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 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 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 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

Thông tư này quy định về phát triển dự án điện mặt trời nối lưới, hệ thống điện mặt trời mái nhà và hợp đồng mua bán điện mẫu để áp dụng cho các dự án điện mặt trời nối lưới và hệ thống điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam.

Điều 2. Đối tượng áp dụng

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

Điều 3. Giải thích từ ngữ

1. Wp, KWp, MWp là đơn vị đo công suất đỉnh đạt được của tấm quang điện mặt trời trong điều kiện tiêu chuẩn và do nhà sản xuất công bố.
2. Diện tích sử dụng đất, mặt nước có thời hạn của dự án điện mặt trời nối lưới là tổng diện tích để thực hiện xây dựng các công trình (gồm công trình nhà máy điện, trạm biến áp, không bao gồm đường dây truyền tải điện và đường vào nhà máy điện).

Chương II
PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI

Điều 4. Phát triển dự án điện mặt trời nối lưới

1. Giá mua bán điện
2. a) Dự án điện mặt trời nối lưới đã được cơ quan có thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23 tháng 11 năm 2019 và có ngày vận hành thương mại (hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với toàn bộ hoặc một phần công trình theo quy định; đã được cơ quan có thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện; Bên bán điện và Bên mua điện chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán) của dự án hoặc một phần dự án trong giai đoạn từ ngày 01 tháng 7 năm 2019 đến hết ngày 31 tháng 12 năm 2020 thì dự án hoặc một phần dự án đó được áp dụng Biểu giá mua điện của các dự án điện mặt trời nối lưới tại điểm giao nhận điện quy định tại Phụ lục của Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam.
3. b) Dự án điện mặt trời nối lưới trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận có giá bán điện được xác định trên cơ sở thứ tự về thời gian công nhận ngày vận hành thương mại (hoàn thành các thử nghiệm ban đầu đối với toàn bộ hoặc một phần công trình theo quy định; đã được cơ quan có thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện; Bên bán điện và Bên mua điện chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán) dự án hoặc một phần dự án, cụ thể:

Công suất của một phần hoặc toàn bộ dự án có ngày vận hành thương mại trước ngày 01 tháng 01 năm 2021 thuộc tổng công suất tích lũy không quá 2.000 MW được áp dụng giá bán điện quy định tại khoản 3 Điều 5 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam;

Công suất của một phần hoặc toàn bộ dự án không thuộc tổng công suất tích lũy 2.000 MW, đã được cơ quan có thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23 tháng 11 năm 2019 và có ngày vận hành thương mại từ ngày 01 tháng 7 năm 2019 đến hết ngày 31 tháng 12 năm 2020 được áp dụng giá bán điện quy định tại khoản 1 Điều 5 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam.

2. Nội dung hồ sơ thiết kế cơ sở của dự án điện mặt trời phải tuân thủ theo các quy định của pháp luật hiện hành và các yêu cầu sau:
3. a) Đặc điểm khu vực, tiềm năng bức xạ mặt trời của dự án;
4. b) Đánh giá ảnh hưởng của phương án đấu nối dự án điện mặt trời đối với vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện trong khu vực;
5. c) Thiết kế, kết nối hệ thống SCADA hoặc thông tin điều độ.
6. Diện tích sử dụng đất, mặt nước có thời hạn của dự án không quá 1,2 ha/01 MWp.

Điều 5. Phát triển hệ thống điện mặt trời mái nhà

1. Giá mua bán điện
2. a) Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Giá mua bán điện của hệ thống điện mặt trời mái nhà thực hiện theo quy định tại Điều 8 của Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam.
3. b) Bên mua điện không phải là Tập đoàn Điện lực Việt Nam: Bên bán điện và Bên mua điện tự thỏa thuận về giá mua bán điện.
4. Trình tự thực hiện đối với hệ thống điện mặt trời mái nhà
5. a) Bên bán điện đăng ký đấu nối với Bên mua điện các thông tin bao gồm địa điểm lắp đặt, quy mô công suất (không quá 01 MW và 1,25 MWp), đường dây tải điện, điểm đấu nối dự kiến.
6. b) Bên mua điện có ý kiến về khả năng đấu nối, truyền tải công suất hệ thống điện mặt trời mái nhà của Bên bán điện đăng ký đấu nối lên hệ thống lưới điện của Bên mua điện. Thời hạn trả lời không quá 5 ngày làm việc kể từ ngày Bên mua điện nhận được đăng ký của Bên bán điện.
7. c) Bên bán điện và Bên mua điện thực hiện thỏa thuận đấu nối hệ thống điện mặt trời mái nhà của Bên bán điện vào hệ thống lưới điện của Bên mua điện. Trường hợp hệ thống điện mặt trời mái nhà của Bên bán điện đấu nối vào lưới điện không phải là tài sản của Bên mua điện hoặc lưới điện của đơn vị phân phối và bán lẻ điện, Bên mua điện và Bên bán điện thỏa thuận với tổ chức, cá nhân là chủ sở hữu lưới điện để thực hiện thỏa thuận đấu nối. Thời hạn ký thỏa thuận đấu nối không quá 5 ngày làm việc kể từ ngày Bên mua điện nhận được đủ hồ sơ đấu nối điện, văn bản chấp thuận đấu nối của chủ sở hữu lưới điện (nếu có).
8. d) Bên bán điện thực hiện lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà có quy mô phù hợp với nội dung tại điểm b và điểm c khoản 2 Điều này.

đ) Bên bán điện gửi hồ sơ đề nghị bán điện từ hệ thống điện mặt trời mái nhà bao gồm văn bản đề nghị bán điện, tài liệu kỹ thuật về tấm quang điện mặt trời, bộ biến đổi điện từ một chiều sang xoay chiều (bộ nghịch lưu); đường dây tải điện, máy biến áp (nếu có); giấy chứng nhận xuất xưởng, chứng nhận chất lượng thiết bị (bản sao y).

1. e) Các bên thực hiện kiểm tra kỹ thuật, lắp đặt công tơ đo đếm sản lượng điện, chốt chỉ số công tơ, ký hợp đồng mua bán điện và đóng điện, đưa hệ thống điện mặt trời mái nhà vào vận hành; thời hạn Bên mua điện ký hợp đồng là 5 ngày làm việc kể từ ngày nhận được văn bản, hồ sơ đề nghị bán điện của Bên bán điện. Trường hợp bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị thành viên được ủy quyền, Bên mua điện và Bên bán điện ký hợp đồng mua bán điện theo quy định tại khoản 2 Điều 6 của Thông tư này.
2. g) Tùy thuộc điều kiện cụ thể và yêu cầu kỹ thuật của từng hệ thống điện mặt trời mái nhà, Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất trình tự thực hiện tuần tự hoặc kết hợp đồng thời đối với các hạng mục, công việc quy định tại các điểm c, d, đ và e khoản 2 Điều này.
3. Bên bán điện phải bảo đảm bộ nghịch lưu có chức năng cắt hòa lưới điện khi lưới điện của Bên mua điện không có điện, chống khả năng can thiệp, chiếm quyền giám sát hoạt động, vận hành từ các yếu tố bên ngoài và đảm bảo tuân thủ các tiêu chuẩn, quy chuẩn, quy định của pháp luật về chất lượng điện năng.
4. Hệ thống điện mặt trời mái nhà được miễn trừ giấy phép hoạt động điện lực.

Chương III

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU

Điều 6. Nội dung của hợp đồng mua bán điện mẫu

1. Nội dung hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho dự án điện mặt trời nối lưới được quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm theo Thông tư này.
2. Nội dung hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho hệ thống điện mặt trời mái nhà được quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này.
3. Ngoài các nội dung theo quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này, 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. Nội dung bổ sung phải thống nhất và không trái với các nội dung của các hợp đồng mua bán điện mẫu được ban hành kèm theo Thông tư này.

Chương IV
TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 7. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước

1. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo
2. a) Phổ biến, hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện Thông tư này.
3. b) Tổng hợp các khó khăn, vướng mắc, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, sửa đổi, bổ sung Thông tư này.
4. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh
5. a) Theo dõi, kiểm tra, giám sát việc phát triển điện mặt trời tại địa phương theo quy định của pháp luật hiện hành.
6. b) Hằng năm, trước ngày 15 tháng 01, báo cáo bằng văn bản theo mẫu tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, gửi Bộ Công Thương về hoạt động đăng ký đầu tư, tình hình triển khai thực hiện dự án điện mặt trời nối lưới phát sinh trong kỳ báo cáo trên địa bàn tỉnh để theo dõi và quản lý.

Điều 8. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan

1. Bên mua điện
2. a) Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố nội dung hồ sơ xin thỏa thuận đấu nối, thí nghiệm, ký hợp đồng mua bán điện và nghiệm thu để đưa vào vận hành áp dụng cho hệ thống điện mặt trời mái nhà; định kỳ 6 tháng thực hiện tổng hợp, báo cáo gửi Bộ Công Thương về tình hình phát triển hệ thống điện mặt trời mái nhà trên toàn quốc.
3. b) Chịu trách nhiệm kiểm tra, theo dõi hoạt động vận hành các nhà máy điện mặt trời (bao gồm cả điện mặt trời mái nhà và điện mặt trời nối lưới) theo đúng quy định của pháp luật, trường hợp phát hiện có sự xâm nhập trái phép từ bên ngoài, phần mềm giám sát thiết bị hoạt động nhà máy điện của Bên bán điện chứa các nội dung vi phạm pháp luật, thực hiện tạm dừng kết nối với hệ thống điện, lập biên bản và báo cáo Bộ Công Thương để xử lý.
4. Bên bán điện
5. a) Tuân thủ quy định vận hành, 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.
6. b) Thường xuyên kiểm tra hoạt động vận hành, phần mềm giám sát hoạt động thiết bị điện mặt trời và có phương án chống sự can thiệp, xâm nhập trái phép từ bên ngoài.
7. c) Không vi phạm các quy định của pháp luật về bảo đảm an toàn thông tin.
8. d) Thực hiện công tác bảo vệ môi trường, phòng chống cháy, nổ và an toàn điện theo đúng quy định của pháp luật.

đ) Thu gom, tháo dỡ, hoàn trả mặt bằng và chịu trách nhiệm xử lý toàn bộ vật tư, thiết bị, chất thải phát sinh của các công trình điện mặt trời trong quá trình xây dựng, vận hành hoặc khi kết thúc dự án điện mặt trời nối lưới, hệ thống điện mặt trời mái nhà theo đúng quy định của pháp luật về môi trường.

Điều 9. Điều khoản chuyển tiếp

1. Toàn bộ hoặc một phần của dự án điện mặt trời đã ký hợp đồng mua bán điện và được công nhận ngày vận hành thương mại trước ngày 01 tháng 7 năm 2019 tiếp tục thực hiện theo hợp đồng đã ký.
2. Trường hợp các dự án điện mặt trời nối lưới (bao gồm toàn bộ hoặc một phần của dự án), hệ thống điện mặt trời mái nhà đã ký hợp đồng mua bán điện và đưa vào vận hành thương mại sau ngày 30 tháng 6 năm 2019 đến trước ngày Thông tư này có hiệu lực, Bên mua điện và Bên bán điện thực hiện ký lại hoặc sửa đổi, bổ sung hợp đồng đã ký theo hợp đồng mua bán điện mẫu tại Điều 6 Thông tư này.

Điều 10. Hiệu lực thi hành

Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 31 tháng 8 năm 2020. Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12 tháng 9 năm 2017, Thông tư số 05/2019/TT-BCT ngày 11 tháng 3 năm 2019 của 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 hết hiệu lực thi hành kể từ ngày Thông tư này có hiệu lực./.

PHỤ LỤC 1

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU ÁP DỤNG CHO DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI

(Ban hành kèm theo Thông tư số 18/2020/TT-BCT ngày 17 tháng 7 năm 2020 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)

MỤC LỤC

Hợp đồng mua bán điện mẫu

Phụ lục A: Thỏa thuận đấu nối hệ thống điện

Phụ lục B: Thông số kỹ thuật của các công trình chính thuộc Dự án

Phụ lục C: Hệ thống đo đếm và thu thập số liệu

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

Phụ lục E: Tiền điện thanh toán

Phụ lục G: Các thỏa thuận khác (nếu có)

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU
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]
vói tư cách là “Bên mua điện”

Hợp đồng số: ………………..

