quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời

• Số hiệu: 16/2017/TT-BCT
• Ngày ban hành: 12 tháng 9, 2017
• Số điều: 66

Điều Lời mở đầu

BỘ CÔNG THƯƠNG | CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc

Số: 16/2017/TT-BCT | Hà Nội, ngày 12 tháng 9 năm 2017

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH VỀ PHÁT TRIỂN DỰ ÁN VÀ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

Căn cứ Luật Điện lực số 28/2004/QH11 ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng 8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo,

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1 Phạm vi điều chỉnh

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh

Thông tư này quy định về phát triển dự án điện mặt trời nối lưới, dự án điện mặt trời mái nhà và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời nối lưới và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam (sau đây viết tắt là Hợp đồng mua bán điện mẫu).

Điều 2 Đối tượng áp dụng

Điều 2. Đối tượng áp dụng

Thông tư này áp dụng đối với tổ chức, cá nhân tham gia phát triển dự án điện mặt trời tại Việt Nam và các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

Điều 3 Giải thích từ ngữ

Điều 3. Giải thích từ ngữ

1. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền.

2. Bên bán điện là tổ chức, cá nhân có giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện từ các nhà máy điện mặt trời nối lưới; tổ chức, cá nhân có dự án điện mặt trời trên mái nhà bán lượng điện dư cho Bên mua điện.

3. Ngày vận hành thương mại là ngày một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện mặt trời nối lưới sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện sau: (i) Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với một phần hoặc toàn bộ của nhà máy điện mặt trời nối lưới và các trang thiết bị đấu nối; (ii) Nhà máy điện mặt trời nối lưới đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện; (iii) Bên bán điện và Bên mua điện chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.

4. Wp, KWp, MWp là đơn vị đo công suất điện một chiều của tấm pin quang điện sản xuất tại điều kiện tiêu chuẩn và được nhà sản xuất công bố.

5. Tiềm năng điện mặt trời lý thuyết là tiềm năng điện mặt trời được xác định trên cơ sở bức xạ mặt trời theo lý thuyết.

6. Tiềm năng điện mặt trời kỹ thuật là tiềm năng điện mặt trời có thể triển khai xây dựng và vận hành dự án điện mặt trời trên cơ sở điều kiện kỹ thuật và công nghệ hiện tại.

7. Tiềm năng điện mặt trời kinh tế là tiềm năng điện mặt trời có thể triển khai khai thác dự án hiệu quả, đem lại lợi nhuận hợp lý cho chủ đầu tư.

Chương II

QUY HOẠCH VÀ PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 4 Quy hoạch phát triển điện mặt trời quốc gia

Điều 4. Quy hoạch phát triển điện mặt trời quốc gia

Quy hoạch điện mặt trời Quốc gia: chỉ lập một lần duy nhất, các lần cập nhật điều chỉnh bổ sung sau được thực hiện khi lập điều chỉnh, bổ sung quy hoạch điện lực Quốc gia. Việc lập, phê duyệt và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời quốc gia được quy định tại Điều 5, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ ban hành cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam (Quyết định số 11).

Điều 5 Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Điều 5. Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi chung là quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh): chỉ lập đối với các tỉnh có tiềm năng lớn về điện mặt trời và chỉ lập một lần duy nhất, các lần cập nhật điều chỉnh bổ sung sau được thực hiện khi lập điều chỉnh, bổ sung quy hoạch điện lực tỉnh. Quy hoạch điện mặt trời cấp tỉnh là Đề án quy hoạch nhằm xác định tổng tiềm năng điện mặt trời lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế, phân bố tiềm năng mặt trời tại các khu vực trong phạm vi toàn tỉnh, trong từng giai đoạn đầu tư xây dựng đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030. Quy hoạch điện mặt trời cấp tỉnh được lập một lần và bổ sung cùng với quy hoạch điện lực tỉnh.

Điều 6 Nội dung quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Điều 6. Nội dung quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Đề cương quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh (sau đây gọi là Đề án quy hoạch) được quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 7 Trình tự và thủ tục lập và trình quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Điều 7. Trình tự và thủ tục lập và trình quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

1. Lập đề cương chi tiết và lựa chọn tư vấn

a) Trên cơ sở kế hoạch vốn ngân sách bố trí cho công tác quy hoạch, Sở Công Thương có trách nhiệm lập đề cương chi tiết và dự toán kinh phí trình Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây gọi là Ủy ban nhân dân cấp tỉnh) phê duyệt;

b) Sở Công Thương lựa chọn tổ chức tư vấn có đủ năng lực để giao lập quy hoạch trên cơ sở đề cương và dự toán được duyệt và trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt.

2. Lập và trình quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

a) Tổ chức tư vấn được chọn có trách nhiệm lập Đề án quy hoạch theo đúng đề cương đã được duyệt và thời hạn được giao;

b) Trong quá trình lập Đề án quy hoạch, tổ chức tư vấn phải thực hiện các bước báo cáo trung gian để lấy ý kiến các cơ quan liên quan và hoàn chỉnh Đề án quy hoạch;

c) Sở Công Thương có trách nhiệm lấy ý kiến các cơ quan liên quan, Công ty điện lực tỉnh và Tổng công ty điện lực miền có liên quan đến Đề án quy hoạch. Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ khi nhận được văn bản lấy ý kiến, các cơ quan, đơn vị được lấy ý kiến có trách nhiệm nghiên cứu, góp ý bằng văn bản gửi Sở Công Thương và tổ chức tư vấn lập Đề án quy hoạch;

d) Sở Công Thương trình Ủy ban nhân dân cấp tỉnh thông qua Đề án quy hoạch để trình Bộ Công Thương;

đ) Hồ sơ trình Bộ Công Thương phê duyệt quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh bao gồm:

- Tờ trình phê duyệt quy hoạch của Ủy ban nhân dân cấp tỉnh;

- Mười (10) bộ Đề án quy hoạch hoàn chỉnh và một (01) CD/USB chứa báo cáo Đề án Quy hoạch và các tài liệu kèm theo (Thuyết minh, Phụ lục, dữ liệu, số liệu, ý kiến góp ý của các cơ quan liên quan và các tài liệu tham chiếu khác);

- Mười (10) bộ báo cáo tóm tắt của Đề án quy hoạch;

- Văn bản góp ý, kiến nghị của các cơ quan có liên quan;

- Giải trình, tiếp thu ý kiến góp ý của các cơ quan có liên quan.

