service expenses for the ancillary service provider's managerial and operational activities in the year N.

Total outsourced service cost in the year N is determined subject to the provider’s audited outsourced service cost in the year N-2, exclusive of unusually variable costs, at the slippage rate of 2.5% per year.

dd) Method for calculating total sum of other costs in monetary unit (C_K)

Total sum of other costs in the year N (C_K) includes expenses for business trips, travel on leave, meetings, guests, trainings, scientific research, initiatives, meal break, self-defense militia, guards, recovery from aftermaths of flood or storm, fire fighting, labor protection, work clothing, labor safety, industrial and environmental sanitation, water at work, material incentive for night shift, hazard allowance, first aid for work accidents, ordinary medicine, workers' physical rehabilitation, unemployment aid, recruitment, land tax, and exchange differences and other costs in monetary unit in the year N according to current regulations.

Total sum of other costs in the year N (exclusive of land tax and exchange differences) is determined subject to the provider’s total sum of other audited costs in monetary unit in the year N-2 (in case the figures in the year N-1 have been audited, the data in the year N-1 is used), exclusive of unusually variable costs, at the slippage rate of 2.5% per year.

...

4. The profit in the year N (LN_N) is determined by the following formula:

LN_N = ROE x V_CSH

In which:

ROE:

The ancillary service provider’s return on equity in the year N is determined subject to the general return rate of Vietnam Electricity Corporation in the electrical power retail plan currently in force. For the ancillary service providers capitalized prior to the effect of this Circular, the parties negotiate the return rate subject to power plants' commitments towards shareholders in the former's capitalization plan previously approved by competent authorities;

V_CSH:

The equity of the provider of ancillary services is determined subject to equity investments in power plants, to the 31^st of December of the year N-2, according the audited financial statement (VND).

Article 6. Variable pricing method

1. The following formula determines the variable price for the provider of ancillary services supplying supporting services at the request of the operator of electric power system and market:

...

In which:

The variable price of the generator i at its maximum output j (VND/kWh);

b_i,j

Refined fuel consumption rate of the generator i at the power j is determined subject to the fuel consumption characteristics of the generator (kg/kWh or BTU/kWh);

G_nl:

The price of fuel for production of electricity (VND/kg or VND/BTU);

C_vIp,i:

Auxiliary material cost rate for the generator i to produce 01 kWh of electricity (VND/kWh);

...

Generator i of the provider of ancillary services.

2. Ancillary service providers are responsible for establishing fuel consumption characteristics of the generators and auxiliary material cost rate for production of electricity, which shall be negotiated and stipulated in the contracts for provision of ancillary services with Vietnam Electricity Corporation. Such parameters are factors for the calculation of the generators’ variable prices. Characteristics and rates in the year N-1 can be utilized for the year N, if necessary.

Article 7. Method for start-up pricing

1. The booting price of the generator, defined for every start of the generator at each booting mode, is calculated by the following formula:

Including:

The booting price of the generator i at the booting mode j (VND);

M_i,j:

...

G_nlkd:

The cost of fuel consumed to start the generator (VND/kg or VND/BTU);

The rate of electric power internally consumed to start the generator i at the booting mode j (kWh);

g_kd:

The price of electric power purchased by the provider of ancillary services for the starting the generator, which is determined subject to the electric power retail price (a week's average hourly charge) currently imposed on customers generating electricity at the voltage level for generators' internal consumption of power (VND/kWh);

The rate of auxiliary fuel consumption for starting the generator i at the booting mode j in a coal-fired thermal power plant (kg);

g_nlp:

...

The cost of auxiliary materials used to start the generator i at the booting mode j in a coal-fired thermal power plant (VND);

The booting mode of the generator (hot, warm or cold);

The generator i of the provider of ancillary services.

2. Providers of ancillary services are responsible for establishing the consumption rates for fuel and auxiliary materials and the rate of electric power internally consumed for hot boot, warm boot and cold boot of each generator, which shall be negotiated and stipulated in the contracts for provision of ancillary services with Vietnam Electricity Corporation. Such parameters are factors for the calculation of generators' booting price. The rates established in the year N-1 can be used for the year N, if necessary.

Title 3. METHOD FOR PRICING OF SPINNING RESERVE SERVICE

Article 8. Method for pricing of spinning reserve power

...

SR_j = Max [SMP_i, bid] - bid

In which:

SR_i:

The price for 01 kW of spinning reserve power produced by the generator G in the trading cycle i (VND/kW);

SMP_i:

The price of electricity in the power market during the trading cycle i (VND/kWh);

bid:

The highest bid price for the generator providing spinning reserve service in the power market during the trading cycle i (VND/kWh).

2. The spinning reserve power determines the payables in the trading cycle i, which the operator of electric power system and market examines, compiles and announces according to the Ministry of Industry and Trade's Regulation on the operation of the competitive power market. Only the power contributing to the spinning reserve service is remunerated.

...

THE PROCEDURE FOR CALCULATION, ASSESSMENT AND APPROVAL OF ANCILLARY SERVICE PRICE

Article 9. The procedure for calculation, assessment and approval of ancillary service price

1. Prior to the 1^st of November of the year N-1, Vietnam Electricity Corporation is responsible for pricing the services for fast boot reserve, cold boot reserve, mandatory maintenance of electric power system security for the providers of ancillary services on power grids according to Article 4, Article 5, Article 6 and Article 7 of this Circular. Later, prices are reported to Electricity Regulatory Authority, which present the figures to the Minister of Industry and Trade for approval.

2. Before the 15^th of December of the year N-1, the Ministry of Industry and Trade ratifies the prices of ancillary services in the year N for the providers of services for fast boot reserve, cold boot reserve and mandatory maintenance of electric power system security.