[Nơi ký], tháng … năm 20…

MỤC LỤC

Điều 1. Định nghĩa

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

Điều 3. Đấu nối và đo đếm

Điều 4. Lập hoá đơn và thanh toán

Điều 5. Trường hợp bất khả kháng

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Điều 7. Vi phạm, bồi thường thiệt hại và chấm dứt thực hiện hợp đồng

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

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

Điều 10. Các thoả thuận khác

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
Số:

Căn cứ:

– Bộ Luật Dân sự năm 2015;

– Luật Thương mại năm 2005;

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

– 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;

– Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 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 (Quyết định 13);

– Thông tư số …/2020/TT-BCT ngày … tháng … năm 2020 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 (Thông tư ….);

– Quyết định số … ngày … tháng … năm 20… của [tên đơn vị chủ đầu tư] phê duyệt dự án đầu tư xây dựng công trình [tên dự án];

– 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 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 theo MW] 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

Trong Hợp đồng này, các từ ngừ 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 tải điện của Bên bán điện đấu nối vào hệ thống điện của Bên mua điện được thống nhất tại Phụ lục A của Hợp đồng này.
3. Điểm giao nhận điện là điểm lắp đặt thiết bị đo đếm sản lượng 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 các công trình điện thuộc Bên bán điện, được Bên bán điện đồng ý bán và giao cho Bên mua điện hàng năm, theo quy định trong Phụ lục C của Hợp đồng này.
5. Hợp đồng là văn bản Hợp đồng 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 hoặc trước thời điểm gần nhất thời điểm thanh toán nếu tại thời điểm thanh toán Ngân hàng Nhà nước Việt Nam không công bố lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng.
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 được quy định tại Điều 4 của Hợp đồng này.
9. Ngày vận hành thương mại của dự án hoặc một phần dự án điện mặt trời nối lưới là ngày toàn bộ hoặc một phần công trình điện mặt trời sẵn sàng bán điện cho Bên mua điện điện và thỏa mãn các điều kiện sau: (i) Hoàn thành công tác nghiệm thu, các thử nghiệm ban đầu đối với toàn bộ hoặc một phần công trình theo quy định; (ii) Đã được cơ quan có thẩm quyền cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện (iii) Hai bên chốt chỉ số công tơ để bắt đầu thanh toán. Thử nghiệm ban đầu gồm: (x) Thử nghiệm khả năng phát/nhận công suất phản kháng; (xx) Thử nghiệm kết nối AGC; (xxx) Thử nghiệm tin cậy.
10. Nhà máy điện mặt trời bao gồm tất cả các thiết bị phát điện, thiết bị bảo vệ, thiết bị đấu nối, các thiết bị phụ trợ có liên quan và đất sử dụng cho các công trình này của Bên bán điện.
11. Tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện là những quy định, tiêu chuẩn 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. Hệ thống đo đếm là hệ thống các thiết bị đo đếm (công tơ, máy biến dòng điện đo lường, máy biến điện áp đo lường, các thiết bị phụ trợ và mạch điện nhị thứ liên kết các thiết bị này thành hệ thống) để xác định lượng điện năng qua vị trí đo đếm.
13. Vị trí đo đếm là vị trí vật lý trên mạch điện nhất thứ, tại đó điện năng được đo đếm và xác định.
14. 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.
15. 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.
16. Bất khả kháng là sự kiện xảy ra một cách khách quan không thể lường trước được và không thể khắc phục ngay được mặc dù đã áp dụng mọi biện pháp cần thiết và khả năng cho phép.

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

1. Giao nhận điện
2. 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.
3. b) Bên bán điện được hưởng các lợi ích liên quan đến môi trường theo quy định pháp luật và các điều ước quốc tế.
4. Giá mua bán điện
5. a) Giá mua điện tại điểm giao nhận điện thực hiện theo quy định tại Điều 5 Quyết định 13.
6. b) Giá mua điện quy định tại điểm a, khoản 2 Điều này chỉ áp dụng cho phần nhà máy điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại phù hợp với quy định tại Điều 5 Quyết định 13.
7. c) Tiền điện thanh toán: Phương pháp xác định tiền điện thanh toán hàng tháng đối với Nhà máy điện được quy định theo Phụ lục E của Hợp đồng này.
8. d) Tỷ giá áp dụng tại thời điểm thanh toán là tỷ giá trung tâm của đồng Việt Nam với đô la Mỹ do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố vào ngày Bên bán điện xuất hóa đơn thanh toán hoặc ngày gần nhất trước ngày xuất hóa đơn thanh toán nếu tại ngày xuất hóa đơn thanh toán của Bên bán điện, Ngân hàng Nhà nước Việt Nam không công bố tỷ giá.
9. Mua bán điện

Bên bán điện đồng ý vận hành nhà máy điện với công suất lớn nhất là [công suất nhà máy theo MW] và có thiết kế, trang thiết bị 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.

Nghiêm cấm Bên bán điện đấu nối các hệ thống phát điện khác ngoài dự án đã được thỏa thuận trong Hợp đồng này qua hệ thống đo đếm hiện hữu của dự án.

4. Kế hoạch vận hành

Bên bán điện lập, thực hiện kế hoạch vận hành theo quy định 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
7. 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 Thoả thuận đầu 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.
8. 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.
9. 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:

1. a) Nhà máy điện của Bên bán điện vận hành không phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện;
2. 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;
3. c) Hệ thống lưới điện của Bên mua điện kết nối với lưới điện tại điểm đấu nối có sự cố;
4. 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.
5. 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 khoảng 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 với hệ số công suất xác định theo quy định hiện hành về hệ thống điện phân phối và truyền tải tại điểm giao nhận cho Bên mua điện.

11. Xác nhận ngày vận hành thương mại và vận hành đồng bộ

Trong thời gian 02 (hai) tháng trước thời điểm dự kiến ngày vận hành thương mại theo quy định tại Hợp đồng này, Bên bán điện có trách nhiệm gửi Bên mua điện Dự thảo quy trình chạy thử nghiệm, nghiệm thu của Nhà máy điện phù hợp với các quy định hiện hành và các tiêu chuẩn kỹ thuật, công nghệ của nhà máy điện để hai bên thống nhất xác định ngày vận hành thương mại và tính toán sản lượng điện chạy thử nghiệm của nhà máy điện.

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 hoà đồng bộ đầu tiên và các lần hoà đồng bộ tiếp theo.

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 khác có liên quan đến ngành điện.

13. Thay đổi ngày vận hành thương mại

Trong thời hạn từ 01 (một) tháng đến 03 (ba) tháng trước ngày dự kiến vận hành thương mại được ghi trong Phụ lục B, 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

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
3. 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 điểm giao nhận điện theo quy định tại Phụ lục C của Hợp đồng này.
4. 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 về vận hành hệ thống điện quốc gia và các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.
5. 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 vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.

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
6. a) Vị trí đo đếm và yêu cầu kỹ thuật của các Hệ thống đo đếm được qui định tại Phụ lục C.
7. b) Bên bán có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt, quản lý, vận hành, bảo dưỡng và kiểm định định kỳ thiết bị của hệ thống đo đếm chính và hệ thống đo đếm dự phòng phù hợp với quy định của pháp luật hiện hành về đo đếm điện năng.
8. c) Tất cả các thiết bị đo đếm điện năng mua bán điện của nhà máy điện phải được kiểm định định kỳ. Chu kỳ kiểm định định kỳ hệ thống thiết bị đo đếm được thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về đo lường. Việc kiểm tra, kiểm định thiết bị đo đếm hoặc xác nhận độ chính xác của thiết bị đo đếm phải do tổ chức được công nhận thực hiện kiểm định phương tiện đo và được sự thống nhất của hai Bên; phải tuân thủ theo các quy trình kiểm định thiết bị đo của nhà nước. Các thiết bị đo đếm phải được niêm phong, kẹp chì sau khi kiểm định. Chi phí kiểm định do Bên bán điện chi trả.
9. d) 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. Nếu là yêu cầu của Bên bán điện phải trước ít nhất là 7 (bảy) ngày và nếu là yêu cầu của Bên mua điện phải trước ít nhất là 14 (mười bốn) ngày trước ngày yêu cầu và bên được yêu cầu phải có văn bản trả lời bên yêu cầu. Bên bán điện có trách nhiệm tổ chức kiểm tra, kiểm định khi nhận được yêu cầu của Bên mua điện. Nếu sai số của thiết bị đo đếm được kiểm tra, kiểm định bất thường lớn hơn giới hạn cho phép thì Bên bán điện 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 kiểm tra thực hiện thanh toán.

đ) Bên bán điện có nghĩa vụ thông báo cho Bên mua điện kết quả kiểm định thiết bị đo đếm. Bên bán điện có nghĩa vụ thông báo trước cho Bên mua điện về việc kiểm tra, kiểm định hệ thống đo đếm. Bên mua điện 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. Trường hợp thiết bị đo đếm có sai số lớn hơn mức cho phép, Bên bán điện có trách nhiệm hiệu chỉnh hoặc thay thế thiết bị đo đếm đó. Trường hợp một bên cho rằng thiết bị đo đếm bị hỏng hoặc không hoạt động thì bên đó phải thông báo ngay cho bên kia, Bên bán điện có nghĩa vụ kiểm tra, sửa chữa và thay thế. Việc kiểm tra, sửa chữa, thay thế phải được thực hiện trong thời gian ngắn nhất.

1. e) Sản lượng điện mua bán giữa Bên mua điện và Bên bán điện được xác định theo phương thức giao nhận điện năng và Hệ thống đo đếm chính tại Phụ lục C của Hợp đồng này.
2. g) 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 theo nguyên tắc sau:

(i) Sử dụng kết quả đo đếm của Hệ thống đo đếm dự phòng để xác định sản lượng điện năng phục vụ thanh toán.

(ii) 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 sản lượng điện năng phục vụ thanh toán được xác định như sau:

– 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%;

– Trường hợp Hệ thống đo đếm chính bị sự cố không hoạt động, Hệ thống đo đếm dự phòng 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 dự phòng được quy đổi về giá trị điện năng tương ứng với mức sai số bằng 0%;

– Trường hợp Hệ thống đo đếm chính và Hệ thống đo đếm dự phòng bị sự cố không hoạt động, hai bên 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 hoá 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 nhiệt độ môi trường, cường độ bức xạ, hiệu suất, số giờ vận hành, thời gian vận hành của Nhà máy điện và lượng điện tự dùng (gọi chung là “các Thông số vận hành”) trong thời gian các thiết bị đo đếm bị hỏng, trừ trường hợp hai bên có thỏa thuận khác bằng văn bản;

– 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 6 (sáu) kỳ thanh toán ngay trước khi các thiết bị đo đếm 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, trừ trường hợp hai bên có thỏa thuận khác bằng văn bản.

(iii) Trên cơ sở kết quả đo đếm hiệu chỉnh được hai bên thống nhất, Bên bán điện 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. Bao gồm khoản tiền thu thừa hoặc trả thiếu, tiền lãi của mức thu thừa hoặc trả thiếu tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng và phí kiểm định đo đếm theo quy định tại điểm c, d khoản 5 Điều này.

(iv)Trường hợp thiết bị đo đếm bị cháy hoặc hư hỏng, Bên bán điện 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 đảm bảo được tính pháp lý, yêu cầu kỹ thuật theo quy định trước khi đưa vào sử dụng.

6. Ghi chỉ số công tơ

Hàng tháng, đại diện hợp pháp của hai Bên sẽ thu thập, kiểm tra và xác nhận biên bản chốt chỉ số công tơ tại thời điểm hai mươi bốn giờ (24h00) ngày cuối cùng của tháng trước liền kề.

Bên mua điện được quyền 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 sau khi đã thông báo cho Bên bán điện. 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 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. 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.

Điều 4. Lập hoá đơn và thanh toán

1. Lập hoá đơn

Hàng tháng (hoặc theo chu kỳ ghi chỉ số do hai bên thoả 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 chi 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
3. a) Hồ sơ thanh toán: Trước ngày mùng 5 (năm) hàng tháng, Bên bán điện gửi thông báo thanh toán tiền điện kèm theo hồ sơ thanh toán của tháng trước liền kề cho Bên mua điện.
4. b) Trong thời hạn năm (5) ngày làm việc kể từ khi nhận được Hồ sơ thanh toán của Bên bán điện, Bên mua điện phải kiểm tra Hồ sơ thanh toán và thông báo với Bên bán điện bằng văn bản nếu phát hiện sai sót. Sau thời hạn trên nếu Bên mua không có ý kiến coi như Hồ sơ thanh toán đã được chấp nhận.
5. c) Trong vòng 03 (ba) ngày làm việc kể từ ngày Hồ sơ thanh toán được chấp nhận, Bên bán điện phát hành và gửi hóa đơn thanh toán cho Bên mua điện. Hóa đơn thanh toán lập theo quy định của Bộ Tài chính.
6. d) Trong thời hạn 25 (hai mươi lăm ) ngày làm việc kể từ ngày nhận được Hóa đơn thanh toán hợp lệ và chính xác của Bên bán điện, Bên mua điện có nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán điện toàn bộ số tiền ghi trong hóa đơn thanh toán tiền điện bằng phương thức chuyển khoản.

đ) 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 trên tổng số tiền chậm trả nhân (x) với Lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng tại ngày suất hóa đơn thanh toán hoặc ngày liên trước (nếu có) chia (:) 365 ngày nhân (x) với số ngày chậm trả.