Điều 8 Thẩm định, phê duyệt và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

Điều 8. Thẩm định, phê duyệt và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh

1. Thẩm định và phê duyệt quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh.

a) Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo thẩm định Đề án quy hoạch. Trường hợp cần thiết, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có thể thuê tư vấn thẩm tra, tư vấn phản biện phục vụ công tác thẩm định;

b) Trong thời hạn năm (05) ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ hợp lệ, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo phải gửi văn bản lấy ý kiến các cơ quan và địa phương có liên quan về nội dung Đề án quy hoạch (nếu cần);

c) Các cơ quan và địa phương được lấy ý kiến có trách nhiệm nghiên cứu và có văn bản trả lời gửi Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản lấy ý kiến về Đề án quy hoạch;

d) Sau khi nhận được ý kiến chính thức bằng văn bản của các cơ quan, đơn vị có liên quan, trong vòng mười (10) ngày làm việc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo hoàn chỉnh báo cáo thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt;

đ) Trường hợp Đề án quy hoạch cần bổ sung, hiệu chỉnh theo ý kiến thẩm định (nếu có), trong vòng năm (05) ngày làm việc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có văn bản gửi Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chỉ đạo tổ chức tư vấn sửa đổi, bổ sung Đề án quy hoạch;

e) Trong thời hạn mười lăm (15) ngày làm việc, kể từ khi nhận được Đề án quy hoạch hoàn chỉnh, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo hoàn thành báo cáo thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt Đề án quy hoạch.

2. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chịu trách nhiệm công bố Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh trên Cổng thông tin điện tử của tỉnh.

3. Kinh phí thẩm định và công bố quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh được thực hiện theo quy định pháp luật có liên quan.

Điều 9 Bổ sung, điều chỉnh dự án điện mặt trời vào quy hoạch phát triển điện lực

Điều 9. Bổ sung, điều chỉnh dự án điện mặt trời vào quy hoạch phát triển điện lực

1. Đối với dự án điện mặt trời chưa có trong danh mục của một trong các Quy hoạch: Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh; Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp quốc gia; Quy hoạch phát triển điện lực cấp tỉnh; Quy hoạch phát triển điện lực cấp quốc gia được phê duyệt, Bộ Công Thương xem xét, phê duyệt bổ sung quy hoạch dự án điện mặt trời có quy mô công suất nhỏ hơn hoặc bằng 50 MW; trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt bổ sung quy hoạch dự án điện mặt trời có quy mô công suất lớn hơn 50 MW.

2. Trình tự thủ tục bổ sung dự án điện mặt trời vào quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh hoặc quốc gia thực hiện theo trình tự bổ sung dự án vào quy hoạch điện lực tỉnh hoặc quốc gia.

3. Ngoài các nội dung quy định đối với Hồ sơ bổ sung quy hoạch điện tỉnh hoặc quốc gia cần bổ sung các nội dung sau:

a) Tiềm năng bức xạ mặt trời tại vị trí dự án;

b) Mô tả dự án: Vị trí, quy mô và diện tích xây dựng công trình, các hạng mục công trình thuộc dự án; các nội dung về quy hoạch ngành và quy hoạch xây dựng của địa phương;

c) Sự cần thiết phải đầu tư xây dựng dự án, các điều kiện thuận lợi và khó khăn;

d) Sơ bộ các giải pháp thực hiện, bao gồm: Phương án kỹ thuật, công nghệ và công suất; phương án đấu nối hạ tầng kỹ thuật; phương án lắp đặt thiết bị; tiến độ thực hiện và hình thức quản lý dự án; phương án chung về bồi thường tái định cư và phương án hỗ trợ xây dựng hạ tầng kỹ thuật (nếu có);

đ) Tổng mức đầu tư của dự án; khả năng thu xếp vốn, nguồn vốn và khả năng cấp vốn theo tiến độ; phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế - tài chính, hiệu quả xã hội của dự án;

e) Thông tin cơ bản về chủ đầu tư: Các tài liệu về tư cách pháp lý, Giấy chứng nhận doanh nghiệp, nhân sự chủ chốt, kinh nghiệm thực hiện dự án, năng lực tài chính, kỹ thuật, trong đó cần kê khai danh sách các dự án đã thực hiện (bao gồm các dự án công nghiệp và dự án điện), nếu có.

Điều 10 Dự án đầu tư điện mặt trời nối lưới

Điều 10. Dự án đầu tư điện mặt trời nối lưới

1. Chủ đầu tư chỉ được lập dự án đầu tư điện mặt trời có trong các Quy hoạch: Quy hoạch phát triển điện mặt trời cấp tỉnh, cấp quốc gia; Quy hoạch phát triển điện lực cấp tỉnh, cấp quốc gia được phê duyệt.

2. Nội dung dự án đầu tư điện mặt trời tuân thủ theo các quy định về quản lý đầu tư xây dựng công trình và các yêu cầu sau:

a) Đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án điện mặt trời đối với hệ thống điện trong khu vực;

b) Có thiết bị kết nối với hệ thống SCADA hoặc thông tin điều độ để thông tin dự báo về sản lượng điện phát theo giờ đến cơ quan Điều độ có quyền điều khiển;

3. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu của các dự án điện mặt trời nối lưới không được thấp hơn hai mươi phần trăm (20 %) tổng mức đầu tư.

4. Diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/ 01 MWp.

Điều 11 Đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà

Điều 11. Đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà

1. Đối với dự án điện mặt trời mái nhà có công suất nhỏ hơn 01 (một) MW

Chủ đầu tư đăng ký đấu nối với Công ty điện lực tỉnh/thành phố trực thuộc trung ương (viết tắt là Công ty điện lực tỉnh) các thông tin chính: Công suất dự kiến, thông số kỹ thuật của tấm pin quang điện, thông số của bộ biến đổi điện xoay chiều. Để đảm bảo an toàn cho hệ thống lưới điện, bộ biến đổi điện từ một chiều sang xoay chiều phải có chức năng chống hòa lưới khi lưới điện không có điện và đảm bảo các tiêu chuẩn về điện áp, tần số theo quy định.

2. Đối với dự án điện mặt trời mái nhà có công suất bằng hoặc lớn hơn 01 (một) MW, Chủ đầu tư dự án điện mặt trời mái nhà thực hiện thủ tục bổ sung quy hoạch phát triển điện mặt trời và quy hoạch phát triển điện lực theo quy định tại Điều 9 của Thông tư này.

3. Công ty điện lực tỉnh phối hợp với nhà đầu tư lắp đặt công tơ hai chiều và ghi nhận sản lượng điện tiêu thụ và sản lượng điện mặt trời sản xuất hàng tháng. Chi phí đầu tư công tơ hai chiều do Công ty điện lực tỉnh chịu trách nhiệm chi trả.

4. Các dự án điện mặt trời mái nhà phải áp dụng hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này.

Điều 12 Sửa đổi khoản 1 Điều 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT như sau:

Điều 12. Sửa đổi khoản 1 Điều 41 Thông tư số 39/2015/TT-BCT như sau:

“1. Công suất đấu nối

a) Tổng công suất đặt của các hệ thống điện mặt trời đấu nối vào cấp điện áp hạ áp của trạm biến áp hạ thế không được vượt quá công suất đặt của trạm biến áp đó;

b) Hệ thống điện mặt trời có công suất dưới 03 KWp trở xuống được đấu nối vào lưới điện hạ áp 01 (một) pha hoặc 03 (ba) pha;

c) Hệ thống điện mặt trời có công suất từ 03 KWp được đấu nối vào lưới điện hạ áp 03 (ba) pha.”