Article 10. Documents for ratification of ancillary service pricing

The following documents shall be presented to the Electricity Regulatory Authority for assessment and transfer of such to the Ministry of Industry and Trade for ratification of prices of services for fast boot reserve, cold boot reserve and mandatory maintenance of electric power system security:

1. The application for ratification of ancillary service prices.

2. 05 (five) copies of the written description for the calculation of ancillary service prices, including these essential particulars:

a) The report on power plants' past and planned enforcement of economic-technical norms to the 30^th of September and 31^st of December of the year N-1, respectively;

...

- The report on business and production results, such as power plants' revenues and costs to the 30^th of September and their anticipated revenues, costs and profits to the 31^st of December in the year N-1/

b) The description and calculation of ancillary service prices in the year N consist of:

The detailed description and calculation sheet of the business plan, including depreciation cost, interest cost, salary cost, auxiliary material cost, major repair cost, outsourced service cost, other costs in monetary unit, drying cost, exchange differences, rated profit. Such parameters are factors for the determination of power plants’ fixed costs and price in the year N.

c) Documents enclosed:

- The general financial statement for the year N-2 and the cost price report, audited by an independent auditing entity (if available), in consonance with each factor of the production of electricity in the year N-2;

- The plan for major repairs of generators of the provider of ancillary services in the year N;

- The ancillary service provider's registration of electricity generators’ available output anticipated in the year N;

- The fuel consumption characteristics of the ancillary service provider's generators;

- The ancillary service provider’s auxiliary material rate for production of electricity;

...

- The rate of electric power for drying generators in standby shutdown condition;

- The anticipated price of fuel and materials in the year N for production of electricity and regular repairs.

Chapter IV

CONTRACT FOR PROVISION OF ANCILLARY SERVICES

Article 11. Sample contract for provision of ancillary services

1. The sample contract, as stipulated in the appendix of this Circular, is applicable to the provision of ancillary services for fast boot reserve, cold boot reserve, mandatory maintenance of electric power system security for generation of electricity, between the designated provider of ancillary services and Vietnam Electricity Corporation.

2. The parties, on annual basis, are responsible for unanimously executing amendments to the clauses on ancillary service pricing in their contracts, according to the decisions by Ministry of Industry and Trade. The amended contract shall be submitted to the Electricity Regulatory Authority.

Article 12. Procedures for inspection of a contract for provision of ancillary services

1. In 05 working days' time upon the parties' affixture of their initial signatures on the contract for provision of ancillary services, Vietnam Electricity Corporation is responsible for send the draft contract to the Electricity Regulatory Authority for the latter’s inspection.

...

3. Vietnam Electricity Corporation, no later than 30 working days upon the official signing of a contract for provision of ancillary services, is responsible for submitting 01 copy of the contract to the contract to the Electricity Regulatory Authority.

Chapter V

ENFORCEMENT

Article 13. Amendments to Article 68 of Circular No. 30/2014/TT-BCT

The following amendments redress Article 68 of Circular No. 30/2014/TT-BCT dated 02 October 2014 by Ministry of Industry and Trade regulates the operation of the competitive power generation market:

Article 68. Calculation of electric power output billed for payables

1. The principles for determining the electric power output billed for each trading cycle’s payables

a) In each cycle, the pricing of market output is scheduled for the generators producing electricity to the market, except for slow generators in reserve shutdown condition and those in forced outage condition;

b) For the generators not providing spinning reserve and frequency control services, their billed output equals their output of electricity at measuring points during trading cycles;

...

2. The spinning reserve output billed for payables in the trading cycle i is formulated as follows:

Q_dpq = Min [{Min[(Q_dd,i _(QĐ) + Q_dpqcb)_, Q_cb] - Q_mq}, Q_dpqcb]

Including:

Q_dpq:

The generator’s spinning reserve output in the trading cycle i at measuring points (kW);

Q_{dđ i (QĐ)}

The output demanded as per a dispatching order and interpreted to that at measuring points in the trading cycle i (kWh);

Q_dpqcb:

The generators’ spinning reserve output announced for successive days and interpreted to that at measuring points in the trading cycle i (kW);

...

The generator’s output announced in its schedule offer and interpreted to that at measuring points of the trading cycle i (kW);

Q_mq:

The generator’s electricity output measured in the trading cycle i (kWh).

3. The following formula determines the frequency control output for calculation of payables in the trading cycle i:

Q_đt = Min [{Min[(Q_{dd,i (QĐ)} + Q_đtcb), Q_cb] - Q_mq}, Q_đtcb]

Including:

Q_đt:

The generator’s frequency control output billed in the trading cycle i, interpreted to that at measuring points (kW);

Q_{dd,i (QĐ)}:

...

Q_đtcb:

The generator’s frequency control output announced for successive days, interpreted to that at measuring points of the trading cycle i (kW);

Q_cb:

The generator’s output announced in its schedule offer, interpreted to that at measuring points of the trading cycle i (kW);

Q_mq:

The generator’s electricity output measured in the trading cycle i (kWh).

4. By 9 o'clock on the day D+2, the operator of electric power system and market is responsible for announcing each generator's output billed for payables in trading cycles of the former day D.

Article 14. Enforcement

1. Electricity Regulatory Authority is responsible for:

...

b) Inspecting and presenting the pricing of ancillary services provided by power plants to the Minister of Industry and Trade for approval;

c) Inspect contracts for provision of ancillary services;

d) Guide and inspect the enforcement of this Circular and settle relevant disputes.

2. Vietnam Electricity Corporation is responsible for:

a) Listing power plants providing services for fast boot reserve, cold boot reserve, mandatory maintenance of electric power system security, and providing the list to the Electricity Regulatory Authority for ratification and release on annual basis;

b) Negotiating and setting prices of ancillary services with the providers of such;

c) Negotiating and entering contracts or authorizing power trading companies to negotiate and engage in ancillary service contracts with the providers; and presenting contracts to the Electricity Regulatory Authority for contract inspection;

d) Presenting ancillary service prices in providers’ agreements to the Electricity Regulatory Authority for assessment, which submits such data to Ministry of Industry and Trade for approval.