1. e) Trường hợp Bên mua điện không cùng đọc chỉ số công tơ theo quy định tại khoản 1 Điều này, căn cứ trên các chứng từ thanh toán phù hợp với quy định hiện hành được Bên bán điện cung cấp, Bên mua điện vẫn phải thực hiện nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán điện lượng điện năng giao nhận theo quy định.
2. 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 hoá đơn và thanh toán phải dựa trên các số liệu ước tính theo thứ tự sau:

1. a) Chỉ số công tơ đo đếm chính tại điểm giao nhận điện trong kỳ thanh toán, có cấp chính xác phù hợp với quy định tại khoản 5 Điều 3 của Hợp đồng này;
2. b) Chỉ số công tơ đo đếm dự phòng tại điểm giao nhận 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 5 Điều 3 của Hợp đồng này;
3. 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 hoá 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 cường độ bức xạ, 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 trong 06 (sáu) kỳ thanh toán ngay trước khi công tơ bị hư hỏng (hoặc toàn bộ thời gian đã vận hành nếu nhà máy điện vận hành chưa được sáu kỳ thanh toán) và phải được điều chỉnh theo thời gian ngừng máy hoặc theo các thông số vận hành.

5. Tranh chấp hóa đơn
6. 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.
7. b) Trường hợp việc giải quyết tranh chấp theo 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 của khoản chưa thanh toán tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng, cộng lãi từng 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 của khoản đã thanh toán này tính theo lãi suất giao dịch bình quân liên ngân hàng, cộng lãi từng 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

1. Sự kiện bất khả kháng

Các sự kiện bất khả kháng bao gồm nhưng không giới hạn được cơ quan nhà nước hoặc tổ chức khác các Bên công bố như sau:

1. a) Thiên tai, hoả hoạn, cháy nổ, lũ lụt, sóng thần, bệnh dịch hay động đất;
2. b) 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.
3. Xử lý trong trường hợp bất khả kháng

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

1. 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;
2. b) Nỗ lực với tất cả khả năng của mình để thực hiện nghĩa vụ theo Hợp đồng;
3. 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;
4. 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, trừ trách nhiệm liên quan đến việc thanh toán các khoản tiền đến hạn thanh toán theo Hợp đồng này trước thời điểm xảy ra sự kiện bất khả kháng.

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. Các Bên sẽ hợp với nhau, nỗ lực để tìm ra các giải pháp hợp lý, phù hợp và thống nhất thông qua thương lượng trên tinh thần thiện chí.

Điều 6. Thời hạn hợp đồng

Trừ khi được gia hạn hoặc chấm dứt trước thời hạn hợp đồng theo các điều khoản của hợp đồng, Hợp đồng này có hiệu lực kể từ ngày đại diện có thẩm quyền của các Bên ký chính thức và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ Ngày vận hành thương mại. Sau khi chấm dứt hợp đồng, các nội dung của Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực trong một thời gian cần thiết để các bên thực hiện việc lập hoá đơn lần cuối, điều chỉnh hoá đơn, thanh toán, các quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng này.

Các Bên có thể gia hạn thời hạn Hợp đồng này hoặc ký hợp đồng mới theo quy định của pháp luật tại thời điểm Hợp đồng này hết thời hạn nêu trên.

Điều 7. Vi phạm, bồi thường thiệt hại và chấm dứt thực hiện hợp đồng

1. Hành vi vi phạm hợp đồng của Bên bán điện
2. a) Bên bán điện không thực hiện được ngày vận hành thương mại như quy định trong Phụ lục B trong thời hạn 03 (ba) tháng, trừ trường hợp bất khả kháng;
3. b) Bên bán điện không thực hiện hoặc tuân thủ các nội dung của Hợp đồng trong thời gian 60 (sáu mươi) ngày kể từ khi có thông báo bằng văn bản của Bên mua điện;

Trường hợp Bên bán điện đã cố gắng khắc phục hành vi vi phạm trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày trên nhưng việc khắc phục không thể hoàn thành trong thời hạn đó thì Bên bán điện được kéo dài thời hạn khắc phục tới tối đa là 01 (một) năm kể từ ngày có thông báo bằng văn bản về hành vi vi phạm của Bên bán điện, trừ trường hợp được cơ quan có thẩm quyền cho phép giãn tiến độ đầu tư theo quy định hiện hành. Bên bán điện phải tiếp tục hoàn thành khắc phục vi phạm trong thời gian ngắn nhất, trừ các trường hợp được nếu tại Điều 5 của Hợp đồng này;

1. c) Bên bán điện phủ nhận hiệu lực của một phần hoặc toàn bộ Hợp đồng;
2. d) Vi phạm các cam kết của Bên bán điện theo Điều 11 của Hợp đồng này.
3. Hành vi vi phạm hợp đồng của Bên mua điện
4. a) Bên mua điện không thực hiện hoặc tuân thủ các nội dung của Hợp đồng trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày kể từ khi có thông báo bằng văn bản của Bên bán điện;

Trường hợp Bên mua điện đã cố gắng khắc phục hợp lý hành vi vi phạm trong thời hạn 60 (sáu mươi) ngày nhưng việc khắc phục không thể hoàn thành trong thời hạn đó thì Bên mua điện được phép kéo dài thời hạn khắc phục tối đa là 01 (một) năm kể từ ngày có thông báo bằng văn bản về hành vi vi phạm của Bên mua điện. Bên mua điện phải tiếp tục hoàn thành khắc phục vi phạm trong thời gian ngắn nhất, trừ các trường hợp được nêu tại Điều 5 của Hợp đồng này;

1. b) Bên mua điện không thanh toán khoản tiền thanh toán không tranh chấp theo Hợp đồng khi đến hạn và việc không thanh toán này tiếp tục kéo dài hơn 90 (chín mươi) ngày mà không có lý do chính đáng;
2. c) Bên mua điện phủ nhận hiệu lực của một phần hoặc toàn bộ Hợp đồng;
3. d) Vi phạm nghiêm trọng các cam kết của Bên mua điện tại Điều 11 của Hợp đồng này.
4. Quy trình khắc phục và giải quyết vi phạm hợp đồng

Trường hợp có sự kiện vi phạm hợp đồng, bên bị vi phạm phải gửi thông báo bằng văn bản cho bên vi phạm. Bên vi phạm phải hợp tác để giải quyết sự kiện vi phạm hợp đồng.

4. Bồi thường thiệt hại
5. a) Bên có hành vi vi phạm hợp đồng có nghĩa vụ bồi thường thiệt hại do hành vi vi phạm gây ra cho Bên bị vi phạm. Giá trị bồi thường bao gồm giá trị tổn thất thực tế, trực tiếp mà bên bị vi phạm phải chịu do bên vi phạm gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị vi phạm được hưởng nếu không có hành vi vi phạm;
6. b) Bên bị vi phạm phải chứng minh tổn thất, mức độ tổn thất do hành vi vi phạm gây ra và khoản lợi trực tiếp mà bên bị vi phạm đáng lẽ được hưởng nêu không có hành vi vi phạm.
7. Chấm dứt thực hiện hợp đồng

Trường hợp sự kiện vi phạm hợp đồng không giải quyết được theo khoản 4 Điều này, bên bị vi phạm có thể tiếp tục yêu cầu bên vi phạm khắc phục vi phạm hoặc có thể chấm dứt thực hiện hợp đồng bằng cách gửi thông báo đến bên vi phạm. Sau khi bên bị vi phạm lựa chọn chấm dứt thực hiện hợp đồng theo điều kiện của Hợp đồng này, các bên không phải thực hiện nghĩa vụ hợp đồng, trừ các trường hợp được nêu trong Điều 5 và bên bị vi phạm có quyền yêu cầu bên vi phạm bồi thường thiệt hại.

Trường hợp Bên bán điện là Bên bị vi phạm lựa chọn chấm dứt thực hiện hợp đồng, giá trị bồi thường thiệt hại theo quy định tại khoản 4 Điều này tính đến thời điểm hết hiệu lực của hợp đồng.

Điều 8. Giải quyết tranh chấp

1. Giải quyết tranh chấp bằng thương lượng

Trường hợp có tranh chấp xảy ra giữa các Bên trong Hợp đồng này, thì Bên đưa ra tranh chấp phải thông báo cho Bên kia bằng văn bản về nội dung tranh chấp và các yêu cầu trong thời hiệu quy định. Các bên sẽ thương lượng giải quyết tranh chấp trong vòng 60 (sáu mươi) ngày kể từ ngày nhận được thông báo của Bên đưa ra tranh chấp. Việc giải quyết tranh chấp liên quan đến thanh toán tiền điện được thực hiện trong thời hạn 15 (mười lăm) ngày kể từ ngày có thông báo của bên yêu cầu.

Cơ chế giải quyết tranh chấp này không áp dụng với những tranh chấp không phát sinh trực tiếp từ Hợp đồng này giữa một Bên trong Hợp đồng với các bên thứ ba.

2. Giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật

Trường hợp tranh chấp không thể giải quyết bằng biện pháp thương lượng theo quy định tại khoản 1 Điều này hoặc một trong các bên không tuân thủ kết quả đàm phán thì một hoặc các bên có thể yêu cầu giải quyết tranh chấp theo quy định tại Thông tư số 40/2010/TT-BCT ngày 13 tháng 12 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường 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 9. Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

1. Ủy thác và chuyển nhượng

Bên ủy thác hay chuyển nhượng phải thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành nếu thực hiện ủy thác hay chuyển nhượng và thông báo ngay bằng văn bản tới bên đã ký hợp đồng mua bán điện về việc ủy thác hay chuyển nhượng.

2. Tái cơ cấu

Trong trường hợp tái cơ cấu ngành điện ảnh hưởng tới các quyền hoặc nghĩa vụ của Bên bán điện hoặc Bên mua điện trong Hợp đồng này, thì việc thực hiện Hợp đồng sẽ được chuyển sang cho các đơn vị tiếp nhận. Bên mua điện có trách nhiệm xác nhận và bảo đảm bằng văn bản về việc các đơn vị tiếp nhận thực hiện nghĩa vụ mua điện hoặc phân phối điện và các quyền lợi và nghĩa vụ khác theo Hợp đồng này.

Điều 10. Các thoả thuận khác

1. Sửa đổi Hợp đồng

Các Bên không tự ý sửa đổi những nội dung trong các điều, khoản của Hợp đồng này trừ trường hợp quy định tại khoản 3 Điều 6 của Thông tư này.

2. Trách nhiệm hợp tác

Bên bán điện có nghĩa vụ thực hiện các thủ tục pháp lý liên quan tới nhà máy điện. Bên mua điện có trách nhiệm hợp tác với Bên bán điện để có được giấy phép, sự phê chuẩn, sự cho phép và phê duyệt cần thiết từ các cơ quan Nhà nước có thẩm quyền liên quan tới địa điểm nhà máy, kiểm soát những nguồn tài nguyên, đầu tư, truyền dẫn hoặc bán điện năng, sở hữu và vận hành nhà máy điện, kể cả việc cung cấp các tài liệu bổ sung hoặc các tài liệu ở dạng lưu trữ và thực hiện các hoạt động cần thiết hợp lý khác để thực hiện thoả thuận của các Bên.

3. Luật áp dụng

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

4. Không thực hiện quyền

Không thực hiện quyền của mình theo Hợp đồng này tại bất kì thời điểm nào sẽ không làm ảnh hưởng việc thực thi các quyền theo Hợp đồng về sau. Các bên đồng ý rằng việc tuyên bố không thực hiện quyền của một bên đối với bất kỳ cam kết hoặc điều kiện nào theo Hợp đồng, hoặc bất kỳ sự vi phạm hợp đồng, sẽ không được xem như là bên đó từ bỏ quyền tương tự về sau.

5. Tính độc lập của các nội dung hợp đồng

Trường hợp có nội dung nào trong Hợp đồng này được cho là không phù hợp với quy định của pháp luật hoặc vô hiệu theo phán quyết của toà án, thì các nội dung khác của Hợp đồng vẫn có hiệu lực, nếu phần còn lại thể hiện đầy đủ nội dung mà không cần tới phần bị vô hiệu.

6. Thông báo

Bất kỳ thông báo, hoá đơn hoặc các trao đổi thông tin khác cần thiết trong quá trình thực hiện Hợp đồng này phải nêu rõ ngày lập và sự liên quan đến Hợp đồng. Các thông báo, hoá đơn hoặc trao đổi thông tin phải được lập bằng văn bản và được chuyển bằng các dịch vụ bưu điện hoặc fax. 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, hoá đơn hoặc các trao đổi thông tin phải được gửi tới các địa chỉ sau:

1. a) Bên bán điện: Tổng giám đốc,_____________ ___, ________________, ___________________, _________________, Việt Nam
2. b) Bên mua điện: ________________, __________________, __________________ Việt Nam
3. c) Trong các thông báo, các Bên có thể nêu rõ địa chỉ người gửi hoặc người nhận khác theo hình thức quy định tại Khoản này.
4. d) Mỗi thông báo, hoá đơn hoặc các loại trao đổi thông tin khác được gửi bằng thư, giao nhận và truyền tin theo các cách trên được xem là đã được giao và nhận tại thời điểm chúng được giao tới địa chỉ người nhận hoặc tại thời điểm bị từ chối nhận bởi Bên nhận với địa chỉ nêu trên.
5. Bảo mật

Bên mua điện đồng ý bảo mật các thông tin của nhà máy trong phụ lục Hợp đồng, trừ trường hợp các thông tin này đã được Bên bán điện hoặc cơ quan nhà nước có thẩm quyền công bố trước đó.