Điều 13 Yêu cầu về giấy phép hoạt động điện lực

Điều 13. Yêu cầu về giấy phép hoạt động điện lực

Dự án điện mặt trời nối lưới, dự án điện mặt trời trên mái nhà có quy mô công suất bằng hoặc lớn hơn 01 (một) MW phải được cấp giấy phép hoạt động điện lực, và tuân thủ theo quy định tại Thông tư số 12/2017/TT-BCT ngày 31 tháng 7 năm 2017 của Bộ Công Thương.

Điều 14 Yêu cầu về an toàn công trình và bảo vệ môi trường

Điều 14. Yêu cầu về an toàn công trình và bảo vệ môi trường

1. Hoạt động đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời phải tuân thủ theo các quy định, quy chuẩn về an toàn công trình và bảo vệ môi trường hiện hành.

2. Bên bán điện có trách nhiệm tháo dỡ, hoàn trả mặt bằng, thu dọn nhà máy điện mặt trời sau khi kết thúc dự án điện mặt trời theo các quy định, quy chuẩn về an toàn công trình và bảo vệ môi trường.

Chương III

GIÁ ĐIỆN CỦA DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 15 Đối với dự án nối lưới

Điều 15. Đối với dự án nối lưới

1. Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án điện mặt trời nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo quy định tại Khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11.

2. Giá mua điện quy định tại Khoản 1 chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

3. Các dự án điện mặt trời được áp dụng giá bán điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác.

4. Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời nêu tại Khoản 1 Điều này được tính toán đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Điều 16 Đối với dự án điện mặt trời mái nhà

Điều 16. Đối với dự án điện mặt trời mái nhà

1. Các dự án điện mặt trời trên mái nhà được thực hiện cơ chế bù trừ điện năng (net-metering) sử dụng hệ thống công tơ hai chiều. Trong một chu kỳ thanh toán, nếu lượng điện phát ra từ các dự án điện mặt trời trên mái nhà lớn hơn lượng điện tiêu thụ sẽ được chuyển sang chu kỳ thanh toán kế tiếp. Khi kết thúc năm hoặc khi kết thúc hợp đồng mua bán điện, lượng điện phát dư sẽ được bán cho bên mua điện với giá bán điện theo quy định tại Khoản 2 Điều này.

2. Giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) là 2.086 đồng/kWh (tương đương với 9,35 Uscents/kWh, theo tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 10 tháng 4 năm 2017 là 22.316 đồng/USD).

3. Giá điện cho năm tiếp theo được điều chỉnh theo tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày làm việc cuối cùng của năm trước.

4. Giá mua điện quy định tại Khoản 2 và 3 chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời mái nhà có ngày vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

5. Các dự án điện mặt trời trên mái nhà áp dụng giá bán điện theo quy định tại Điều này không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định khác.

6. Chi phí mua điện từ các dự án điện mặt trời trên mái nhà quy định tại Điều này được tính toán đầy đủ trong thông số đầu vào của phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

7. Quy định về thuế, phí của các dự án điện mặt trời trên mái nhà theo cơ chế bù trừ điện năng được thực hiện theo hướng dẫn của Bộ Tài chính.

Chương IV

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 17 Hợp đồng mua bán điện mẫu cho dự án điện mặt trời

Điều 17. Hợp đồng mua bán điện mẫu cho dự án điện mặt trời

Việc sử dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu cho dự án điện mặt trời nối lưới và dự án điện mặt trời mái nhà là bắt buộc trong mua bán điện giữa Bên bán điện và Bên mua điện.

Điều 18 Nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời

Điều 18. Nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời

1. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời nối lưới quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Nội dung Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện mặt trời trên mái nhà quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này. Hợp đồng mua bán điện mẫu theo Phụ lục 3.1 áp dụng đối với chủ đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà là khách hàng sử dụng điện có mục đích sinh hoạt hoặc ngoài mục đích sinh hoạt áp dụng công tơ 1 giá; Hợp đồng mua bán điện mẫu theo Phụ lục 3.2 áp dụng đối với chủ đầu tư dự án điện mặt trời trên mái nhà là khách hàng sử dụng điện có mục đích sản xuất hoặc kinh doanh áp dụng giá điện theo thời gian sử dụng điện trong ngày sử dụng công tơ 3 giá.

3. Bên bán điện và Bên mua điện được bổ sung nội dung của Hợp đồng mua bán điện mẫu để làm rõ trách nhiệm, quyền hạn của các bên nhưng không được làm thay đổi nội dung cơ bản của Hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Thông tư này.

Chương V

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 19 Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước

Điều 19. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước

1. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo có trách nhiệm:

a) Hỗ trợ Bên mua điện và Bên bán điện giải quyết vướng mắc trong hợp đồng mua bán điện mẫu theo đề nghị của một hoặc các Bên;

b) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.

2. UBND cấp tỉnh có trách nhiệm theo dõi, giám sát việc đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời tại địa phương theo quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh và quốc gia được phê duyệt, phù hợp với các quy định tại Thông tư này.

Điều 20 Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan

Điều 20. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan

1. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm

a) Tính toán đầy đủ chi phí mua điện của các dự án điện mặt trời và đưa vào thông số đầu vào trong phương án giá bán điện hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trình cơ quan có thẩm quyền phê duyệt;

b) Ban hành quy trình đăng ký, tiếp nhận hồ sơ đề nghị lắp đặt điện mặt trời mái nhà; quy trình thủ tục nghiệm thu, ký hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời mái nhà;

c) Thỏa thuận, ký kết và thực hiện hợp đồng với Bên bán điện theo Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Điều 18 và giá mua bán điện áp dụng cho các dự án điện mặt trời theo quy định tại Điều 15, 16 của Thông tư này;

d) Tuân thủ quy định điều độ hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

2. Bên bán điện có trách nhiệm

a) Thỏa thuận, ký kết và thực hiện hợp đồng với Bên mua điện theo Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Điều 18 và giá mua bán điện áp dụng cho các dự án điện mặt trời theo quy định tại Điều 15, 16 của Thông tư này;

b) Lắp đặt công tơ đo đếm điện năng sử dụng cho thanh toán tiền điện phù hợp với quy định;

c) Tuân thủ quy định điều độ hệ thống điện, quy định hệ thống điện truyền tải, quy định hệ thống điện phân phối do Bộ Công Thương ban hành.

Điều 21 Điều khoản chuyển tiếp

Điều 21. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với các các dự án điện mặt trời đã vận hành trước ngày 01 tháng 6 năm 2017, Bên bán điện và Bên mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, ký kết phụ lục sửa đổi theo quy định của Thông tư này, áp dụng kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2017.