3. The providers of services for fast boot reserve, cold boot reserve and mandatory maintenance of electric power system security are responsible for:

...

b) Providing sufficient information, assuming liabilities and maintaining accuracy, logic and validity of data and documents submitted to relevant entities and authorities during negotiation and inspection of contracts for provision of ancillary services.

Article 15. Effect

1. This Circular comes into force as of 07 August 2015.

2. It amends Article 68 of Circular No. 30/2014/TT-BCT dated 02 October 2014 by Ministry of Industry and Trade on the operation of the competitive power generation market.

3. Vietnam Electricity Corporation and the providers of services for services for fast boot reserve, cold boot reserve and mandatory maintenance of electric power system security shall negotiate and setting ancillary service prices in 2015 according to the methods in this Circular. Upon the effect of this Circular, such prices shall be presented to the Electricity Regulatory Authority for assessment before transferred to Ministry of Industry and Trade for approval.

4. Relevant entities must submit their inquiries on difficulties to the Electricity Regulatory Authority that provides solutions under its jurisdiction or reports to Ministry of Industry and Trade for settlement of matters./.

pp. MINISTER
DEPUTY MINISTER

Hoang Quoc Vuong

...

APPENDIX

SAMPLE CONTRACT FOR PROVISION OF ELECTRIC POWER SYSTEM’S ANCILLARY SERVICES
(Enclosed to the Circular No. 21/2015/TT-BCT date 23 June 2015 by Minister of Industry and Trade)

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence – Freedom – Happiness

ANCILLARY SERVICE CONTRACT

POWER PLANT OF …

Between

COMPANY [Name of the company]

...

- and -

VIETNAM ELECTRICITY CORPORATION

(BUYER)

CONTRACT NO. …/20…/DVPT/[Company’s name]-[EVN]

Hanoi, … [month] / 20 …

TABLE OF CONTENTS

...

Article 2. Effect and term of contract

Article 3. Sale and purchase of ancillary services

Article 4. Commitments

Article 5. Responsibilities for establishing connections and electricity measurement system

Article 6. Power plant dispatch and operation

Article 7. Invoicing and payment for electricity

Article 8. Events affecting the Contract and legal remedies

Article 9. Termination and postponement of contract

Article 10. Compensation for damages

...

Article 12. Settlement of disputes

Article 13. Restructuring of electricity sector and transfer of rights and duties

Article 14. Document retention and provision of information

Article 15. Other expenses

Article 16. Authorized representative and exchange of information

Article 17. Confidentiality

Article 18. Other stipulations

Appendix 1. MAIN PARAMETERS OF THE POWER PLANT

Appendix 2. MEASUREMENT SYSTEM AND COLLECTION OF DATA

...

Appendix 4. INFORMATION REQUIRED BY SCADA/EMS SYTEM

Appendix 5. PRICE AND PAYMENT FOR ANCILLARY SERVICES

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence – Freedom – Happiness

ANCILLARY SERVICE CONTRACT

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

Pursuant to the Commercial Law dated 14 June 2005;

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

...

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

As of … , at …

The parties include:

Vendor: ___________________________________________________________________

Address: ___________________________________________________________________

Telephone: _____________________________ Fax:________________________________

Tax code:__________________________________________________________________

Account: _____________________________ Bank: ________________________________

___________________________________________________________________________

...

Position: __________________________________ as authorized by __________

____________________________________________ according to the letter of authorization

n^o_______________________________, dated ________

Buyer: Vietnam Electricity Corporation

Address: ___________________________________________________________________

Telephone: _____________________________ Fax: _______________________________

Tax code: __________________________________________________________________

Account: _____________________________ Bank:________________________________

___________________________________________________________________________

...

Position: __________________________________ as authorized by __________ _______

__________________________________________ according to the letter of authorization

n^o_______________________________, dated ________

The parties agree to enter the Ancillary service contract on the following terms:

Article 1. Definitions

In this contract, the following terms are construed as follows:

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

2. Buyer refers to Vietnam Electricity Corporation.

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

...

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

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

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

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

9. Backup measurement system comprises every measurement equipment (meters, measurement current transformers, measurement transformers) and secondary circuits connected to the said equipment. The system is installed at the parties’ agreed locations for testing and backing up the primary measurement system.

10. Contract refers to this ancillary service contract and its appendices and amendments.

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

12. Day refers to a day in Gregorian calendar.

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

...

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

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

Article 2. Effect and term of contract

1. Effect of Contract

This contract comes into force upon the parties’ authorized representatives’ official signing of the contract or according to the parties' stipulation in this contract.

2. Term of Contract

The contract, unless extended or terminated according to Article 9 of this contract, takes effect from its effective date to the closing date of the competitive power market according to competent governmental authorities.

Article 3. Sale and purchase of ancillary services

1. Vendor undertakes to provide ancillary service(s) for (fast boot reserve), (cold boot reserve), (mandatory maintenance of electric power system security) according to the dispatching orders and the Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system.

...

3. Ancillary service price is defined on annual basis in Appendix 5 of the contract. By the 31^st of December each year, Buyer and Vendor share the duty to execute written amendments to the contract’s clause on ancillary service price upon Ministry of Industry and Trade’s decision on approval of electric power system’s ancillary service price.

4. Buyer undertakes to pay for the Vendor's provision of ancillary services on monthly basis according to Article 7 and Appendix 5 of the contract/

Article 4. Commitments

The parties undertake that:

1. Each party's signing and execution of the contract do not violate its corporate regulations, relevant laws or other contracts that it engages in.

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

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

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

Article 5. Responsibilities for establishing connections and electricity measurement system

...

Vendor is responsible for:

a) Investing, managing and operating the equipment for connection, transmission and delivery of electricity to Buyer at points of delivery according to Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system and relevant technical regulations and standards of the electricity sector;

b) Investing, installing, managing, operating and maintaining the power plant’s system equipment for collection, transmission of data and automatic control for the power plant’s connection to SCADA/EMS system of the operator of national electric power system and electricity market. Such connection facilitates the operation of the power plant.