8. Hợp đồng hoàn chỉnh

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

9. Thu dọn và hoàn trả mặt bằng

Thu gom, tháo dỡ, hoàn trả mặt bằng và chịu trách nhiệm xử lý toàn bộ vật tư, thiết bị, chất thải phát sinh của các công trình điện mặt trời trong quá trình xây dựng, vận hành hoặc khi kết thúc dự án điện mặt trời nối lưới theo đúng quy định của pháp luật về môi trường.

Điều 11. Cam kết thực hiện

Hai Bên cam kết thực hiện Hợp đồng này như sau:

1. Mỗi Bên được thành lập hợp pháp để hoạt động kinh doanh tại Việt Nam.
2. Việc ký kết và thực hiện Hợp đồng này của mỗi Bên được thực hiện đúng theo điều kiện và nội dung của Giấy phép hoạt động điện lực do cơ quan có thẩm quyền cấp và các quy định của pháp luật có liên quan.
3. Các Bên không có hành vi pháp lý hoặc hành chính ngăn cản hoặc làm ảnh hưởng Bên kia thực hiện Hợp đồng này.
4. Việc ký kết và thực hiện của một Bên trong Hợp đồng này không vi phạm với bất kỳ điều khoản nào của Hợp đồng khác hoặc là một phần văn bản của một Hợp đồng khác mà Bên đó là một bên tham gia.

Hợp đồng này và 6 Phụ lục kèm theo là một phần không thể tách rời của Hợp đồng này được lập thành 10 (mười) bản có có giá trị pháp lý như nhau, mỗi bên giữ 04 (bốn) bản, các Bên có trách nhiệm gửi Hợp đồng mua bán điện tới Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo 01 (một) bản và tới Cục Điều tiết điện lực 01 (một) bản.

PHỤ LỤC A

THỎA THUẬN ĐẤU NỐI HỆ THỐNG ĐIỆN

(kèm theo Hợp đồng số                      ký ngày    tháng    năm 2020)

– Đấu nối:

– Ghép nối với hệ thống SCADA:

– Hệ thống bảo vệ:

[được áp dụng riêng lẻ cho từng dự án phụ thuộc vào đặc điểm kỹ thuật bao gồm sơ đồ một sợi của thiết bị đấu nối, liệt kê đặc điểm của hệ thống đo đếm, điện áp và các yêu cầu đấu nối]

PHỤ LỤC B

THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

(kèm theo Hợp đồng số                       ký ngày     tháng       năm 2020)

Phần A. Các thông số chung

1. Tên nhà máy điện: ………………………………………………………………………
2. Địa điểm nhà máy điện: ………………………………………………………………
3. Công suất định mức: …………………………………………………………………..
4. Công suất bán cho Bên mua điện: tối đa [ghi theo công suất được quy hoạch hoặc theo kết quả thẩm định thiết kế xây dựng] MW.
5. Công suất tự dùng của nhà máy điện: tối thiểu ……….. kW; tối đa …………. kW
6. Điện năng sản xuất dự kiến trong năm đầu vận hành: [ghi theo kết quả thẩm định thiết kế xây dựng] kWh.
7. Dự kiến ngày hoàn thành xây dựng nhà máy điện: ……………………………………
8. Ngày vận hành thương mại dự kiến của nhà máy điện: ……………………………..
9. Điện áp phát lên lưới: ………………………………………………………………………. V
10. Điểm đấu nối vào lưới: …………………………………………………………..
11. Điểm đặt thiết bị đo đếm: ………………………………………………………………….

Phần B. Thông số của thiết kế công nghệ

1. Công nghệ phát điện: …………………………………………………………………….
2. Loại tấm quang điện: …………………………………………………………………….
3. Thiết bị inverter: …………………………………………………………………………..
4. Máy biến áp trung thế:…………………………………………………………………..
5. Đặc tính vận hành, thiết kế: …………………………………………………………….

PHỤ LỤC C

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

(kèm theo Hợp đồng số                          ký ngày     tháng     năm 2020)

1. Vị trí lắp đặt và tính năng của hệ thống đo đếm

Hệ thống đo đếm chính và hệ thống đo đếm dự phòng được lắp đặt theo thỏa thuận thiết kế kỹ thuật hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập số liệu đo đếm đã được thống nhất tại [tên, số thỏa thuận giữa các đơn vị].

Tính năng của Hệ thống đo đếm tuân thủ theo thỏa thuận thiết kế kỹ thuật hệ thống đo đếm điện năng và hệ thống thu thập số liệu đo đếm tại [tên, số thỏa thuận giữa các đơn vị].

1. Yêu cầu kỹ thuật của hệ thống đo đếm

Các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đo đếm, yêu cầu kỹ thuật mạch đo đếm, biện pháp niêm phong kẹp chì và yêu cầu về hệ thống thu thập, xử lý và lưu trữ số liệu đo đếm phải tuân thủ theo thỏa thuận thiết kế kỹ thuật hệ thống đo đếm điện năng tại [tên, số thỏa thuận giữa các đơn vị].

III. Vị trí đo đếm

Hai bên thống nhất vị trí đo đếm của các Hệ thống đo đếm như sau:

– Vị trí đo đếm chính:. ..

– Vị trí đo đếm dự phòng 1: .. .

– Vị trí đo đếm dự phòng 2: . ..

– Vị trí đo đếm phân tách sản lượng (nếu có):.. .

1. Phương thức xác định sản lượng điện giao nhận

Vào ngày mùng một (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 mùng một (01) và lượng điện năng giao nhận hàng tháng của tháng trước liền kề.

Sản lượng điện năng Bên mua điện thanh toán cho Bên bán điện trong tháng thanh toán [được các Bên lập và thống nhất cho từ dự án, địa bàn cụ thể].

PHỤ LỤC D

YÊU CẦU TRƯỚC NGÀY VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI

(kèm theo Hợp đồng số                      ký ngày     tháng     năm 2020)

Trước 60 (sáu mươi) ngày trước ngày vận hành thương mại dự kiến theo quy định tại Phụ lục B, Bên bán điện có trách nhiệm gửi Bên mua điện Dự thảo quy trình chạy thử nghiệm của Nhà máy điện phù hợp với các quy định hiện hành và các tiêu chuẩn kỹ thuật công nghệ của nhà máy điện mặt trời để các Bên thống nhất xác định ngày vận hành thương mại và tính toán sản lượng điện chạy thử nghiệm của Nhà máy điện.

PHỤ LỤC E

TIỀN ĐIỆN THANH TOÁN

(kèm theo Hợp đồng số                   ký ngày    tháng    năm 2020)

1. Giá mua bán điện theo Hợp đồng mua bán điện chưa có thuế giá trị gia tăng kể từ Ngày vận hành thương mại theo quy định tại khoản 2 Điều 2 Hợp đồng này.
2. Tính tiền thanh toán.

Hàng tháng Bên mua điện thanh toán cho Bên bán điện toàn bộ lượng điện năng mua bán trong tháng theo giá điện quy định tại khoản 2 Điều 2 Hợp đồng này theo công thức [được các Bên lập và thống nhất cho từ dự án, địa bàn cụ thể].

PHỤ LỤC G

CÁC THỎA THUẬN KHÁC (nếu có)
(kèm theo Hợp đồng số                    ký ngày     tháng     năm 2020)

PHỤ LỤC 2

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU

ÁP DỤNG CHO HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ

(Ban hành kèm theo Thông tư số 18/2020/TT-BCT ngày 17 tháng 7 năm 2020 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)

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

^{_______________________}

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

CHO HỆ THỐNG ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ

Số:

Căn cứ:

– Bộ Luật Dân sự năm 2015;

– Luật Thương mại năm 2005;

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

– 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;

– Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam;

– Thông tư số … /2020/TT-BCT ngày … tháng … năm 2020 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;

– Nhu cầu mua, bán điện của hai bên,

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán điện (Bên A): ……….

Địa chỉ:

Điện thoại: _______________ Email: _______________ Fax: _______________

Mã số thuế __________________________ Giấy ĐKKD/ĐKDN:

Tài khoản: ________________________ Ngân hàng ___________________

Đại diện:

Số CCCD/CMND/Hộ chiếu:

Chức vụ: _______________ (Được sự ủy quyền của _________________ theo văn bản ủy quyền (số, ngày, tháng, năm).

Bên mua điện (Bên B): …………

Địa chỉ:

Điện thoại: _______________ Email: _______________ Fax: _______________

Mã số thuế __________________________ Giấy ĐKKD/ĐKDN:

Tài khoản: ________________________ Ngân hàng ___________________

Đại diện:

Số CCCD/CMND/Hộ chiếu:

Chức vụ: _______________ (Được sự ủy quyền của _________________ theo văn bản ủy quyền (số, ngày, tháng, năm).

Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán điện (sau đây gọi là Hợp đồng) để mua, bán điện năng được sản xuất từ hệ thống điện mặt trời mái nhà (sau đây gọi là Hệ thống), có công suất lắp đặt là ……….. kWp với các thông số tại Phụ lục (Mẫu Phụ lục do Bên B ban hành) do Bên A đầu tư xây dựng và vận hành tại [địa điểm xây dựng Hệ thống] với những điều khoản dưới đây:

Điều 1. Điện năng mua bán

1. Bên A đồng ý bán cho Bên B yà Bên B đồng ý mua của Bên A sản lượng điện năng được sản xuất từ Hệ thống phát lên lưới của Bên B thông qua công tơ đo đếm được lắp đặt tại điểm giao nhận điện.
2. Bên B có trách nhiệm thanh toán lượng điện năng từ Hệ thống của Bên A phát lên lưới của Bên B theo giá mua điện quy định tại Điều 2 của Hợp đồng này.
3. Điện năng Bên A nhận từ lưới của Bên B sẽ được hai bên ký hợp đồng mua bán điện riêng không thuộc phạm vi của Hợp đồng này.

Điều 2. Giá mua bán điện

1. Giá mua bán điện của Hệ thống điện mặt trời áp mái thực hiện theo quy định tại khoản 2 Điều 8 Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4 năm 2020 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam.
2. Giá mua điện quy định tại khoản 1 Điều này được áp dụng 20 năm kể từ ngày …./…./2020 đến hết ngày … / …. /20…

Điều 3. Xác nhận chỉ số công tơ, điện năng phát lên lưới và lập hóa đơn

1. Xác nhận chỉ số công tơ, điện năng phát lên lưới

– Bên B thực hiện ghi chỉ số công tơ vào ngày …. hàng tháng.

– Trong thời hạn tối đa 05 (năm) ngày làm việc kể từ ngày ghi chỉ số công tơ, Bên B sẽ thông báo cho Bên A chỉ số công tơ và lượng điện từ Hệ thống phát lên lưới trong kỳ thanh toán bằng hình thức:

Email [Địa chỉ nhận email]      SMS/Zalo/Viber [Số ĐT nhận tin]

– Trường hợp Bên A không thống nhất với chỉ số công tơ và lượng điện năng phát lên lưới do Bên B thông báo, Bên A có trách nhiệm phản hồi trong vòng 01 (một) ngày làm việc kể từ khi nhận thông báo của Bên B bằng hình thức:

Web: ………….                                                Email[Địa chỉ nhận email]

– Sau thời hạn trên, nếu Bên A không có ý kiến phản hồi cho Bên B thì được hiểu là Bên A thống nhất với chỉ số công tơ và lượng điện năng phát lên lưới do Bên B thông báo.

2. Tiền điện thanh toán:
3. a) Tiền điện: Căn cứ sản lượng điện hai Bên đã thống nhất tại khoản 1 Điều này và giá mua điện tại Điều 2 của Hợp đồng này, định kỳ hàng tháng Bên B sẽ thanh toán cho Bên A tiền điện (chưa bao gồm thuế GTGT) như sau:

T(n)= Ag (n) x G (n)

Trong đó:

T(n): Tiền điện thanh toán trong tháng n (đồng).

Ag(n): Điện năng Bên A phát lên lưới Bên B trong tháng n (kWh).

– Đối với công tơ 1 biểu giá Ag(n) là sản lượng điện Bên A phát lên lưới Bên B tại điểm giao nhận điện ghi nhận qua công tơ đo đếm.

– Đối với công tơ 3 biểu giá Ag(n) là tổng sản lượng 3 biểu (giờ bình thường, cao điểm, thấp điểm) Bên A phát lên lưới Bên B tại điểm giao nhận điện ghi nhận qua công tơ đo đếm.

G(n): Giá điện áp dụng cho tháng n theo quy định tại Điều 2 (đồng/kWh) của Hợp đồng này.

1. b) Thuế GTGT:

– Trường hợp Bên A thuộc đối tượng chịu thuế GTGT, ngoài tiền điện thanh toán tại điểm a khoản 2 Điều này, Bên B phải thanh toán cho Bên A tiền thuế GTGT theo quy định hiện hành.

– Trường hợp Bên A là cá nhân, hộ gia đình thực hiện dự án án điện mặt trời trên mái nhà, đồng thời có nhận điện từ lưới điện quốc gia thì khi kết thúc kỳ ghi chỉ số công tơ cuối cùng của năm, Bên B có trách nhiệm quyết toán tiền mua điện từ Hệ thống điện mặt trời trong năm và quyết toán thuế GTGT cho Bên A tùy thuộc vào doanh thu phát sinh từ Hệ thống điện mặt trời. Bên A có trách nhiệm phối hợp với Bên B trong việc quyết toán thuế GTGT theo quy định hiện hành của pháp luật.