2. Trường hợp các dự án điện mặt trời có ngày vận hành thương mại trong khoảng thời gian từ ngày 01 tháng 6 năm 2017 đến ngày Thông tư này có hiệu lực, thì dự án được ký hợp đồng mua bán điện theo Hợp đồng mua bán điện mẫu tính từ ngày dự án đưa vào vận hành thương mại.

Điều 22 Hiệu lực thi hành

Điều 22. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26 tháng 10 năm 2017.

2. Trong quá trình thực hiện, trường hợp có khó khăn, vướng mắc, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo phối hợp với các cơ quan, đơn vị có liên quan báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, sửa đổi, bổ sung Thông tư này./.

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; - UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc TW; - Công báo; - Website Chính phủ; - Website: Bộ Công Thương; Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo; - Bộ Tư pháp (Cục kiểm tra VBQPPL); - Sở Công Thương các tỉnh, thành phố trực thuộc TW; - Tập đoàn Điện lực Việt Nam; - Các Tổng Công ty Điện lực; - Lưu VT, ĐL, PC. | BỘ TRƯỞNG Trần Tuấn Anh

PHỤ LỤC 1

NỘI DUNG ĐỀ ÁN QUY HOẠCH PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI CẤP TỈNH (Ban hành kèm theo Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12 tháng 9 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

A. Phần thuyết minh

Chương 1. Tổng quan về tình hình phát triển điện mặt trời tại Việt Nam và của tỉnh

1.1. Công nghệ và xu hướng phát triển năng lượng mặt trời

1.2. Các chính sách vùng và quốc gia liên quan đến phát triển điện mặt trời

1.3. Thực trạng phát triển điện mặt trời ở Việt Nam và các nghiên cứu về tiềm năng năng lượng mặt trời hiện có ở Việt Nam

1.4. Phương pháp nghiên cứu lập quy hoạch

1.5. Cơ chế hỗ trợ phát triển điện mặt trời

Chương 2. Đặc điểm tự nhiên và kinh tế - xã hội của tỉnh

2.1. Đặc điểm tự nhiên

2.1.1. Vị trí địa lý

2.1.2. Đặc điểm địa hình

2.1.3. Đặc điểm sông ngòi

2.1.4. Điều kiện khí tượng

2.2. Đặc điểm kinh tế - xã hội

2.2.1. Hiện trạng kinh tế - xã hội

2.2.2. Phương hướng phát triển kinh tế - xã hội

2.3. Hiện trạng và kế hoạch sử dụng đất

Chương 3. Hiện trạng và phương hướng phát triển nguồn và lưới điện trên địa bàn tỉnh

3.1. Hiện trạng nguồn và lưới điện tỉnh

3.2. Nhu cầu phụ tải điện tỉnh

3.3. Kế hoạch phát triển nguồn điện trên địa bàn tỉnh

Chương 4. Xác định tiềm năng điện mặt trời lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế và khả năng khai thác nguồn năng lượng mặt trời của tỉnh

4.1. Các số liệu đầu vào.

4.2. Phương pháp xử lý số liệu.

4.3. Các kết quả chính.

4.4. Đặc điểm của bức xạ mặt trời mặt trời khu vực.

4.5. Bản đồ atlas mặt trời ứng với các độ cao điển hình

4.6. Xác định các khu vực có tiềm năng mặt trời cho phát triển điện mặt trời

4.7. Đánh giá tiềm năng mặt trời lý thuyết.

4.8. Xác định công suất điện mặt trời lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế theo từng vùng

Chương 5. Quy hoạch khu vực cho phát triển điện mặt trời và Danh mục các dự án điện mặt trời giai đoạn đến năm 2020 có xét đến năm 2030: Diện tích và ranh giới các khu vực cho phát triển các dự án điện mặt trời; quy mô công suất của các dự án điện mặt trời.

5.1. Tiêu chí lựa chọn

5.2. Xếp hạng sơ bộ

5.3. Xác định và phân loại các vùng có khả năng phát triển điện mặt trời

5.3. Danh mục các dự án điện mặt trời (Diện tích và ranh giới các khu vực phát triển các dự án điện mặt trời; quy mô công suất của từng dự án điện mặt trời)

Chương 6. Định hướng đấu nối hệ thống điện quốc gia

6.1. Cấp điện áp đấu nối từng vùng

6.2. Công suất đấu nối vào hệ thống điện tại các địa điểm đấu nối

Chương 7. Nhu cầu vốn đầu tư và hiệu quả tài chính của dự án

7.1. Chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật của dự án điện mặt trời nối lưới

7.2. Dự kiến tổng mức đầu tư.

7.3. Phân kỳ đầu tư.

7.4. Dự kiến suất đầu tư các dự án từng vùng.

7.5. Phân tích hiệu quả tài chính của dự án.

Chương 8. Đánh giá tác động môi trường trong hoạt động điện mặt trời

8.1. Đánh giá các ảnh hưởng việc sử dụng đất.

8.2. Tái định cư.

8.3. Đánh giá tác động môi trường.

8.4. Kết luận

Chương 9. Các giải pháp và cơ chế chính sách

9.1. Các giải pháp chủ yếu

9.2. Các cơ chế chính sách.

9.3. Tổ chức thực hiện.

Chương 10. Kết luận và kiến nghị

B. Các phụ lục, bản vẽ và bản đồ

PHỤ LỤC 2

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI (Ban hành kèm theo Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12 tháng 9 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

MỤC LỤC

Điều 1 Định nghĩa

Điều 1. Định nghĩa

Điều 2 Giao nhận và mua bán điện

Điều 2. Giao nhận và mua bán điện

Điều 3 Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 4 Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 5 Phối hợp xử lý trong trường hợp bất khả kháng

Điều 5. Phối hợp xử lý trong trường hợp bất khả kháng

Điều 6 Thời hạn hợp đồng

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Điều 7 Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 7. Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 8 Giải quyết tranh chấp

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

Điều 9 Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 9. Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 10 Các thỏa thuận khác

Điều 10. Các thỏa thuận khác

Điều 11 Cam kết thực hiện

Điều 11. Cam kết thực hiện

Phụ lục A: Thỏa thuận đấu nối hệ thống

Phụ lục B: Thông số kỹ thuật của nhà máy điện

Phụ lục C: Yêu cầu trước ngày vận hành thương mại

Phụ lục D: Các thỏa thuận khác

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU

CHO DỰ ÁN PHÁT ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI

CHO

DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI (Ghi tên)

GIỮA

[TÊN BÊN BÁN ĐIệN]

với tư cách là “Bên bán điện“

và

[TÊN BÊN MUA ĐIệN]

với tư cách là “Bên mua điện“

(Ban hành kèm theo Thông tư số ...../2017/TT-BCT ngày.... tháng.... năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

MỤC LỤC

Điều 1 Định nghĩa

Điều 1. Định nghĩa

Điều 2 Giao nhận, mua bán điện và vận hành

Điều 2. Giao nhận, mua bán điện và vận hành

Điều 3 Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 4 Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 5 Trường hợp bất khả kháng