2. Measurement system

a) Vendor is responsible for investing, installing, managing, operating, maintaining and inspecting the equipment of the primary and backup measurement systems on annual basis. Competent or authorized organizations shall inspect the measurement equipment or verify the precision of such equipment. The measurement equipment must be secured with lead seal after the inspection;

b) Each party can request additional or random inspection of measurement equipment and system, if necessary. Vendor is responsible for organizing inspections at Buyer’s request. If random inspection detects measurement equipment’s deviations higher than the permissible limit, Vendor must pay for the random inspection. If deviations fall within the permissible limit, the requesting party incurs inspection fees.

c) Vendor's duty is to inform Buyer of the result of the inspection of measurement equipment. Vendor's duty is to inform Buyer in advance of the inspection of measurement equipment. Buyer is responsible for assigning its witness of the process of seal removal, inspection and lead sealing of the meters;

d) If measurement equipment's deviations exceed the permissible limit according to the Regulation on electricity measurement, Vendor is liable for adjusting or replacing such equipment. If one of the parties considers a meter damaged or not functional, it must promptly inform the other party. Vendor bears the duty of inspection and repair;

dd) The amount of electricity traded by Buyer and Vendor is defined according to the method of delivery in Appendix 2 of the contract.

...

(i) If the primary measurement system functions but generates deviations higher than the regulated precision level, the amount of electricity traded is determined by the primary measurement system and interpreted to an equivalent value of electricity at the deviation rate of 0%. According to the adjusted result of measurement agreed by the parties, Vendor bears the duty to calculate the payables that one of the parties owes to the other. Such payables arise during the measurement system’s inaccurate time.

(ii) If the primary measurement system does not function, the parties consider the problematic conditions and actual deviations of measurement systems according to the inspecting entity’s records and figures approved by the parties to unanimously consent to a method for calculating the amount of electricity to be adjusted during the time of inaccurate measurement. If the parties fail to agree to a method and the amount of electricity trade requires adjustment, the parties are responsible for settling disputes according to Article 12 of the contract.

e) If the measurement equipment burns or breaks down, Vendor is responsible for having it replaced or repaired in the shortest time to make the equipment abide by technical requirements and resume to work. The replacements or repaired equipment, before used, must be inspected according to regulations.

Article 6. Power plant dispatch and operation

1. The duty to register a method of mobilization

Vendor bears the duty to register the method for mobilizing each of the power plant's generators, according to the Electricity Regulatory Authority's procedure for planning the operation of the national power grids, with the operator of the national power system and electricity market. Buyer also receives a written copy of the method. The method shall include:

a) Available output announced, electricity output anticipated and monthly repair plan for the subsequent year;

b) Available output announced, electricity output anticipated and repair plan for the following month;

c) Available output announced, electricity output anticipated and plan of repair and maintenance for the ensuing week;

...

2. Operation of Power plant

a) Vendor is responsible for conforming to the regulations on power plant dispatch and operation according to the Ministry of Industry and Trade’s regulations on power transmission system, electricity sector’s technical regulations and standards and relevant documents. Vendor bears the duty to operate the power plant’s generators according to technical specifications in Appendix 1 and Appendix 3 of the contract;

b) Vendor bears the duty to install, operate and maintain the equipment to synchronize the power plant with the national power grids. Vendor is responsible for conforming to the Ministry of Industry and Trade’s regulation on power transmission system, electricity sector’s technical regulations and standards and other dispatch regulations upon the synchronization of the power plant with the national power grids;

c) If the national power grid operation methods bring threats to the power plant's primary equipment, cause injury, fatality or equipment damages, Vendor is allowed to disconnect the generators.

Article 7. Invoicing and payment for electricity

1. Invoicing and payment for electricity

a) By the … [date] of each month, Vendor informs Buyer in writing of the latter’s payables for the former’s provision of ancillary services with the immediate preceding month’s payment documents.

The documents for payment of the immediate preceding month’s ancillary services (referred to as payment documents) include: the confirmation of meter-based amount of electricity, the sheet of available output announced and implemented on daily basis, the request of the confirmation of availability coefficient used and boot times billable, the summary of payables with the detailed calculation sheets of payables as defined in Article 5 of the contract and relevant documents.

b) In 03 working days’ time upon receiving the payment documents, Buyer verifies the accuracy of such documents. Buyer, if detecting errors, informs Vendor in writing for the latter's correction of payment documents. If Buyer does not inform Vendor by the 15^th of each month, payment documents shall be deemed unanimously agreed;

...

d) Buyer bears the duty to transfer all amounts invoiced for the immediate preceding month’s ancillary services through banks, no later than the … [day] (payment deadline). Buyer incurs bank transfer fees;

dd) If data for invoicing is insufficient upon the release of a payment invoice, Vendor is allowed to temporarily calculate the payables for its provision of ancillary services by rationally estimating missing figures. The adjusted payables constitute deductibles for the month when official data is available.

2. Payment disputes

a) If Buyer does not consent to parts or all payables invoiced, it must inform in writing of the amounts invoiced and reasons of its disapproval prior to the payment deadline. Buyer bears the duty to settle all undisputed payables by or on the due date of payment;

b) In 15 days’ time upon receiving the notice of payment dispute, Vendor must respond to Buyer officially in writing. If the parties fail to resolve payment disputes, one of the parties can settle disputes according to Article 12 of the contract;

c) If Buyer does not complain in writing about the amounts invoiced before the payment deadline, it is deemed to waive its rights to complain about the payables invoiced. If Vendor does not respond to Buyer official in writing about payment disputes in 15 days’ time upon the former’s receipt of the latter’s notice of payment disputes, the former is deemed to abandon its rights to complain about the payables invoiced.