1. c) Thanh toán trong trường hợp sự cố hệ thống đo đếm

Trong trường hợp hệ thống đo đếm sản lượng điện bị sự cố (do cháy, hỏng, mất hoặc hoạt động không chính xác), Bên bán điện cần thông báo ngay cho Bên mua điện về sự cố của hệ thống đo đếm, các Bên lập biên bản về sự cố, thực hiện thỏa thuận về sản lượng điện năng của Bên A đã phát lên lưới điện của Bên B trên cơ sở sản lượng của kỳ thanh toán hoặc năm hoặc tháng hoặc tuần trước đó.

Điều 4. Thanh toán

1. Hồ sơ thanh toán:
2. a) Bên A là tổ chức có phát hành hóa đơn hàng tháng:

Bảng kê chỉ số công tơ và điện năng tháng Bên A phát lên lưới của Bên B do Bên B cung cấp;

Hóa đơn bán hàng theo quy định do Bên A cung cấp với giá trị tiền điện thanh toán được xác định tại khoản 2 Điều 3 Hợp đồng này.

Trường hợp hóa đơn do Bên A phát hành là hóa đơn GTGT khấu trừ trực tiếp (trên hóa đơn không có dòng thuế suất và tiền thuế GTGT) thì Bên A phải gửi cho Bên B cả bảng kê và giấy nộp tiền thuế GTGT của phần tiền điện tương ứng với sản lượng điện đã mua bán để Bên B thanh toán phần tiền thuế GTGT cho Bên A.

1. b) Bên A là tổ chức, cá nhân không phát hành hóa đơn hàng tháng:

Hàng tháng:

Bên B sẽ căn cứ Bảng kê chỉ số công tơ và điện năng Bên A phát lên lưới của Bên B để thanh toán tiền điện cho Bên A, giá trị tiền điện thanh toán được xác định tại điểm a khoản 2 Điều 3 Hợp đồng này.

Hàng năm:

Chậm nhất sau 15 ngày kể từ ngày kết thúc năm hoặc kết thúc Hợp đồng tùy thời điểm nào đến trước, Bên B lập và gửi Bên A xác nhận “Biên bản xác nhận sản lượng điện giao nhận và tiền điện thanh toán” của năm theo mẫu do Bên B ban hành.

Trường hợp Bên A có mức doanh thu thuộc đối tượng chịu thuế nêu tại điểm b khoản 2 Điều 3, Bên A có trách nhiệm gửi Bên B hóa đơn bán hàng, bảng kê và giấy nộp tiền thuế GTGT của phần tiền điện tương ứng với sản lượng điện đã mua bán để Bên B thanh toán phần tiền thuế GTGT cho Bên A.

2. Hình thức thanh toán:

Chuyển khoản (Bên A chịu phí chuyển khoản).

Thông tin chuyển khoản: ……………………………………………………..

3. Thời hạn thanh toán:
4. a) Trong vòng 07 (bảy) ngày làm việc sau ngày Bên A thống nhất chỉ số công tơ và điện năng phát lên lưới (do Bên B thông báo) và nộp đủ hồ sơ thanh toán quy định tại khoản 1 Điều này.
5. b) Sau thời hạn nêu trên, Bên B không thanh toán cho Bên A thì Bên B có trách nhiệm trả lãi phạt chậm trả cho toàn bộ khoản tiền chậm trả tính từ ngày sau ngày đến hạn thanh toán đến ngày Bên B thanh toán. Hai Bên tự thỏa thuận về lãi phạt chậm trả trên cơ sở phù hợp với quy định của Luật Thương mại năm 2005 và bảo đảm quyền lợi và lợi ích hợp pháp của Bên bán điện.

Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của các bên

1. Quyền và nghĩa vụ của Bên A
2. a) Đảm bảo thiết kế, thi công lắp đặt, vận hành theo đúng quy chuẩn kỹ thuật, quy định của pháp luật hiện hành về chất lượng điện năng, an toàn điện, xây dựng, môi trường và phòng chống cháy nổ.
3. b) Cùng với Bên B ghi nhận, thống nhất và theo dõi sản lượng điện phát lên lưới của Bên B.
4. c) Bên A không được đấu nối các nguồn điện khác, ngoài Hệ thống đã được thỏa thuận trong Hợp đồng này, qua công tơ đo đếm mà không được sự đồng ý của Bên B.
5. d) Bên A có trách nhiệm thực hiện đầy đủ các nghĩa vụ thuế theo các quy định của Nhà nước.
6. Quyền và nghĩa vụ của Bên B
7. a) Đầu tư, lắp đặt công tơ, hệ thống đo đếm tại điểm giao nhận điện cho Bên A nếu Bên A đáp ứng các tiêu chuẩn đấu nối tại điểm a khoản 1 Điều này.
8. b) Cùng với Bên A ghi nhận, thông báo, thống nhất và theo dõi lượng điện từ Hệ thống phát lên lưới của Bên B.
9. c) Kiểm tra, theo dõi vận hành và xử lý sự cố theo quy định hiện hành.
10. d) Bên B có quyền từ chối thanh toán khi Bên A không tuân thủ các điều khoản quy định tại điểm a, c và d khoản 1 Điều này.

Điều 6. Giải quyết tranh chấp

1. Giải quyết tranh chấp bằng thương lượng

Trường hợp có tranh chấp xảy ra giữa các Bên trong Hợp đồng này, thì Bên đưa ra tranh chấp phải thông báo cho Bên kia bằng văn bản về nội dung tranh chấp và các yêu cầu trong thời hiệu quy định. Các bên sẽ thương lượng giải quyết tranh chấp trong vòng 30 (ba mươi) ngày kể từ ngày nhận được thông báo của Bên đưa ra tranh chấp. Việc giải quyết tranh chấp liên quan đến thanh toán tiền điện được thực hiện trong thời hạn 5 (năm) ngày kể từ ngày có thông báo của bên yêu cầu.

Trường hợp hai Bên không thể thống nhất được các tranh chấp, các bên có quyền gửi văn bản đến cơ quan nhà nước có thẩm quyền để hỗ trợ các Bên giải quyết vướng mắc.

Cơ chế giải quyết tranh chấp này không áp dụng với những tranh chấp không phát sinh trực tiếp từ Hợp đồng này giữa một Bên trong Hợp đồng với các bên thứ ba.

2. Giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật

Trường hợp tranh chấp không thể giải quyết bằng biện pháp thương lượng theo quy định tại khoản l Điều này hoặc một trong các bên không tuân thủ kết quả đàm phán thì một hoặc các bên có thể gửi văn bản đến đơn vị điện lực cấp trên của Bên mua điện hoặc Bộ Công Thương để được xem xét, giải quyết.

Điều 7. Điều khoản thi hành

1. Trừ khi được gia hạn hoặc chấm dứt trước thời hạn, Hợp đồng này có hiệu lực kể từ ngày ký và có thời hạn kể từ ngày /…./20… đến ngày …. /…./20…
2. Trong thời gian thực hiện, một trong hai bên có yêu cầu sửa đổi, bổ sung hoặc chấm dứt Hợp đồng, Bên yêu cầu phải thông báo cho bên kia trước 15 ngày để cùng nhau giải quyết.
3. Hợp đồng này được lập thành 02 bản có giá trị pháp lý như nhau, mỗi bên giữ 01 bản.

PHỤ LỤC 3

MẪU BÁO CÁO ĐỊNH KỲ VỀ HOẠT ĐỘNG ĐĂNG KÝ ĐẦU TƯ VÀ TÌNH HÌNH TRIỂN KHAI THỰC HIỆN DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI TRÊN ĐỊA BÀN TỈNH

(Ban hành kèm theo Thông tư số 18/2020/TT-BCT ngày 17 tháng 7 năm 2020 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)

^____________

BÁO CÁO

Hoạt động đăng ký đầu tư và tình hình triển khai thực hiện dự án điện mặt trời trên địa bàn tỉnh …….. từ ngày 01/01/20… đến ngày 31/12/20…

Kính gửi: Bộ Công Thương

1. Tình hình phát triển các dự án điện mặt trời nối lưới

1.1. Các dự án đăng ký triển khai: Thông tin tổng hợp, biểu tổng hợp tình hình đăng ký triển khai các dự án điện mặt trời nối lưới (gửi kèm theo)

1.2. Các dự án đã được phê duyệt chủ trương đầu tư: Thông tin tổng hợp

1.3. Các dự án đang triển khai trong quy hoạch phát triển điện lực, quy hoạch tỉnh: Thông tin tổng hợp

2. Tiến độ triển khai các dự án điện mặt trời

2.1. Tên dự án thứ nhất:

Địa điểm xây dựng:

Chủ đầu tư dự án:

Chủ trương đầu tư/ Giấy phép đầu tư số ………… ngày …../………/………..

Công suất giai đoạn 1:

Công suất giai đoạn 2 (nếu có):

Lập và phê duyệt dự án đầu tư:

Công tác giải phóng mặt bằng, giao đất (nếu có):

Ngày khởi công xây dựng công trình:

Tiến độ hiện tại của dự án:

Thời điểm dự kiến vào vận hành giai đoạn 1:

Thời điểm dự kiến vào vận hành giai đoạn 2 (nếu có):

2.2. Tên dự án thứ hai:

….

3. Tồn tại và kiến nghị

BIỂU TỔNG HỢP TÌNH HÌNH ĐĂNG KÝ TRIỂN KHAI CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI

APPENDIX 1

SAMPLE POWER PURCHASE AGREEMENT

(Issued with Circular No. 18/2020/TT-BCT dated 17th July 2020 of Minister of Industry and Trade on project development and sample Power Purchase Agreement applied for solar power projects)

CONTENTS

The sample Power Purchase Agreement

Appendix A: Agreement on the power system connection

Appendix B: Technical specifications of major works under the Project Appendix C: System of metering and data collection

Appendix D: Requirements prior to the commercial operation date Appendix E: Payment for electricity bill

Appendix F: Other agreements (if any)

SAMPLE POWER PURCHASE AGREEMENT FOR THE SOLAR POWER PROJECT OF (name)

BETWEEN

[NAME OF THE POWER SELLER]

as the “Seller”

and

[Place of signing], dated… 20…

TABLE OF CONTENTS

Article 1. Definitions 11

Article 2. Electricity delivery, purchase and operation          12

Article 3. Connection, metering and opeation of the power plant     15

Article 4. Billing and payment …………………………….Error! Bookmark not defined.

Article 5. Force majeure events……………………………Error! Bookmark not defined.

Article 6. Term of the Agreement ………………………..Error! Bookmark not defined.

Article 7. Breach of the agreement, indemnity and termination of the agreement implementation ………………………………………………….Error! Bookmark not defined.

Article 9. Trust, transfer and restructuring…………….Error! Bookmark not defined. Article 10. Other agreements ………………………………Error! Bookmark not defined. Article 11. Performance commitment …………………..Error! Bookmark not defined.

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM

Independence – Freedom – Happiness

————————— POWER PURCHASE AGREEMENT

No:

 Pursuant to:

–           The 2015 Civil Code;

–           The 2005 Commercial Law;

–           The 2004 Electricity Law; the Law on amending and supplementing a number of articles of the Electricity Law dated 20th November 2012;

–           Decree No. 137/2013/ND-CP dated 21st October 2013 by the Government detailing implementation of a number of articles of the Electricity Law and the Law on amending and supplementing a number of articles of the Electricity Law;

–           Decision No. 13/2020/QD-TTg dated 6th April 2020 by the Prime Minister on incentive mechanism for developing solar power projects in Viet Nam (Decision No. 13);

–           Circular No. …/2020/TT-BCT dated … 2020 by the Minister of Industry and Trade on project development and sample PPA applied for solar power projects (Circular No. …);

–           Decision No. … dated … 20 of [name of the investor] approving the construction project [name of the project];

–           Demand for power purchase of the two parties, Today, on …, at …

We are:

The Seller:

• Address:
• :
• Fax:   
• Tax code:                     Account number:      Bank name:                   Represented by: 
• Job title:              

 (authorized                by                    at        the       authorization document no.    , dated dd/mm/yy)

(hereinafter referred to as “the Seller”); and

The Buyer:    

Address:                                                              Tel.: Fax:                                   Tax code:                                         Account number:                  Bank name:                                            Represented by:                                                                     Job title:                        (authorized by  at the authorization document no.     , dated dd/mm/yy)

(hereinafter referred to as “the Buyer”).