Điều 5. Trường hợp bất khả kháng

Điều 6 Thời hạn hợp đồng

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Điều 7 Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 7. Vi phạm hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Điều 8 Giải quyết tranh chấp

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

Điều 9 Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 9. Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Điều 10 Các thỏa thuận khác

Điều 10. Các thỏa thuận khác

Điều 11 Cam kết thực hiện

Điều 11. Cam kết thực hiện

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; 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 Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11 tháng 4 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam;

Căn cứ Thông tư số …./2017/TT-BCT ngày …. tháng …. năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời;

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của hai bên,

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán điện: _________________________________________________

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________

Đại diện: _________________________________________________

Chức vụ: ___________________________(Được sự ủy quyền của ____

________________________________________ theo văn bản ủy quyền

số _______________________, ngày _____ tháng _____ năm _______)

(sau đây gọi là “Bên bán điện”); và

Bên mua điện: _____________________________________________

Địa chỉ: __________________________________________________

Điện thoại: ____________________Fax: _______________________

Mã số thuế: _______________________________________________

Tài khoản: ___________________ Ngân hàng ___________________

Đại diện: _________________________________________________

Chức vụ: ___________________________ (Được sự ủy quyền của ____

________________________________________ theo văn bản ủy quyền

số _______________________, ngày _____ tháng _____ năm _______)

(sau đây gọi là “Bên mua điện”).

Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện được sản xuất từ Nhà máy Điện mặt trời [Tên dự án], có tổng công suất lắp đặt là [Công suất dự án] do Bên bán điện đầu tư xây dựng và vận hành tại [Địa điểm xây dựng dự án] với những điều khoản và điều kiện dưới đây:

Điều 1 Định nghĩa

Điều 1. Định nghĩa

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

1. Bên hoặc các bên là Bên bán điện, Bên mua điện hoặc cả hai bên hoặc đơn vị tiếp nhận các quyền và nghĩa vụ của một bên hoặc các bên trong Hợp đồng này.

2. Điểm đấu nối là vị trí mà đường dây của Bên bán điện đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua điện được thỏa thuận tại Phụ lục A của Hợp đồng.

3. Điểm giao nhận điện là điểm đặt thiết bị đo đếm sản lượng điện bán ra của Bên bán điện .

4. Điện năng mua bán là điện năng tính bằng kWh của nhà máy điện phát ra đã trừ đi lượng điện năng cần thiết cho tự dùng và tổn thất của nhà máy điện, được Bên bán điện đồng ý bán và giao cho Bên mua điện hàng năm, theo quy định trong Phụ lục B của Hợp đồng.

5. Hợp đồng bao gồm văn bản này và các Phụ lục kèm theo.

6. Lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng là lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng kỳ hạn 01 (một) tháng được Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố tại thời điểm thanh toán.

7. Năm hợp đồng là năm được tính theo năm dương lịch 12 (mười hai) tháng tính từ ngày đầu tiên của tháng 01 (một) và kết thúc vào ngày cuối cùng của tháng 12 (mười hai) năm đó, trừ trường hợp đối với năm hợp đồng đầu tiên được tính bắt đầu từ ngày vận hành thương mại và kết thúc vào ngày cuối cùng của tháng 12 (mười hai) của năm đó. Năm hợp đồng cuối cùng kết thúc vào ngày cuối cùng của thời hạn Hợp đồng.

8. Ngày đến hạn thanh toán là thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày Bên mua điện nhận được hóa đơn thanh toán tiền điện của Bên bán điện.

9. Ngày vận hành thương mại là ngày một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện mặt trời nối lưới sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện và thỏa mãn các điều kiện sau: (i) Nhà máy điện hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với một phần của nhà máy điện mặt trời nối lưới và các trang thiết bị đấu nối; (ii) Nhà máy điện mặt trời nối lưới đã được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện và (iii) Hai bên chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán.

10. Nhà máy điện bao gồm tất cả các thiết bị phát điện, thiết bị bảo vệ, thiết bị đấu nối và các thiết bị phụ trợ có liên quan; đất sử dụng cho công trình điện lực và công trình phụ trợ để sản xuất điện năng theo Hợp đồng này của Bên bán điện .

11. Tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện là những quy định, tiêu chuẩn, thông lệ được áp dụng trong ngành điện do các tổ chức có thẩm quyền của Việt Nam ban hành hoặc các quy định, tiêu chuẩn của các tổ chức quốc tế, các nước trong vùng ban hành phù hợp với quy định pháp luật, khuyến nghị của nhà sản xuất thiết bị, có tính đến điều kiện vật tư, nguồn lực, nhiên liệu, kỹ thuật chấp nhận được đối với ngành điện Việt Nam tại thời điểm nhất định.

12. Quy định vận hành hệ thống điện quốc gia là các văn bản quy phạm pháp luật, Quy trình quy định các tiêu chuẩn vận hành hệ thống điện, điều kiện và thủ tục đấu nối vào lưới điện, điều độ vận hành hệ thống điện, đo đếm điện năng trong hệ thống truyền tải và phân phối điện.

13. Trường hợp khẩn cấp là tình huống có thể gây gián đoạn dịch vụ cung cấp điện cho khách hàng của Bên mua điện, bao gồm các trường hợp có thể gây ra hỏng hóc lớn trong hệ thống điện quốc gia, có thể đe dọa đến tính mạng, tài sản hoặc làm ảnh hưởng đến khả năng kỹ thuật của nhà máy điện.

Điều 2 Giao nhận, mua bán điện và vận hành

Điều 2. Giao nhận, mua bán điện và vận hành

1. Giao nhận điện

a) Kể từ ngày vận hành thương mại, Bên bán điện đồng ý giao và bán điện năng cho Bên mua điện, Bên mua điện đồng ý mua điện năng của Bên bán điện theo quy định của Hợp đồng này.

b) Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện phát lên lưới theo giá mua điện quy định tại Khoản 2 Điều này.

c) Bên bán điện được hưởng các lợi ích liên quan đến môi trường theo quy định pháp luật và các điều ước quốc tế.

2. Giá mua bán điện

a) Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án điện mặt trời nối lưới với giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo quy định tại Khoản 1 Điều 12 Quyết định số 11.

b) Giá mua điện quy định tại Mục a) chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

c) Các dự án điện mặt trời được áp dụng giá bán điện theo quy định tại Mục a) không được áp dụng cơ chế hỗ trợ giá cho sản lượng điện của dự án theo các quy định hiện hành khác.

3. Mua bán điện

Bên bán điện đồng ý vận hành nhà máy điện với công suất khả dụng của thiết bị và phù hợp với tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện. Bên bán điện không phải chịu trách nhiệm pháp lý đối với thiệt hại trực tiếp của Bên mua điện do Bên bán điện không cung cấp đủ điện năng mua bán trong trường hợp không do lỗi của Bên bán điện. Trường hợp không có sự đồng ý bằng văn bản của Bên mua điện thì Bên bán điện không được bán điện cho bên thứ ba,hoặc sử dụng với các mục đích khác ngoài mục đích sản xuất điện năng để bán điện cho Bên mua điện.