3. Calculation of interest

Interest is imposed on:

a) The monthly payables for electricity deferred after the deadline according to point d, section 1 of this Article;

...

c) The adjusted payables for monthly electricity according to point dd, section 1 of this Article.

Interest accumulates on monthly basis from the day immediately following the payment deadline to the actual date of payment fulfillment. The rate of such interest equals a 12-month deposit’s accrual interest rate for Vietnamese currency plus an annual interest margin rate of 3%, on the due date of the invoice, as defined by four commercial banks including Vietcombank, Vietinbank, BIDV and Agribank or legitimate successors of such banks.

4. Deductibles

The parties may deduct debts, disputed amounts settled, adjusted amounts and monthly interest from the monthly payables for electricity in the nearest month’s invoice.

Article 8. Events affecting the contract and legal remedies

1. The following events affect Buyer’s execution of the contract.

a) The events related to Vendor’s dissolution or bankruptcy:

(i) Vendor is dissolved (except for pre-merger or pre-consolidation dissolution);

(ii) Vendor fails to settle due debts;

...

(iv) A court issues its rulings on the bankruptcy procedure against Vendor.

b) Vendor commits serious violations of its duties as stated in the contract and fails to correct such violations in 90 days upon Buyer's notice of such violations.

c) Vendor is suspended by competent authorities’ decisions.

2. The following events affect Vendor’s execution of the contract

a) The events related to Buyer’s dissolution or bankruptcy:

(i) Buyer is dissolved (except for pre-merger or pre-consolidation dissolution);

(ii) Buyer fails to settle due debts;

(iii) A court issues its decision on the bankruptcy procedure against Buyer.

b) Buyer commits serious violations of its duties as defined in the contract and fails to correct such violations in 90 days upon Vendor’s notice of such violations.

...

3. Legal remedies

a) If fundamental violations occur and continue, the affected party has the right to enforce the legal remedies, as stated in Article 9 of this contract, against the violating party;

b) Legal remedies in this contract do not nullify each other or obstruct other remedies.

Article 9. Termination and postponement of contract

1. Termination of contract by agreement

The parties can enter a written agreement on early termination of contract.

2. Unilateral termination of contract

a) If an affecting event, as defined in point a, point b, section 1 or point a, point c, section 2, Article 8 of the contract, occurs, continues and affects one of the contract parties, the affected party is allowed to unilaterally terminate the contract 90 days after its delivery of a written notice to the other party;

b) If force majeure affects one party and continues in at least 180 days, the other party is allowed to unilaterally terminate the contract 30 days after its delivery of written notice;

...

3. Postponement of contract

Buyer is allowed to postpone the contract, after informing Vendor, if Electricity Regulatory Authority suspends Vendor from participating in the competitive power market or by competent authorities from operating in the power generation sector. Contract postponement time must not exceed the duration of the suspension of participation in the competitive power generation market or operation in the electricity sector.

Article 10. Compensation for damages

1. The violating party is responsible for compensating the affected party for damages caused by the former's violations. Damages include losses, damages or costs that the affected party has incurred while executing its contracted rights and duties. The method for calculation of damages is governed by the Civil Law.

2. The affected party, if claiming for damages, shall promptly inform the violating party in writing of the nature of the events for damage claims. The affected party's deferral of its notices shall not impinge on the violating party’s duties of compensation, unless the violating party suffers from actual damages due to the affected party’s delay.

Article 11. Indemnity

1. The violating party is exempt from liabilities in the following events:

a) An event of indemnity, as agreed by the parties, occurs;

b) One party's faults cause all of the other's violations;

...

d) Force majeure occurs

Force majeure is unavoidable beyond one party’s control and obstructs or delays that party’s execution of its contracted duties, partly or fully, despite its implementation of rational measures.

Force majeure obstructing or delaying the parties' execution of their contract duties must overwhelm the affected party's reasonable control and derive from none of its faults or negligence. Moreover, the affected party fails to avoid such events despite its implementation of reasonable solutions, practices, procedures and standards. Such events include but are not limited to:

i) A decision by a court or competent authority adversely affecting one party’s execution of its contracted duties;

ii) Natural disasters including fire, explosion, drought, flood, volcanic eruption, earthquake, landslide, tide, storm, tornado, hurricane or similar events;

iii) Riot, demonstration, revolt, insurgency, war activities whether war is declared or not, opposition, terrorism, sabotage, embargo, blockade, quarantine or similar events;

iv) Vendor’s power plants or assets are nationalized, deprived or seized according to competent governmental authorities' decisions;

v) Vendor is not licensed by competent authorities or fails to obtain written approvals necessary despite its fulfillment of all duties according to the laws related to the said licenses and written approvals.

2. Announcement and endorsement of indemnity

...

b) When indemnity ends, the violating party must immediately inform the other. If the violating party fails or delays its announcements to the other party, it must compensate for damages caused.

c) The violating party bears the duty to evidence its indemnity with the affected party.

3. Indemnity and refusal to execute the contract in force majeure

a) The party committing violations due to force majeure is responsible for regularly reporting to the other party about the former’s implementation of solutions against force majeure or information reasonably requested by the other party. Such reports shall evidence the violating party's adducing of force majeure. The other party must be informed of force majeure' end time in 48 hours from the finis of such events, unless loss of communication occurs;

b) The party affected by force majeure is only excused for its non-execution or delay of contracted duties due to such events after it release notices and executes duties of recovery according to point a of this Article;

c) If force majeure obstructs one party's execution of its contracted duties in at least 180 days, one of the parties is allowed to unilaterally terminate the contract.

Article 12. Settlement of disputes

1. If disputes between the contract parties arise, the party provoking disputes must inform the other party in writing of the contents of such disputes. The parties are responsible for discussing solutions against disputes in 60 days upon the date of the notice from the party raising such disputes. The parties are responsible for discussing disputes over payments in 15 days. The parties are allowed to negotiate and execute an extension of dispute settlement time in writing.