To mutually enter into the Power Purchase Agreement on selling and buying electricity generated from the [Name of the project] solar power plant with the total installed capacity of [Capacity of the project] which is constructed and operated by the Seller at [Project location] with the following terms and conditions:

Article 1. Definitions

In this Agreement, the terms below are interpreted as follows:

1. Party or parties refer to the Seller and the Buyer or both Parties or the unit taking over rights and obligations of either party or both parties in this Agreement.
2. Connection point refers to the position at which the Seller’s grid is connected to the Buyer’s power system as agreed at Appendix A of this Agreement.
3. Delivery point is the place of installing electricity meter.
4. Power for sale is the power in kWh generated by the power plant minus the self-consumed electricity and losses of the Seller’s power works that the Seller agrees to sell and deliver to the Buyer on an annual basis in accordance with Appendix C of this Agreement.
5. Agreement refers to this Agreement and its attached Appendices.
6. Inter-bank average interest rate refers to the inter-bank average interest rate for a term of 01 (one) month announced by the State Bank of Viet Nam (SBV) at the time of payment or before the latest point of time prior to the time of payment if the SBV does not announce the inter-bank average interest rate at the time of payment.
7. Agreement year refers to the solar calendar year with 12 (twelve) months from the first date of January to the last date of December of the year, excepting for the first agreement year which is calculated from the commercial operation date to the last date of December in the same year. The last Agreement year is ended on the last date of the Agreement term.
8. Payment due date is the deadline regulated in Article 4 of this Agreement.
9. Commercial operation date of the whole or a part of a grid-connected solar power project refers to the date when the whole or a part of the solar power work is ready to sell electricity to the Buyer and satisfies the following requirements: (i) Completion of acceptance and initial commissioning of the whole or a part of the work in line with regulations; (ii) Acquisition of the operating license for power generation issued by the competent agency; (iii) Both parties conduct the meter reading for billing. The initial commissioning includes: (x) Testing the reactive power acquisition/generation ability; (xx) Testing the AGC connection; (xxx) Testing the reliability.
10. The power plant includes power generation equipment, protective equipment, connection equipment, relevant auxiliary equipment and land used for power works of the Seller.
11. Technical standards and regulations in the power sector refer to standards and regulations which are applied in the power sector and issued by Vietnamese competent agencies or standards and regulations which are issued by international organizations and regional countries in alignment with legal regulations and recommendations of the equipment manufacturer, taking into account conditions of materials, resources, fuels and techniques acceptable for Viet Nam’s power sector in a specific period of time.
12. The metering system is the system of metering equipment (meter, measuring power inverter, measuring transformer, auxiliary equipment and secondary circuit linking such equipment into a system) to calculate the power output at the metering point.
13. The metering point is the physical location on the primary circuit, at which the power output is metered and calculated.
14. Regulations on national power system operation refers to legal documents and procedures regarding power system operation standards as well as conditions and procedures for a connection to the grid, operational dispatch of the power system and power metering in the transmission and distribution systems.
15. Emergency refers to a case which potentially causes disruption in the power supply service for the Buyer’s clients, including events which potentially cause major breakdowns in the national power system, threaten lives and assets or have impacts on technical aspects of the power plant.
16. Force majeure refers to an objective event which is unpredictable and difficult to be immediately corrected despite necessary and reasonable efforts.

Article 2. Electricity delivery, purchase and operation

1. Electricity delivery
2. a) From the commercial operation date, the Seller agrees to deliver and sell electricity to the Buyer, and the Buyer agrees to buy electricity from the Seller in compliance with regulations of this Agreement.
3. b) The Seller enjoys benefits related to environment in accordance with the law and international treaties.
4. Electricity purchase price
5. a) Electricity purchase price at the delivery point complies with regulations of Article 5 of Decision No. 13.
6. b) Electricity purchase price stipulated at point a of clause 2 in this Article is only applied for the grid-connected solar power plants having commercial operation dates regulated at Article 5 of Decision No. 13.
7. c) Electricity bill: Method to identify the monthly electricity bill for a power plant is regulated at Appendix F of this Agreement.
8. d) The exchange rate applied at the time of payment is the central rate of VND for USD announced by the SBV on the day that the Seller exports electricity invoice or the latest day prior to the Seller’s invoice exporting day if the SBV does not announce the exchange rate.
9. Power purchase

The Seller agrees to operate the power plant with the maximal capacity of [the plant’s capacity in MW] and have design and equipment meeting technical standards and regulations of the power sector. The Seller has no legal responsibilities for the Buyer’s direct damage resulted from the Seller’s failure to supply sufficient power without any faults of the Seller. In case there is no written agreements from the Buyer, the Seller is not allowed to sell power to a third party or use power for other purposes rather than producing electricity to be sold to the Buyer.

The Seller is strictly prohibited from connecting other power generation systems outside the project stated in the Agreement through the project’s current metering system.

4. Operational plan

The Seller develops and implements the operational plan in accordance with regulations on the national power system operation.

5. Blackout

The Seller should notify the Buyer of the blackout schedule and time  of planned and unplanned repair in accordance with regulations on the national power system operation.

6. Grid operation
7. a) The Seller is responsible for managing, operating and maintaining equipment of the grid under their management scope as identified at the Connection Agreement with grid management units, ensuring the compliance with regulations on the national power system operation; technical standards, regulations of the power sector and on power purchase in accordance with the PPA.
8. b) The Seller should work and reach an agreement with the national power system operation management agency (according to its authorized dispatch level) with regard to the plan for power mobilization and solution for minimizing impacts on the regional transmission grid due to constraints related to regional load and grid.

7. Disruption in power receipt and purchase

The Buyer has no obligation to buy or receive power in the following cases:

1. a) The Seller’s power plant fails to comply with regulations on the national power system operation and technical standards and regulations of the power sector;
2. b) During the time when the Seller installs equipment, repairs, replaces, assesses and tests the grid with direct relation to the connection of the Seller’s power plant;
3. c) The Buyer’s grid system connected to the grid at the connection point has a breakdown;
4. d) The Buyer’s grid requires support for restoration after the breakdown in line with regulations on the national power system operation as well as technical standards and regulations of the power sector.
5. Disruption in power delivery and sale

The Seller can cut or reduce the power capacity sold and delivered to the Buyer in case of equipment installation, repair, replacement, accreditation, test or repair of the power plant that leaves direct impacts on power delivery to the Buyer.

Before cutting or reducing the power capacity delivered to the Buyer, the Seller should notify the Seller before at least 10 (ten) days and clearly state the reasons and planned time of starting and disrupting the power delivery.

9. Coordination

The Buyer is responsible for minimizing the time of reducing or stopping the receipt of power in cases stated at clause 7 of this Article. But for emergencies, during the time of temporarily reducing or stopping the receipt of power, the Buyer should notify the Seller before at least 10 (ten) days and clearly state reasons and planned starting and disruption time. If necessary, the Buyer should transfer to the Seller with operation dispatch commands received from the power system dispatch unit related to the plant operation and the Seller should comply with such commands unless they change the plant’s mobilization characteristics.

10. Capacity coefficient

The Seller agrees to operate the power plant in synchronization with the Buyer’s grid at the capacity coefficient identified by the current regulations on distribution and transmission systems at the Buyer’s delivery point.

11. Confirmation of the commercial and synchronous operation dates

Within 02 (two) months before the tentative commercial operation date regulated in this Agreement, the Seller is responsible for sending the Buyer the draft procedure for commissioning and acceptance of the power plant in accordance with the current regulations, technical standards and technologies of the power plant so that the two parties reach an agreement on the commercial operation date and calculate the power capacity for trailing the power plant.

The Seller is responsible for notifying the Buyer in writing at least 30 (thirty) days before the first time of synchronous connection between the Seller’s power generation units and the Buyer’s grid. The Seller should coordinate with the Buyer in operation for the first and subsequent times of synchronous connection.

12. Standards

The Seller and the Buyer should adhere to regulations related to power delivery and receipt following regulations on distribution grid and power metering and other legal documents associated with the power sector.

13. Change of the commercial operation date

Within a term of 03 (three) to 06 (six) months before the commercial operation date stated in Appendix B, the Seller should officially confirm the change of the commercial operation date. Stakeholders should cooperate in changing the commercial operation date and the Buyer should not reject such change but for having plausible reasons.

Article 3. Connection and metering

1. Responsibilities at the power delivery point

The Buyer is responsible for investing in and installing equipment for the transmission and delivery of power to the Buyer at the power delivery point. The Buyer is responsible for cooperating with the Seller in such installation tasks.

2. Connection
3. a) The Seller is responsible for investing, constructing, operating and maintaining necessary equipment for connecting the plant to the transmission and distribution grids in accordance with regulations on the transmission and distribution grids and other relevant regulations. The Seller should bear costs of installing electricity meters at the power delivery point in compliance with regulations at Appendix C of this Agreement.
4. b) The Buyer is entitled to review the design and examine the sufficiency of protective equipment. The Buyer should notify the Seller of appraisal results within 30 (thirty) days from the date of receiving the valid technical design document. The Buyer should notify in written form all discovered design errors. The Seller should realize amendments and supplementations recommended by the Buyer in line with regulations on the national power system operation and technical standards and regulations of the power sector.
5. Connection standard

Equipment of the Buyer and the Seller should be installed, operated and connected in accordance with regulations on the national power system operation and technical standards and regulations of the power sector.

4. Examination of the implementation of connection standards

Upon the advance notification as for regulations, each party is entitled to examine the other party’s connection equipment to ensure the implementation of legal regulations on the national power system operation. This examination should not have any impacts on the examinee’s performance. If the examinee’s equipment fails to satisfy operation and maintenance conditions, the examiner should notify the examinee of points to be corrected. The examinee should take relevant corrective actions upon the reasonable request for corrective actions from the examiner.

5. Metering
6. a) The place of metering and technical specifications of metering systems are stipulated in Appendix C.
7. b) The Seller is responsible for investing, installing, accepting, managing, operating, maintaining and conducting initial and annual tests for equipment of the main and backup metering systems in line with the current legal regulations on power metering.
8. c) Periodic accreditation of metering equipment must be conducted. The accreditation period of the metering equipment system is regulated in the current law on measurement. The examination and accreditation of the metering equipment or the accuracy verification of the metering equipment shall be implemented by certified accreditation organizations and upon the agreement of both parties and shall follow the state’s measurement equipment accreditation procedures. Metering equipment should be sealed with lead after accreditation. Accreditation fee is covered by the Seller.
9. d) If necessary, one party has the right to request additional test or irregular accreditation of the metering equipment and system. It should be notified 07 (seven) days in advance if requested by the Seller and 14 (fourteen) days in advance if requested by the Buyer; and the requested should give written response to the requester. The Seller is responsible for conducting examination and accreditation upon the Buyer’s request. If the error of the metering equipment discovered in the irregular examination and accreditation exceeds the permitted limit, the Seller will pay fee for such irregular examination and accreditation. If the error of the metering equipment discovered in the irregular examination and accreditation is within the allowable limit, the fee will be covered by the requester.
10. e) The Seller is obligated to notify the Buyer of accreditation results of the metering equipment. The Seller is obligated to notify the Buyer in advance of the examination and accreditation of the metering system. The Buyer is responsible for assigning people to witness the process of testing, accrediting, removing seal and sealing the electricity meter with lead. If error of the metering equipment exceeds the allowable limit, the Seller is responsible for correcting or replacing the metering equipment. If one party finds that the metering equipment has breakdown or fails to operate properly, the incident should be notified to the other party. The Seller has an obligation to conduct test, repair and replacement. Test, repair and replacement should be carried out in the shortest time.
11. f) Traded power output between the Buyer and the Seller is identified by the power delivery – receipt method and the main metering system at Appendix C of this Agreement.
12. g) In case the main metering system has breakdown or accreditation results reveal that the main metering system has error which is bigger than the regulated accuracy level, the power output traded between the two parties during the time when the main metering system has breakdown or its error exceeds the regulated level will be identified by the following principles:

(i)        Using metering results of the backup metering system to identify the power output for billing and payment.

(ii)       In case the backup metering system has breakdown or accreditation results reveal that the backup metering system has error which is bigger than the allowable limit, the power output for billing and payment will be identified as follows:

–           In case the main metering system is workable but has error which is bigger than the regulated accuracy level, the power output traded between the two parties will be identified by the metering result of the main metering system converted into power value equivalent to the error of 0%.

–           In case the main metering system has breakdown, the backup metering system is workable but has error which is bigger than the regulated accuracy level, the power output traded between two parties will be identified by the metering result of the backup metering system converted into power value equivalent to the error of 0%.

–           In case the main and backup metering systems have breakdowns, the two parties will estimate the power output delivered and received according to the monthly average data (if any) of the power plant in the same payment period of the year prior to the contract year with reasonable modifications for specific billing period based on available data related to impacts on power generation of the power plant such as parameters of environmental temperature, radiance, performance, operational hours, operational duration of the power plant and the amount of self-consumed power (collectively referred to as “operational parameters”) during the time when metering equipment has breakdowns unless otherwise agreed in written form by the two parties.

–           If there is no reliable data, the power output delivered and received should be estimated according to the monthly power output of the power plant of 06 (six) payment periods right before the metering equipment has breakdown (or less in case the power plant has operated for less than 06 months) and shall be modified according to the downtime or operational parameters unless otherwise agreed in written form by the two parties.

(iii)      Based on corrected metering results agreed by the two parties, the Seller has obligation to calculate the amount of money which should be paid to a party by the other party for the time when the metering system has breakdown. This amount includes the difference between fee collection and payment, interest of the difference between fee collection and payment according to the inter-bank average interest rate and metering accreditation fee as regulated at points c and d of clause 5 of this Article.