4. Kế hoạch vận hành

a) Trước hoặc vào ngày thực hiện Hợp đồng này, Bên bán điện cung cấp cho Bên mua điện biểu đồ khả năng phát điện trung bình năm tại thanh cái nhà máy theo từng tháng phù hợp với thiết kế cơ sở của nhà máy điện;

b) Trước ngày 30 tháng 11 hàng năm. Bên bán điện cung cấp cho Bên mua điện kế hoạch sản xuất điện năm sau, bao gồm:

- Kế hoạch vận hành các tháng trong năm (sản lượng điện và công suất khả dụng);

- Lịch bảo dưỡng sửa chữa nhà máy các tháng trong năm (nếu có).

c) Bên bán điện phải cung cấp thông tin về kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa và kế hoạch huy động các tổ máy phát điện cho đơn vị điều độ hệ thống điện (theo cấp điều độ có quyền điều khiển) theo quy định pháp luật về vận hành hệ thống điện quốc gia.

5. Ngừng phát điện

Bên bán điện thông báo cho Bên mua điện dự kiến lịch ngừng phát điện và thời gian ngừng phát điện để sửa chữa theo kế hoạch và không theo kế hoạch theo quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia.

6. Vận hành lưới điện

a) Bên bán điện có trách nhiệm quản lý, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị điện lưới điện theo phạm vi quản lý tài sản xác định tại Thỏa thuận đấu nối với các đơn vị quản lý lưới điện, đảm bảo phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia; tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện; và việc mua, bán điện năng theo Hợp đồng mua bán điện.

b) Bên bán điện phải trao đổi và thống nhất với đơn vị quản lý vận hành hệ thống điện quốc gia (theo cấp điều độ có quyền điều khiển) về kế hoạch huy động nguồn điện và giải pháp để giảm bớt ảnh hưởng tới truyền tải lưới điện khu vực do các ràng buộc liên quan tới phụ tải và lưới điện khu vực.

7. Gián đoạn trong hoạt động nhận và mua điện

Bên mua điện không phải thực hiện nghĩa vụ mua hoặc nhận điện trong các trường hợp sau đây:

a) Nhà máy điện của Bên bán điện vận hành, bảo dưỡng không phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện;

b) Trong thời gian Bên mua điện lắp đặt thiết bị, sửa chữa, thay thế, kiểm định hoặc kiểm tra lưới điện có liên quan trực tiếp tới đấu nối của nhà máy điện của Bên bán điện;

c) Lưới điện truyền tải, phân phối đấu nối vào lưới điện của Bên mua điện có sự cố hoặc các thiết bị lưới điện đấu nối trực tiếp với lưới điện truyền tải, phân phối của Bên mua điện có sự cố;

d) Lưới điện của Bên mua điện cần hỗ trợ để phục hồi sau chế độ sự cố phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.

8. Gián đoạn trong hoạt động giao và bán điện

Bên bán điện có thể ngừng hoặc giảm lượng điện bán và giao cho Bên mua điện trong trường hợp lắp đặt thiết bị, sửa chữa, thay thế, kiểm định, kiểm tra hoặc thực hiện sửa chữa Nhà máy điện mà ảnh hưởng trực tiếp đến việc giao điện năng cho Bên mua điện.

Trước khi tiến hành ngừng hoặc giảm lượng điện giao cho Bên mua điện, Bên bán điện phải thông báo trước cho Bên mua điện ít nhất 10 (mười) ngày, trong thông báo phải nêu rõ lý do, dự tính thời gian bắt đầu và thời gian gián đoạn giao điện.

9. Phối hợp

Bên mua điện có trách nhiệm giảm thiểu thời gian giảm hoặc ngừng việc nhận điện trong các trường hợp tại Khoản 7 Điều này. Trừ trường hợp khẩn cấp, khi thực hiện tạm giảm hoặc ngừng việc nhận điện, Bên mua điện phải thông báo trước cho Bên bán điện ít nhất 10 (mười) ngày, nêu rõ lý do, thời điểm dự kiến bắt đầu và thời gian gián đoạn. Trong trường hợp cần thiết, Bên mua điện phải chuyển cho Bên bán điện các lệnh điều độ về vận hành nhận được từ đơn vị điều độ hệ thống điện liên quan đến vận hành nhà máy và Bên bán điện phải tuân thủ các lệnh đó, trừ trường hợp các lệnh đó làm thay đổi đặc điểm phải huy động của nhà máy.

10. Hệ số công suất

Bên bán điện đồng ý vận hành nhà máy điện đồng bộ với lưới điện của Bên mua điện để giao điện tại điểm giao nhận, tại mức điện áp và hệ số công suất từ 0,85 (ứng với chế độ phát công suất phản kháng) đến 0,90 (ứng với chế độ nhận công suất phản kháng) như quy định tại Phụ lục A. Trừ khi Bên mua điện yêu cầu khác, nhà máy điện của Bên bán điện phải vận hành với hệ số công suất xác định theo Quy định về lưới điện phân phối tại điểm giao nhận cho Bên mua điện.

11. Vận hành đồng bộ

Bên bán điện có trách nhiệm thông báo cho Bên mua điện bằng văn bản ít nhất 30 (ba mươi) ngày trước khi hòa đồng bộ lần đầu tiên của Bên bán điện với lưới điện của Bên mua điện. Bên bán điện phải phối hợp vận hành với Bên mua điện tại lần hòa đồng bộ đầu tiên và các lần hòa đồng bộ sau.

12. Tiêu chuẩn

Bên bán điện và Bên mua điện phải tuân thủ các quy định có liên quan đến giao, nhận điện theo các Quy định về lưới điện phân phối, Quy định về đo đếm điện và các văn bản quy phạm pháp luật có liên quan đến ngành điện.

13. Thay đổi ngày vận hành thương mại

Trong thời hạn từ 06 (sáu) tháng đến 12 (mười hai) tháng trước ngày vận hành thương mại được ghi trong Phụ lục A, Bên bán điện phải xác nhận lại chính thức việc thay đổi ngày vận hành thương mại. Các bên phải có sự hợp tác trong việc thay đổi ngày vận hành thương mại và Bên mua điện không được từ chối yêu cầu thay đổi này nếu không có lý do chính đáng.

Điều 3 Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

Điều 3. Đấu nối, đo đếm và vận hành nhà máy điện

1. Trách nhiệm tại điểm giao nhận điện

Bên bán điện có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt các trang thiết bị để truyền tải và giao điện cho Bên mua điện tại điểm giao nhận điện. Bên mua điện có trách nhiệm hợp tác với Bên bán điện thực hiện việc lắp đặt này.