2. If the parties fail to settle disputes through discussions within the time limit as per section 1 of this Article, the parties shall agree to forward their disputes to the Electricity Regulatory Authority or other authorities as unanimously selected by the parties to settle disputes according to relevant laws.

...

1. Restructuring of electricity sector and transfer of Buyer’s rights and duties

The parties agree that Buyer may be reorganized, restructured, dissolved or gradually deprived of its sole capacity of purchasing electricity for the conversion of the electricity sector's model to that of the competitive power market according to the pathway approved by Prime Minister or subsequent written amendments. When a competent governmental authority issues a decision on reorganizing, restructuring or dissolution, Buyer is allowed to assign all or parts of its contracted rights and duties without Vendor's consent to one or many successors, which are defined by the competent governmental authority. Such successors are responsible for executing Buyer’s legal rights and duties according to the laws.

Vendor must approve in writing all of Buyer’s assignment or relegation of its rights and duties from this contract.

2. Transfer of Vendor’s rights and duties

Vendor is only allowed to assign its rights and duties from this contract to successor(s) after obtaining Buyer’s written consent. Buyer cannot reject Vendor’s assignment or relegation without a reason. However, Vendor can relegate or assign parts or all of its contracted rights and duties on financing or financial arrangements for the power plant without Buyer’s agreement. The effect of this contract survives to continue the benefits and duties of Vendor's successors, assignees or relegated entities.

3. Transition to the competitive wholesale market

If the wholesale market or other models as per competent governmental authorities' decisions replace the competitive power market during the term of this contract, the parties are responsible for negotiating changes or replacements of this contract in consonance with the new electricity market structure on the condition that the parties' economic values from the contract remain unaffected.

Article 14. Retention of documents and provision of information

1. Retention of documents

...

2. Provision of information

Each party is responsible for providing the other party with figures, materials or papers necessary at reasonable level to evince the accuracy of payment invoices, pricing formulas or calculations as per the contract or verify the parties' abidance by the contract.

Article 15. Other expenses

Each party is responsible for paying taxes and fees or settling debts arising during its execution of the contract. The parties agree that this contract is not inclusive of expenses for power transmission, power distribution, connection or similar expenses. Each party is responsible for covering such expenses according to regulations.

Article 16. Authorized representative and exchange of information

1. Authorized representative

The authorized representatives of the contract parties are:

Vendor: Buyer:

________________________ ________________________

...

2. Exchange of information

a) Notices, invoices or essential information exchanged during the enforcement of this contract must be executed in writing. Their issue dates and relation to the contract must be clearly specified. The original of a fax must be sent by pre-paid post. Notices, invoices or information must be delivered to the following addresses:

Vendor: _________________________________

________________________________

Buyer: _________________________________

________________________________

b) Notices, invoices or information sent as per point a of this Section are deemed received:

(i) when delivered by hand; or:

(ii) when proof of delivery by guarantee post is signed; or:

...

(iv) when a regular postage's arrival is confirmed.

Article 17. Confidentiality

Each party bears the duty to maintain confidentiality of information and documents given by the other party as per the contract. Each party shall not disclose, publicize or exploit such information and documents for any purposes save the execution of its contracted duties. Exceptions are:

Documents and information are publicized or exploited according to the laws.

2. Documents and information are demanded by competent authorities.

3. Documents and information are announced or publicized by entities outside the contract.

Article 18. Other stipulations

1. Amendments to the contract

Every amendment to the contract must be executed in writing.

...

This contract is the final complete agreement between the parties and replaces all previous discussions, information and correspondences arising prior to the signing of this contract.

3. Third party

This contract only benefits its parties and does not constitute any benefits or duties for a third party.

4. Constitution of no joint venture

This contract does not constitute a joint venture or association between the parties or impose any legal duty or liability related to a joint venture or association on any of the parties. None of the parties is allowed to engage in or represent the other party to engage in an agent contract or act as a representative to perform duties against the other party.

5. Waiver of rights

One party's relinquishment of its contracted duties must be executed in writing and endorsed by its authorized representative’s signature. One party's non-execution or deferral of its rights from this contract is not construed as its abnegation of such rights.

6. Execution of remaining duties

Termination, closure or expiration of contract does not end the parties’ execution of their remaining duties as per the contract.

...

The contract is interpreted and executed as per the laws of Vietnam.

8. Separability of contents

If a part of the contract does not correspond with the laws or becomes void as per a competent government authority’s decision, other parts of the contract sustain effect on the condition that remaining parts constitute sufficient contents without the ineffectual part.

9. Titles

Titles in this contract are for the purpose of convenience without influence on the interpretation of the contract and do not constitute any duties on any of the contract parties.

This contract is executed into 09 equally valid originals. Each party retains 04 originals. Vendor is responsible for sending one original to the Electricity Regulatory Authority.

BUYER'S REPRESENTATIVE
(Professional title)

(Sign and seal)
(Full name)

VENDOR'S REPRESENTATIVE
(Professional title)

(Sign and seal)
(Full name)<

...

APPENDIX 1

PRIMARY PARAMETERS OF THE POWER PLANT
(Enclosed to the Contract No. ... dated ...)

This includes description, charts and technical specifications of the power plant

1. Turbine

a) Quantity

b) Type

c) Manufacturer

2. Boiler

a) Quantity

...

c) Steam pressure

d) Temperature of saturated steam in steam drum

dd) Temperature of superheated steam

e) Temperature of water filtered and supplied

g) Boiler's output

h) Fuel consumption

i) Temperature of heated air

k) Temperature of exhaust gases

3. Electric generator

...

b) Type

c) Generator’s output (MVA)

d) Output voltage (kV)

dd) Cosj

e) Rotations (per minute)

g) Frequency

h) Supplier

4. Transformer

a) Quantity

...

c) Transformer ratio

d) Wiring diagram

dd) Short-circuit voltage Uk

e) Type (Technical description of the transformer)

5. Electricity distributor and breaker

a) Breaker for … kV

- Quantity

- Type

b) Disconnector switch for … kV

...