(iv)      In case the metering equipment is dead or broken down, the Seller has obligation to replace or repair in the shortest time so that metering equipment can meet technical specifications and operates at the normal conditions. Equipment subject to repair or replacement should be ensured in terms of its legality and technical specifications as regulated before being put into service.

6. Electricity meter reading

On a monthly basis, legitimate representatives of both sides will collect, examine and cofirm the meter reading at 12 p.m of the final day in the preceding month.

After the notification as regulated, the Buyer is allowed to go to the power plant or the place of installing the metering equipment to read the meter, examine the meter and perform other tasks related to the fulfillment of obligations under this PPA. This task shall have no impacts on the Seller’s normal operation. Electricity staff or testers assigned by the Buyer to go to the power plant shall comply with safety regulations and internal rules of the power plant.

7. Transfer of electricity ownership

At the power delivery point, electricity ownership shall be transferred from the Seller to the Buyer. At this point, the Buyer has the right to possess, control and take responsibility for the power output received.

Article 4. Billing and payment

1. Billing

On a monthly basis (or the period of reading the electricity meter as agreed by the two parties), the Buyer and the Seller mutually read the electricity meter on the agreed date to identify the power output delivered and received in the month. The Seller will record the meter readings in the regulated form with confirmation of the Buyer’s representative and send the written meter reading results and bill via fax (soft copy to be sent via email) followed by the official letter to the Buyer within 10 (ten) working days after the meter reading.

2. Payment
3. a) Payment claim: Before the 5th of every month, the Seller shall send the payment notification in attachment with the payment claim of the previous month to the Buyer.
4. b) Within five (05) working days from the date of receiving the Seller’s payment claim, the Buyer shall examine the payment claim and give written notification to the Seller if finding any mistakes. After this term, if the Buyer has no feedback, the payment claim shall be deemed accepted.

1. c) Within three (03) working days from the date when the payment claim is accepted, the Seller shall issue and send relevant bill to the Buyer. The bill is developed in accordance with the form of the Ministry of Finance.
2. d) Within twenty five (25) working days from the date of receiving the valid and correct bill issued by the Seller, the Buyer shall be obligated to pay the Seller the amount stated in the bill via bank transfer.
3. e) In case the Buyer fails to pay within this term, the Buyer shall pay the interest on their late payment for the entire amount of overdue payment. This late payment interest is calculated by the total late payment amount multiplied (x) by the inter-bank average interest rate, then divided (:) by 365 days and multiplied (x) by the number of days of late payment.
4. f) In case the Buyer fails to mutually take the meter reading as regulated at clause 1 of this Article, the Buyer shall remain his/her obligation to pay the Seller for the power output delivered and received in line with regulations.
5. Estimation of the sold power output

Where there is insufficiency of necessary data for determining the  power output or the payment amount which the Buyer owes the Seller, except for cases stated in clause 4 of this Article, the Seller shall estimate such data and change the payment amount in line with the reality of the next payment times.

4. Sequence of applying and replacing meter readings

To determine the power output received and accepted by the Buyer for one payment period, the meter reading, billing and payment shall be based on estimated data following the sequence below:

1. a) The readings of the main meter at the power delivery point in the payment period shall have the accuracy level in line with regulations at clause 5 of Article 3 of this PPA;
2. b) The readings of the backup meter at the power delivery point when the backup meter is used to measure the power delivered and received shall have the accuracy level in line with regulations at clause 5 of Article 3 of this PPA;
3. c) When all meters fail to record the accurate power output delivered and received, such power output shall be estimated according to the monthly average data (if any) of the power plant in the same payment period of the year prior to the contract year with reasonable adaptations for specific billing period based on available data related to impacts on the power generation of the power plant such as parameters of biomass, efficiency/performance of generation units, operational hours, operational duration of generation units and the amount of self-consumed power (collectively referred to as “operational parameters”) during the breakdown time of meters.

If there is no reliable data, the power output delivered and received shall be estimated according to the monthly average power output of the power plant of 06 (six) payment periods before the meter is broken (or the whole operational duration in case the power plant has operated for less than 06 months) and shall be modified according to the downtime or operational parameters.

5. Billing dispute
6. a) Where one party does not agree on the whole bill or a part of the bill for the power output or the payment amount, such party has the right to give written notification to the other party before the due date of payment. After such the notification is received and both parties fail to reach an agreement on settlement, either one or both parties shall lodge their dispute within 01 (one) year from the date that the Buyer receives the valid bill.
7. b) In case the dispute settlement according to Article 8 of this PPA reveals that the Seller prevails, the Buyer shall pay the Seller the disputed amount plus the interest of the late payment according to the inter-bank average interest rate accumulated from the payment due date to the date of paying the disputed amount. If the Buyer prevails, the Seller shall bear the disputed amount plus the interest of the Buyer’s paid amount according to the inter-bank average interest rate accumulated from the date of receiving such payment amount to the date of paying the disputed amount. All payments under this section shall be made within 15 (fifteen) days from the date of issuing the final decision on such dispute settlement in compliance with Article 8 of this PPA.

Article 5. Force majeure events

1. Force majeure events

Force majeure events include but not limited to, as published by state agencies or other organizations, excluding the Parties as follows:

1. a) Natural disasters, fire, explosion, flood, tsunami, epidemic or earthquake;
2. b) Riot, rebel, war, protest, sabotage, embargo, siege, lockdown, any act of war or community hostility.
3. Actions under force majeure events

In case of a force majeure event, the party invoking the force majeure event shall:

1. a) Promptly send the written notification to the other party on the force majeure event stating the reasons, presenting sufficient evidence to demonstrate the force majeure event and showing the estimated time and impacts of force majeure event on the ability to fulfill its obligations;
2. b) Make the best efforts to fulfill obligations under the Agreement;
3. c) Promptly take necessary actions to address the event and provide evidence to demonstrate the reasonable efforts to address the event;
4. d) Take necessary measures to reduce adverse impacts on the parties under the Agreement;
5. e) Give an immediate notification to all parties on the termination of the event.
6. Outcomes of a force majeure event

After taking all measures specified in clause 2 of this Article, the violating party shall be exempted from the responsibility related to the failure to fulfill its obligations under the Agreement due to a force majeure event, excepting for the responsibility related to the payment of due date amounts in accordance wtih this PPA before the force majeure event.

4. Term of a force majeure event

If due to the force majeure event, either party fails to fulfill its obligations under this Agreement within 01 (one) year, the other party has the right to unilaterally terminate the Agreement after 60 (sixty) days from the date of giving the written notification (unless such obligations are fulfilled within this 60-day term). The Parties will mutually work and figure out reasonable and suitable solutions and reach an agreement through negotiation on good wills.

Article 6. Term of the Agreement

Unless otherwise extended or terminated before the term in accordance with the Agreement’s conditions and provisions, this Agreement shall come into force from the date when the authorized representatives of Parties officially sign and be terminated in no more than 20 (twenty) years from the commercial operation date. Contents of this Agreement shall survive the termination of the Agreement in a necessary period of time for the parties to develop the final invoice, modify invoice, make payment and fulfill their rights and obligations under this Agreement.

An extension of the Agreement term or engagement into a new Agreement can be implemented by the Parties in compliance with legal regulations on the expiry of the Agreement.

Article 7. Breach of agreement, indemnity and termination of agreement performance

1. The Seller’s acts of breaching the Agreement
2. a) The Seller fails to keep the scheduled commercial operation date as specified in Appendix B within the term of 03 (three) months unless a force majeure event happens;
3. b) The Seller fails to implement or follow contents of the Agreement within 60 (sixty) days after receiving the Buyer’s written notification;

Where the Seller has attempted to take remedial measures for its acts of breach within the term of 60 (sixty) days as mentioned above, but such measures are not completed within that term, the Seller may extend the duration of remedial measures to maximum 01 (one) year from the date of receiving the written notification on the Seller’s breach (unless the competent agency allows to extend the investment schedule in compliance with the current regulations). The Seller shall continue to complete its remedial measures for its breach in the shortest time, excepting for the cases specified in Article 5 of this Agreement;

1. c) The Seller denies the validity of a part or the whole of the Agreement;
2. d) The Seller violates the Seller’s commitments under Article 11 of this Agreement.
3. The Buyer’s acts of breaching the Agreement
4. a) The Buyer fails to implement or follow contents of the Agreement within the term of 60 (sixty) days after receiving the Seller’s written notification;

Where the Buyer has attempted to take remedial measures for its acts of breach within the term of 60 (sixty) days as mentioned above, but such measures are not completed within that term, the Buyer may extend the duration of remedial measures to a maximum of 01 (one) year from the date of receiving the written notification on the Buyer’s breach. The Buyer shall continue to complete remedial measures for its breach in the shortest time, excepting for the cases specified in Article 5 of this Agreement;

1. b) The Buyer fails to settle the indisputable payment under the Agreement on the due date and such failure of payment continues to last over 90 (ninety) days without plausible reasons;
2. c) The Buyer denies the validity of a part or the whole of the Agreement;
3. d) The Buyer seriously violates the Buyer’s commitments under Article 11 of this Agreement.
4. Procedures for correcting and settling the Agreement breaches

In case of any breaches of the Agreement, the other party shall send a written notification to the violating party. The violating party shall cooperate in settling the breach.

4. Indemnity
5. a) The violating party shall indemnify the other party for damages and losses caused by its breaches of the Agreement. The indemnity value shall include the actual and direct value of loss which the indemnity holder shall suffer caused by the indemnifier and the direct benefits which the indemnity holder shall receive in case of no breaches.
6. b) The indemnity holder shall demonstrate its loss and degree of loss caused by the breaches and the direct benefits which the indemnity holder should have received if there were no breaches.
7. Termination of the Agreement

Where a breach of the Agreement cannot be solved under clause 4 of this Article, the other party may continue to request the violating party to take remedial actions or may terminate the Agreement by sending notification to the violating party. After the other party chooses to terminate the Agreement performance in accordance with conditions of this Agreement, the parties shall not have to fulfill their Agreement obligations, excepting for cases specified in Article 5 and the other party has the right to request the violating party to make indemnity for its damages.

Where the Seller is the indemnity holder and decides to terminate the Agreement, the indemnity value is calculated by the value of electricity actually generated for one year prior to the termination of the Agreement.

Article 8. Dispute settlement

1. Dispute settlement by negotiation

Where a dispute is arisen between the parties in this Agreement, the party lodging the dispute shall give written notification to the other party on the dispute contents and requirements within the prescribed term. The parties shall negotiate and settle their dispute within 60 (sixty) days from the date of receiving the notification from the party lodging the dispute. The dispute related to payment of electricity bills shall be settled within 15 (fifteen) days from the date of receiving the notification from the party lodging the dispute.

This mechanism of dispute settlement is not applicable to the disputes which do not directly arise from this Agreement between a party of the Agreement and third parties.

2. Dispute settlement in accordance with legal regulations

Where the dispute cannot be settled through negotiation in accordance with the provisions in clause 1 of this Article or one of the parties fail to comply with the result of negotiation, either party may request for dispute settlement in accordance with provisions in Circular No. 40/2010/TT-BCT dated 13th December 2010 by the Minister of Industry and Trade on the sequence and procedures for dispute settlement in the electricity market or approach to another dispute settlement body as agreed by both parties for their dispute settlement in accordance with relevant regulations.

Article 9. Trust, transfer and restructuring

1. Trust and transfer

The entrusting or transferring party shall comply with the current legal regulations on its action and immediately give written notification to the other party regarding the trust or transfer

2. Restructuring

Where the restructuring of the power sector has impacts on the Seller’s or the Buyer’s rights and obligations under this Agreement, the Agreement performance shall be transferred to the recipient. The Buyer shall confirm and ensure in writing that the relevant recipients fulfill their obligations of power purchase or distribution as well as other interests and obligations in compliance with this Agreement.

Article 10. Other agreements

1. Amendments to the Agreement

The Parties shall not revise contents of provisions in this Agreement themselves but for cases regulated in clause 3, Article 6 of this Circular.

2. Responsibility of cooperation

The Seller is obligated to implement legal procedures related to the power plant. The Buyer shall cooperate with the Seller to obtain necessary license, approval and permission from the competent state agencies with regard to the location of the plant, control of natural resources, investment, transmission or sale of electricity, ownership and operation of the power plant, including provision of additional documents or archived documents and performance of other necessary and reasonable activities to implement agreements of the Parties.

3. Applicable law

The interpretation and performance of this Agreement shall comply with regulations of Vietnam’s legislation.

4. Waiver of rights

Failure to exercise the Parties’ rights under this Agreement at any time shall not affect the exercise of rights under the Agreement later. The parties agree that the statement of waiver of rights from one party for any commitments or conditions under the Agreement or any breaches of the Agreement shall not be deemed that such party waives the similar rights later.

5. Independence of the Agreement’s contents

Where any contents in this Agreement are found inconsistent with the legal regulations or invalid as judged by the Court, other contents of the Agreement remain valid if the remaining parts fully reflect their contents without the invalidated parts.