2. Đấu nối

a) Bên bán điện có trách nhiệm đầu tư, xây dựng, vận hành và bảo dưỡng các thiết bị đấu nối để đấu nối nhà máy với lưới điện truyền tải, phân phối phù hợp với Quy định về lưới điện truyền tải, phân phối và các quy định khác có liên quan. Bên bán điện phải chịu chi phí lắp đặt hệ thống đo đếm tại trạm biến áp theo quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng này.

b) Bên mua điện có quyền xem xét thiết kế, kiểm tra tính đầy đủ của thiết bị bảo vệ. Bên mua điện phải thông báo cho Bên bán điện kết quả thẩm định bằng văn bản trong thời hạn 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày nhận được toàn bộ hồ sơ kỹ thuật liên quan đến thiết kế. Bên mua điện phải thông báo bằng văn bản tất cả các lỗi thiết kế được phát hiện. Bên bán điện phải thực hiện các sửa đổi bổ sung do Bên mua điện đề xuất phù hợp với quy định pháp luật về vận hành hệ thống điện quốc gia và các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.

3. Tiêu chuẩn đấu nối

Các thiết bị của Bên bán điện và của Bên mua điện phải được lắp đặt, vận hành và đấu nối theo Quy định về lưới điện phân phối.

4. Kiểm tra việc thực hiện tiêu chuẩn đấu nối

Khi có thông báo trước theo quy định, mỗi bên có quyền kiểm tra thiết bị đấu nối của bên kia để đảm bảo việc thực hiện theo quy định pháp luật về vận hành hệ thống điện quốc gia. Việc kiểm tra này không được làm ảnh hưởng đến hoạt động của bên được kiểm tra. Trong trường hợp thiết bị của bên được kiểm tra không đáp ứng các điều kiện vận hành và bảo dưỡng, bên kiểm tra phải thông báo cho bên được kiểm tra những điểm cần hiệu chỉnh. Bên được kiểm tra có trách nhiệm thực hiện các biện pháp khắc phục cần thiết khi có yêu cầu hiệu chỉnh hợp lý từ bên kiểm tra.

5. Đo đếm

a) Trách nhiệm của Bên bán điện:

- Lắp đặt và bảo dưỡng thiết bị đo đếm chính và thiết bị đo đếm dự phòng được sử dụng để đo đếm điện năng và lập hóa đơn;

- Cung cấp địa điểm lắp đặt thiết bị đo đếm, nếu điểm đấu nối tại nhà máy điện.

b) Yêu cầu về thiết bị đo đếm:

- Phù hợp với quy định về đo đếm và các quy định liên quan khác;

- Có khả năng lưu giữ và ghi lại điện năng tác dụng và phản kháng và theo hai chiều;

- Có khả năng truyền các dữ liệu đến các địa điểm theo yêu cầu của Bên mua điện;

- Được niêm phong kẹp chì, có khả năng ghi và lưu trữ dữ liệu lớn.

6. Ghi chỉ số công tơ

Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thỏa thuận), Bên mua điện và Bên bán điện cùng đọc và ghi chỉ số công tơ.

Sau khi đã thông báo theo quy định, Bên mua điện được vào nhà máy điện hoặc nơi lắp đặt thiết bị đo đếm để ghi chỉ số, kiểm tra công tơ và thực hiện các hoạt động khác liên quan đến việc thực hiện các nghĩa vụ của Hợp đồng này. Việc Bên mua điện vào nhà máy phải đảm bảo không ảnh hưởng đến hoạt động bình thường của Bên bán điện. Các nhân viên hoặc kiểm tra viên điện lực do Bên mua điện cử đến khi vào nhà máy điện phải tuân thủ các quy định về an toàn và nội quy của nhà máy điện.

7. Kiểm định thiết bị đo đếm

a) Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải thực hiện theo quy định về đo đếm điện do tổ chức có thẩm quyền hoặc được ủy quyền thực hiện. Việc kiểm định được tiến hành trước khi sử dụng thiết bị đo đếm lần đầu để ghi điện năng mua bán của nhà máy điện. Tất cả thiết bị đo đếm được niêm phong, kẹp chì và khóa lại sau khi kiểm định và Bên mua điện có quyền chứng kiến quá trình này.

b) Tất cả các thiết bị đo đếm điện năng mua bán của nhà máy điện phải được kiểm định hàng năm phù hợp với quy định về đo đếm điện, chi phí kiểm định do Bên bán điện chi trả. Trường hợp cần thiết, một bên có thể đề xuất kiểm định độ chính xác của bất cứ thiết bị đo đếm nào, chi phí kiểm định sẽ do bên đề xuất thanh toán. Kết quả kiểm định thiết bị đo đếm phải được thông báo cho bên kia biết khi được yêu cầu. Trường hợp thiết bị đo đếm có sai số lớn hơn mức cho phép trong các quy định về đo đếm, Bên bán điện chịu trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế và hoàn trả khoản tiền thu thừa cho Bên mua điện cộng với tiền lãi của khoản tiền thu thừa tính theo lãi suất cơ bản và chi phí kiểm định thiết bị đo đếm điện. Mỗi bên được thông báo trước và có quyền cử người tham gia dỡ niêm phong, kiểm tra, kiểm định và niêm phong kẹp chì công tơ. 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 có công tơ phải kiểm tra và sửa chữa.

8. Chuyển quyền sở hữu điện

Tại điểm giao nhận điện, quyền sở hữu điện được chuyển từ Bên bán điện sang Bên mua điện. Tại điểm này, Bên mua điện có quyền sở hữu, kiểm soát và chịu trách nhiệm về lượng điện đã nhận. Điện năng được truyền tải bằng dòng điện xoay chiều ba (3) pha, tần số năm mươi héc (50 Hz) với mức điện áp quy định trong Phụ lục A của Hợp đồng này.

9. Vận hành nhà máy điện

Bên bán điện phải vận hành nhà máy điện phù hợp với Quy định về lưới điện truyền tải, phân phối, Tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện và các quy định khác có liên quan.

Điều 4 Lập hóa đơn và thanh toán

Điều 4. Lập hóa đơn và thanh toán

1. Lập hóa đơn

Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thỏa thuận), Bên mua điện và Bên bán điện cùng đọc chỉ số công tơ vào ngày đã thống nhất để xác định lượng điện năng giao nhận trong tháng. Bên bán điện sẽ ghi chỉ số công tơ theo mẫu quy định có xác nhận của đại diện Bên mua điện và gửi kết quả ghi chỉ số công tơ cùng hóa đơn bằng văn bản (hoặc bằng fax, bằng bản sao gửi qua thư điện tử đồng thời có công văn gửi sau) cho Bên mua điện trong vòng 10 (mười) ngày làm việc sau khi đọc chỉ số công tơ.