- Type

c) Current transformer for … kV

- Quantity

- Type

d) Voltage transformer for … kV

- Quantity

- Type

dd) Lightning arrester for … kV

- Quantity

...

e) Capacitor and high-frequency choke

- Quantity

- Type

g) Protective relay and automatic control system, ancillary equipment system

6. Connection to the national power grids

a) Connection line

b) Type of connection line

c) Rated voltage

d) Conductor

...

e) Circuit length

APPENDIX 2

MEASUREMENT AND DATA COLLECTION SYSTEM
(Enclosed to the Contract No. … dated …)

I. Measurement points

The parties agree to employ the power plant’s current measurement points as follows:

Generator

Primary measurement system

Backup measurement system

...

[...]

II. Method for the calculation of the amount of electricity delivered

On the 1^st of each month, the parties' legal representatives shall record and confirm the meters' indicators at 0 o'clock on the first of the month and the immediate preceding month’s amount of electricity delivered in writing.

a) The following formula defines the amount of electricity delivered by Vendor to Buyer in a billed month:

...

Including:

A_G,i:

The relevant amount of electricity outward at the measurement point i of the primary measurement system in the month;

A_G:

The amount of electricity that Buyer pays to Vendor in the billed month (kWh).

b) The following formula defines the amount of electricity that Vendor receives from the national power grids in a billed month:

Including:

A_N,i:

...

A_N:

The amount of electricity that Vendor pays for ... [power corporation] according to the electricity selling price list for industrial customers as per competent governmental authorities’ regulations (kWh).

c) Vendor and Buyer augment the amount of reactive electricity for generators running in rotary compensation mode.

APPENDIX 3

AGREEMENT ON OPERATIONAL CHARACTERISTICS
(Enclosed to the Contract No. ... dated ...)

The parties agree to the following main operational characteristics of the power plant:

1. Generator's generative output

a) Minimum generative output: … MW.

...

2. Time for start and synchronization

The following table defines the time for start and synchronization of generators with the national power grids from generators’ shutdown conditions:

Condition

Shutdown time

Time from start to synchronization

Cold boot

From … hours

... hours

Warm boot

...

... hours

Hot boot

Less than … hours

... hours

3. Load variation speed

a) Average load reducing speed: … MW per minute

b) Average load increasing speed: ... MW per minute

4. Power plant's output power factor, voltage regulation and frequency limit in normal operational conditions.

a) The power plant operates according to the dispatching regulations applicable to the power plant's technical specifications.

...

Frequency limit: The power plant operates with the frequency range of 49.8 to 50.2 Hz.

APPENDIX 4

DATA REQUIRED FOR SCADA/EMS SYSTEM
(Enclosed to the Contract No. … dated …)

APPENDIX 5

ANCILLARY SERVICE PRICE AND PAYMENT
(Enclosed to the Contract No. … dated …)

I. Ancillary service price

1. Fixed price g_cđ:

...

Year

Output annually announced (kW)

Fixed price g_cđ
(VND/kW/month)

Generator 1

....

Generator n

Total

...

2. Variable price g_bđ:

The power plant’s variable price (g_bđ,i,j) is defined according to each generator's output level through the following formula:

Including:

The variable price of the generator i at the output level j (VND/kWh);

...

Refined fuel consumption rate of the generator i at the power j is determined subject to the fuel consumption characteristics of the generator (kg/kWh or BTU/kWh)

G_nl:

The average fuel price in the month (exclusive of value added tax) (VND/kg or VND/BTU);

C_vip,i,j:

Auxiliary material cost rate for the generator i’s production of 1 kW of electricity per hour at the output level j (VND/kWh);

The generator i of the power plant.

Table 2. Refined fuel consumption and auxiliary material cost rate

Generator

...

Refined fuel consumption b_i,j (g/kWh)

Auxiliary material cost c_vlp,i (VND/kWh)

...

3. Booting price C_kđ

a) The booting price (C_kđ,i,j), calculated when a generator of the power plant is started, is defined by the following formula:

Including:

Fuel price for the start of the generator i at the booting mode j (VND);

M_i,j:

...

G_nl:

Average price of fuel consumed in the month m (exclusive of value added tax) (VND/kg or VND/BTU);

Auxiliary fuel consumption rate for the start of the generator i at the booting mode j in a coal-fired thermal power station (kg);

g_nlp:

The price of auxiliary fuel consumed to start the coal-fired thermal power station’s generators (VND/kg);

The cost of auxiliary materials for the start of the generator i at the booting mode j in a coal-fired thermal power station;

...

The generator i of the provider of ancillary services.

Table 3. Fuel consumption rate for the start of a generator (kg/time)

Generator

Booting mode

Hot boot

Warm boot

Cold boot

...

b) This contract validates generator starts in the following events:

- Generators are started after repaired according to registered plans;

- Generators are started at Buyer’s request;

...

If a generator is started at Buyer’s request but is not connected to the grids then is shut down on request, each start shall be billed through Vendor's sufficient documents specifying dispatching orders that Vendor has received during the start of the generator (start order receipt time, shutdown order receipt time ...) and relevant documents evidencing the activation of the start process (generators marked).

All restarts due to subjective or unplanned issues shall not be billed.

II. Payment for ancillary services:

Buyer makes payments, on monthly basis, for Vendor's provision of ancillary services. The following formulate specifies such payments:

T_m = (T_cđ,m + T_bđ,m + T_kđ,m + T_k,m) x (1+VAT)

Including:

T_m:

Total payment (VND) for ancillary services, which Buyer gives to Vendor in the month m;

T_cđ,m:

...

T_bđ,m:

Total variable cost in the month m (VND);

T_kđ,m:

Total cost for generator start in the month m (VND);

T_k,m:

The sum of other payables (VND);

VAT:

Valued added tax

1. Total fixed cost

...

Including:

T_Cđ,m:

Total fixed cost in the month m (VND);

g_cđ:

The fixed price as defined in section 1, title 1 of this Appendix (VND/(kw.month));

Available output realized by the generator i at the hour h (MW);

...

Number of generators in the power plant

b) The available output realized by the generator I at the hour h in the month m is calculated as follows:

- The available output announced (or the valid adjusted available output announced, if available) when the actual average generative output of the generator i at the hour h equals or exceeds 95% of the output actually demanded at Buyer's request.

- The actual generative output of the generator i at the hour h (or the valid adjusted available output, if available) when the actual generative output of the generator i is lower than 95% of the output actually demanded at Buyer’s request.

2. Total variable cost

The following formula specifies total monthly variable cost (T_bđ,m) that Buyer pays to Vendor:

Including:

...

Total variable cost in the month m (VND);

The variable price of the generator i at the output level j in the hour h, as defined in section 2, title 1 of this Appendix (VND/kWh);

The effective amount of electricity of the generator i at the hour h at the delivery point (VND/kWh);

Number of hours in the month m;

Total quantity of the power plant’s generators

...

The following formula regulates total monthly generator start cost (T_kđ,m) that Buyer pays to Vendor:

Including:

T_kđ,m:

Total generator start cost in the month m (VND).

The price for the start of the generator i at the booting mode j is defined in section 3, title 1 of this Appendix (VND);

Rate of electricity internally consumed for the start of the generator i at the booting mode j (kWh);

...

The price of electricity, purchased by the ancillary service provider from the power system to start the generator, is defined according to the electricity retail price list (hourly average price) for customers producing electricity at the voltage level for internal consumption by generators in the month m (VND/kWh);

Number of billed starts of the generator i at the booting mode j;

The generator’s booting mode;

Number of generators in the power plant

Table 4. Rate of electricity internally consumed for generator start (kWh/start)

Generator

...

Hot boot

Warm boot

Cold boot

...

4. Other payables

The sum of other monthly payables that Buyer pays to Vendor is composed of:

a) Total drying cost (T_xs,m) is calculated by the following formula:

Including:

c_xs,i:

Electricity consumption rate for drying the generator I in standby shutdown condition in 1 hour (subject to the duration of standby shutdown) (kWh/hour);

g_e,xs:

...

H_i:

Total number of hours, in which the generator i is dried, in the month m (hours)

b) The amount balancing fuel cost difference due to the use of alternative fuel other than the primary one;

c) The following formulate defines total payables for generators providing reactive electricity T_pk,m (generators only running in rotary compensation mode) at the request of the operator of electric power system and electricity market:

T_pk,m = T_kdpk + T_pkp + T_pkn + T_xs,m

Including:

T_kdpk:

Fixed sum of the generator producing reactive electricity in the month m (VND), determined via the following formula:

T_kdpk = Q_pk x G_pk x H_pk

...

Total variable cost of the generator producing reactive electricity in the month m (VND), as defined by the following formula:

T_pkn:

Total variable cost of the generator receiving reactive electricity in the month m (VND), through the following formula:

T_xs,m:

Total drying cost of the generator producing reactive electricity in the month m (VND), through the following formula:

Q_pk:

Total reactive output, as announced, of generators producing reactive electricity in the month m (kVar);

...

Fixed price subject to available reactive output (VND/kVAr/th), as negotiated according to actual contract value;

H_pk:

Coefficient of availability of generators producing reactive electricity in the month m;

A_Gpkp,i,j:

The amount of reactive electricity generated by the generator i at the hour h in the month m at the point of delivery (kVarh);

G_pkp,i,j:

The price of reactive electricity generated by the generator i (VND/kVArh), as defined by the following formula:

G_pkp,ij - c_vlp,i + c_ep,i,j x g_e

c_vlpi:

...

c_ep,i,j:

Electricity consumption for the generation of 01 kVArh by the generator i providing reactive electricity at the output level j (kWh/kVArh);

g_e:

The price of electricity, purchased by the ancillary service provider from the power system to generate or receive reactive power, is defined according to the electricity retail price list (price in normal hours) for customers producing electricity at the voltage level for internal consumption by generators in the month m (VND/kWh)

A_Gpkn,i,j:

The amount of reactive electricity that the generator i receives at the hour h at the point of delivery (kVArh);

G_pkn,i,j:

The price of reactive electricity that the generator i receives (VND/kVarh), as determined by the following formula:

G_pkn,i,j = c_vlp,i + c_en,i,j x g_e

...

Electricity consumption for the rotary compensation generator to receive 01 kVarh at the output level j (kWh/kVArh);

c_xs,i:

Electricity consumption rate for drying the reactive output generator i in standby shutdown condition in 1 hour (kWh/hour);

g_e,xs:

The price of electricity, purchased by the ancillary service provider from the power system to dry reactive output generators, is defined according to the electricity retail price list (price in normal hours) for customers producing electricity at the voltage level for drying generators in the month m (VND/kWh);

H_i:

Total number of hours, at which the generator I is dried, in the month m (hours).

d) The cost of generators for ancillary services running on no load at the request of the operator of electric power system and electricity market;

dd) Taxes and other payables according to current regulations and the contract (if any);

...

;

Thông tư 21/2015/TT-BCT Quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trình tự kiểm tra hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Số hiệu:	21/2015/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Hoàng Quốc Vượng
Ngày ban hành:	23/06/2015
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 - [1]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [0]

Văn bản được dẫn chiếu - [2]

Văn bản được căn cứ - [5]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Văn bản liên quan cùng nội dung - [4]

Văn bản hướng dẫn - [0]

Văn bản hợp nhất - [5]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [3]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [0]

- 14 +

Tải Văn bản tiếng Việt
Tải bản PDF
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