2. Thanh toán

a) Bên mua điện thanh toán cho Bên bán điện toàn bộ lượng điện năng đã nhận không muộn hơn ngày đến hạn thanh toán quy định tại Khoản 9 Điều 1 và theo giá mua điện quy định tại Khoản 2 Điều 2 của Hợp đồng này.

b) Trường hợp Bên mua điện không thanh toán trong thời hạn nêu trên thì Bên mua điện có trách nhiệm trả lãi phạt chậm trả cho toàn bộ khoản tiền chậm trả. Lãi phạt chậm trả được tính bằng lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng kỳ hạn một (01) tháng tính từ ngày sau ngày đến hạn thanh toán.

c) Trường hợp Bên mua điện không cùng đọc chỉ số công tơ theo quy định tại khoản 1 Điều này, Bên mua điện vẫn phải thực hiện nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán điện lượng điện năng giao nhận theo quy định.

d) Bên bán điện phải thanh toán cho Bên mua điện giá phân phối điện theo Hợp đồng (nếu có).

3. Ước tính lượng điện năng bán

Trường hợp không có đủ dữ liệu cần thiết để xác định lượng điện năng hoặc khoản thanh toán Bên mua điện nợ Bên bán điện, trừ các trường hợp nêu tại khoản 4 Điều này, Bên bán điện phải ước tính các dữ liệu đó và điều chỉnh khoản thanh toán đúng với thực tế trong các lần thanh toán tiếp theo.

4. Thứ tự áp dụng và thay thế chỉ số công tơ

Để xác định lượng điện năng Bên mua điện đã nhận và chấp nhận trong một kỳ thanh toán, việc ghi sản lượng điện, lập hóa đơn và thanh toán phải dựa trên các số liệu ước tính theo thứ tự sau:

a) Chỉ số công tơ chính tại nhà máy điện trong kỳ thanh toán, có cấp chính xác phù hợp với quy định tại khoản 8 Điều 3 của Hợp đồng này;

b) Chỉ số công tơ dự phòng tại nhà máy điện, khi công tơ dự phòng được sử dụng để đo đếm lượng điện năng giao nhận phải có cấp chính xác phù hợp với quy định tại khoản 8 Điều 3 của Hợp đồng này;

c) Khi tất cả các công tơ không ghi lại chính xác lượng điện năng giao nhận, phải ước tính sản lượng điện giao nhận theo các số liệu trung bình tháng (nếu có) của nhà máy điện trong cùng kỳ thanh toán của năm trước năm hợp đồng và phải được điều chỉnh hợp lý cho giai đoạn lập hóa đơn cụ thể theo các số liệu có sẵn tương ứng ảnh hưởng đến việc phát điện của nhà máy điện như thông số về sinh khối, hiệu suất tổ máy, số giờ vận hành, thời gian vận hành của tổ máy phát điện và lượng điện tự dùng (gọi chung là “các Thông số vận hành“) trong thời gian công tơ bị hỏng.

Khi không có các số liệu tin cậy, phải ước tính sản lượng điện giao nhận theo lượng điện năng trung bình tháng của nhà máy điện của 06 (sáu) kỳ thanh toán ngay trước khi công tơ hư hỏng (hoặc ít hơn nếu nhà máy điện vận hành chưa được sáu tháng) và phải được điều chỉnh theo thời gian ngừng máy hoặc theo các Thông số vận hành.

5. Tranh chấp hóa đơn

a) Trường hợp một bên không đồng ý với toàn bộ hoặc một phần của hóa đơn về sản lượng điện hoặc lượng tiền thanh toán thì có quyền thông báo bằng văn bản tới bên kia trước ngày đến hạn thanh toán. Sau khi có thông báo mà các bên không thỏa thuận giải quyết được thì thời hạn để một hoặc các bên đưa ra tranh chấp là 01 (một) năm tính từ ngày Bên mua điện nhận được hóa đơn hợp lệ.

b) Trường hợp việc giải quyết tranh chấp theo khoản 1, 2 Điều 8 của Hợp đồng này mà Bên bán điện đúng thì Bên mua điện phải thanh toán cho Bên bán điện khoản tiền tranh chấp cộng với phần lãi tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng, ghép lãi hàng tháng từ ngày đến hạn thanh toán đến ngày thanh toán số tiền tranh chấp. Nếu Bên mua điện đúng thì Bên bán điện phải hoàn lại số tiền tranh chấp đã nhận trước đó cộng với phần lãi tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng, ghép lãi hàng tháng từ ngày nhận được khoản thanh toán đến ngày thanh toán khoản tiền tranh chấp. Tất cả các thanh toán trong mục này phải được thực hiện trong thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày có quyết định giải quyết tranh chấp cuối cùng theo Điều 8 của Hợp đồng này.

Điều 5 Trường hợp bất khả kháng

Điều 5. Trường hợp bất khả kháng

1. Bất khả kháng

Sự kiện bất khả kháng là sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể lường trước được và không thể khắc phục được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết và khả năng cho phép. Các sự kiện bất khả kháng bao gồm:

a) Thiên tai, hoả hoạn, cháy nổ, lũ lụt, sóng thần, bệnh dịch hay động đất;

c) Bạo động, nổi loạn, chiến sự, chống đối, phá hoại, cấm vận, bao vây, phong toả, bất cứ hành động chiến tranh nào hoặc hành động thù địch cộng đồng cho dù chiến tranh có được tuyên bố hay không;

2. Xử lý trong trường hợp bất khả kháng

Trong trường hợp có sự kiện bất khả kháng, bên viện dẫn bất khả kháng phải:

a) Nhanh chóng gửi thông báo bằng văn bản tới bên kia về sự kiện bất khả kháng, nêu rõ lý do, đưa ra những bằng chứng đầy đủ chứng minh về sự kiện bất khả kháng đó và đưa ra dự kiến về thời gian và tầm ảnh hưởng của sự kiện bất khả kháng tới khả năng thực hiện các nghĩa vụ của mình;

b) Nỗ lực với tất cả khả năng của mình để thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng;

c) Nhanh chóng thực hiện các hành động cần thiết để khắc phục sự kiện bất khả kháng và cung cấp bằng chứng để chứng minh việc đã nỗ lực hợp lý để khắc phục sự kiện bất khả kháng;

d) Thực hiện các biện pháp cần thiết để giảm thiểu tác hại tới các bên trong Hợp đồng;

đ) Nhanh chóng thông báo tới các bên về sự chấm dứt của sự kiện bất khả kháng.

3. Hệ quả của sự kiện bất khả kháng

Trường hợp sau khi đã thực hiện tất cả các biện pháp quy định tại Khoản 2 Điều này, bên vi phạm sẽ được miễn phần trách nhiệm liên quan tới việc không thực hiện được nghĩa vụ theo Hợp đồng do sự kiện bất khả kháng gây ra.

4. Thời hạn của sự kiện bất khả kháng

Trường hợp do sự kiện bất khả kháng mà một bên không thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng này trong thời hạn 01 (một) năm, bên kia có quyền đơn phương chấm dứt Hợp đồng sau 60 (sáu mươi) ngày kể từ ngày thông báo bằng văn bản, trừ khi nghĩa vụ đó được thực hiện trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày này.