6. Notification

All notifications, bills or other necessary correspondences exchanged during the performance of the Agreement shall clearly state the date and the relation to the Agreement. Such notifications, bills or correspondences shall be made in writing and sent by fax or post. In case of sending by fax, the original copy shall be sent later by the post with prepaid postage. Notifications, bills or other correspondences shall be sent to the following addresses:

1. a) The Seller: General Director,

 Viet Nam

1. b) The Buyer: ,

            ,           , Viet Nam

1. c) In the notifications, the Parties may clearly state the address of another sender or recipient in the form specified in this clause.
2. d) Each notification, bill or other correspondences sent by mail, delivered and transmitted by the above methods shall be deemed as well delivered and received at the time it is delivered to the recipient’s address or at the time it is refused by the recipient at the aforementioned address.
3. Confidentiality

The Buyer agrees to keep confidential the plant’s information specified in the Appendix of the Agreement unless such information has been disclosed by the Seller or the competent state agency.

8. Complete Agreement

This PPA is the final complete agreement between the contracting Parties and replaces the Agreement-related discussions, information and correspondences exchanged before signing the Agreement.

9. Clearance and return of the site

The Seller shall be responsible for the removal and reinstatement of the work site, cleaning and disposal of materials, equipment and facilities of solar power works during the development and operation or after the conclusion of the project in accordance with relevant legal regulations on environment.

Article 11. Performance commitment

Both Parties shall commit to perform this Agreement as follows:

1. Each Party is legally established to run their businesses in Vietnam.
2. Conclusion and performance of this Agreement shall be carried out by both Parties in accordance with conditions and contents of the operation license for power generation granted by the competent agency and relevant regulations.
3. Either Party shall not have any legal or administrative acts that hamper or affect the other Party’s performance of the Agreement.
4. The Agreement conclusion and performance of either Party shall not violate any provisions of other contracts or a part of another contract to which such Party is a signatory.

This Agreement and its six appendices is an integral part of the Agreement and is made into 10 (ten) copies with the same validity. Each Party shall keep 04 (four) copies, and the Seller shall send 01 (one) copy of the PPA to the EREA and another copy to the Electricity Regulatory Authority of Vietnam.

APPENDIX A

AGREEMENT ON CONNECTION TO THE POWER SYSTEM

(attached to Agreement No.    dated…./…./2020)

–           Connection:

–           Connection to SCADA system:

–           Protection system:

[Applied individually to each project based on specifications of the project, including the single-line diagram of connection equipment, list of characteristics of metering systems, voltage and connection requirements]

APPENDIX B

TECHNICAL SPECIFICATIONS OF THE POWER PLANT

(attached to Agreement No. dated…./…./2020)

Part A. General specifications

1. Name of the power plant: ……………………………………………………..
2. Location of the power plant: ………………………………………………….
3. Rated capacity: ………………………………………………………………………….
4. Capacity sold to the Buyer: max [noting the planned capacity or the capacity in construction design appraisal results] MW.
5. Self-consumed capacity of the power plant: min………..kW; max ……………….kW
6. Expected annual power generation output: [following the construction design appraisal results] kWh
7. Completion date of construction of the power plant: ………………………….
8. Expected commercial operation date of the power plant: …………………………… 9. Voltage fed to the distribution grid V
9. Connection point to the distribution grid: ………………………………………………
10. Point of installing the metering equipment: ……………………………………………

Part B. Operational parameters of specific technologies

1. Technology of power generation: ……………………………………………. 2. Type of solar panel: …………………………………………………………………………….. 3. Inverter: ………………………………………………………………………
2. Medium voltage transformer:………………………………………………… 3. Operation characteristics, design: ………………………………………………………….

APPENDIX C

METERING AND DATA COLLECTION SYSTEM

(attached to Agreement No.    dated…./…./2020)

1. Installation location and specifications of the metering system

The main and backup metering system are installed in accordance with the technical design agreements of power metering system and meter reading collection system at [name and number of the agreement between parties].

Specifications of the metering system comply with the technical design agreements of power metering system and meter reading collection system at [name and number of the agreement between parties].

1. Technical requirements of the metering system

Technical requirements of metering equipment, metering circuits, lead sealing measure and meter reading collection, processing and storage system comply with the technical design agreement of power metering system at [name and number of the agreement between parties].

III.       Metering location

The two parties agree with each other on the metering locations of metering systems as follows:

–           Main metering location: ….

–           Backup metering location 1: ….

–           Backup metering location 2: ….

–           Output separation and metering location (if any): …

1. Delivered power output calculation method

On the 1st of every month, legal representatives of the two Parties will confirm the meter reading and develop the confirmation minutes of meter reading at 0:00 a.m on that day and power output of the preceding month.

The power output that the Buyer must make payment to the Seller in the due month [is established and confirmed by the two sides for each specific project and location].

APPENDIX D

REQUIREMENTS BEFORE THE COMMERCIAL OPERATION DATE

(attached to Agreement No. dated…./…./2020)

60 (sixty) days before the expected COD in accordance with Appendix B, the Seller is responsible for sending the Buyer the Draft procedure for power plant commissioning in line with the current regulations on and technical and technological standards of a solar power plant in order for the parties to agree with each other on the COD and calculate the trial power output of the power plant.

APPENDIX E ELECTRICITY BILL

(attached to Agreement No. dated…./…./2020)

1. The power purchase price at the PPA, excluding VAT since the COD in accordance with clause 2 of Article 2 in this Agreement.
2. Calculation of payment for electricity bill

APPENDIX F

OTHER AGREEMENTS (if any)

(attached to Agreement No.    dated…./…./2020)

APPENDIX 3 PERIODIC REPORT ON

THE INVESTMENT REGISTRATION AND THE IMPLEMENTATION OF SOLAR POWER PROJECTS IN THE PROVINCE

(Issued with Circular No. 18/2020/TT-BCT dated 17th July 2020 of Minister of Industry and Trade on project development and sample Power Purchase Agreement applied for solar power projects)

REPORT

On the investment registration and the implementation

of solar power projects in…….from January 1st 20… to December 31st 20..

Respectfully to: Ministry of Industry and Trade

1. The development of grid-connected solar projects

1.1.      Registered projects: Summary information and form of the registration for implementation of grid-connected rooftop solar projects (see the attachment)

1.2.      Projects with approved investment policies: Summary

1.3.      Projects which are being implemented in the power development plan and province’s planning: Summary

2. Implementation progress of solar power projects

2.1.      Name of the first project: Location of construction: Investor:

Investment policy/Investment license No……..dated……/……./…….. Capacity in the first phase:

Capacity in the second phase (if any): Development and approval of investment projects: Site clearance and land allocation (if any): Construction commencement date:

Current progress of the project:

Tentative time for project operation in the first phase: Tentative time for project operation in the second phase:

…….

3. Shortcomings and recommendations

SUMMARY FORM OF THE REGISTRATION FOR IMPLEMENTATION OF ROOFTOP SOLAR POWER PROJECTS

APPENDIX 2

STANDARDIZED POWER PURCHASE AGREEMENT FOR THE ROOFTOP SOLAR POWER SYSTEM

(Attached to Circular No. 18/2020/TT-BCT dated 17th July 2020 by the Minister of Industry and Trade on project development and the sample PPA applied for solar power projects)

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM

Independence – Freedom – Happiness

————-

STANDARDIZED POWER PURCHASE AGREEMENT FOR THE ROOFTOP SOLAR POWER SYSTEM

No.:

Pursuant to:

–           The 2015 Civil Code;

–           The Commercial Law dated 14th June 2005;

–           The Electricity Law dated 3rd December 2004; the Law on amending, supplementing a number of articles of the Electricity Law dated 20th November 2012;

–           Decree No. 137/2013/ND-CP dated 21st October 2013 by the Government providing detailing the implementation of a number of articles of the Electricity Law and the Law on amending, supplementing a number of articles of the Electricity Law;

–           Decision No. 13/2020/QD-TTg dated 6th April 2020 by the Prime Minister on incentive mechanism for developing solar power projects in Viet Nam;

–           The Circular No. …/2020/TT-BCT dated … 2020 by the Minister of Industry and Trade on project development and sample PPA applied for solar power projects;

–           Demand for power sale and purchase of the two parties; Today, on..…, at….…

We are:

The Seller (Party A): …..

Address:

Tel.:

Email:

Fax:

Tax code

Business Registration Certificate:

Bank account: Bank name:      Represented by:

ID or passport number:

Position:         (authorized by              At the authorization letter (number, date).

The Buyer (Party B): …..

Address:

Tel.:                Email:             Fax:      Tax code        _     Business     Registration     Certificate:        Bank account:                                   Bank             name:                  Represented by:

Position:         (authorized                                         by          At the authorization letter (number, date).

To mutually enter into the Power Purchase Agreement (hereinafter referred to as the Agreement or PPA) on selling and purchasing electricity generated from the rooftop solar power system (hereinafter referred to as “the System”) with the installed capacity of … kW and specifications stated in the Appendix (the Appendix form is promulgated by Party B) which is constructed and operated by Party B at [place of installing the System] with the following terms:

Article 1. Power for sale and purchase

1. From the operational date, Party A agrees to sell power to Party B and Party B agrees to purchase power generated from the Party A’s System connected to Party B’s grid through the electricity meter installed at the power delivery point.
2. Party B shall be responsible for making payment for the power output generated from Party A’s System connected to Party B’s grid at the price specified in Article 2 of this Agreement.
3. The electricity that Party A receives from Party B’s grid shall be agreed and signed in another separate PPA which is not under the scope of this Agreement.

Article 2. Power purchase price

1. Power purchase price of the rooftop solar power system shall comply with regulations in clause 2 of Article 8 of the Prime Minister’s Decision No. 13/2020/QD-TTg dated 6th April 2020 on incentive mechanism for developing solar power systems in Viet Nam.
2. The power purchase price specified at clause 1 of this Article shall be applied in no more than 20 years from…./…./2020 to the end of …./.…/20….

Article 3. Confirmation of meter readings, power generated on the grid and billing

1. Confirmation of meter readings and power generated on the grid

–           Party B shall read the meter on [date] of every month.

–           Within no more than 05 (five) business days from the date conducting the meter readings, Party B shall notify Party A of the meter readings and the power output generated from the System connected to the grid in the payment period via the following channels:

Email [email address] SMS/Zalo/Viber [tel.]

–           In case Party A does not agree with the meter readings and the power output fed to the grid as notified by Party B, Party A shall give feedback within 01 (one) working day from the date of receiving the notification from Party B via the following channels:

Website: …………..       Email [email address]

–           After the above deadline, if Party A has no feedback to Party B, it shall be deemed that Party A agrees with the metering readings and the power output fed to the grid as notified by Party B.

2. Electricity bill:
3. a) Electricity bill: Based on the electricity output agreed by the two Parties at clause 1 of this Article and the power purchase price at Article 2 of this Agreement, on a monthly basis, Party B shall pay Party A the following amount (excluding VAT):

Where :

T(n)= Ag (n) x G (n)

T(n): The billing amount in the month n (VND)

Ag(n): The power generated by Party A to Party B’s grid in the month n (kWh).

–           For one-rate electricity meter, the Ag(n) is the electricity output that Party B’s grid receives from Party A’s system at the delivery point as recorded by the electricity meter.

–           For three-rate electricity meter, the Ag(n) is the total electricity output of three time-based electricity rates (normal hours, peak hours and off-peak hours) that Party B’s grid receives from Party A’s system at the delivery point as recorded by the electricity meter.

G(n): Electricity price applied for the month n as specified in Article 2 of this Agreement (VND/kWh).

1. b) VAT:

–           If Party A is a VAT taxable subject, in addition to the electricity billing amount as defined at point a of clause 2 in this Article, Party B shall pay a VAT amount to Party A in accordance with the current regulations.

–           If Party A is a household or an individual implementing the rooftop solar project and receiving electricity from the national grid, By the end of the last period of power meter readings of the year, by the end of the last period of power meter readings of the year, Party B shall be in charge of making the final payment for the electricity amount purchased from the solar power system in the year and for the VAT amount to Party A depending on the revenue obtained from the solar power system. Party A is responsible for cooperating with Party B in settling the VAT in accordance with the current legal regulations.

1. c) Payment in case of a fault in the metering system.

In case the power metering system has a fault (due to fire, breakdown, loss or inaccuracy), the Seller needs to immediately notify the Buyer about the fault, and the parties shall make a report on the fault and realize the agreement on Party A’s power output generated to the Party B’s grid based on the output of the preceding payment period, month or week.

Article 4. Payment

1. Payment documents include:
2. a) In case Party A is an enterprise issuing monthly invoices:

The statement of power meter readings and electricity amount generated on

Party B’s grid from Party A’s system issued by Party B in the month;

Sales invoice in accordance with regulations issued by Party A showing the bill amount as defined in clause 2 of Article 3 of this Agreement.

If the invoice issued by Party A is a directly-deductable VAT invoice (no tax rate and VAT amount are stated in the invoice), Party A shall send Party B the VAT specification and VAT payment receipt for the purchased power billing amount in order for Party B to reimburse Party A the VAT payment.

1. b) In case Party A is an organization or individual not issuing monthly invoices: On a monthly basis:

Party B shall, based on the statement of power meter readings and electricity amount generated on Party B’s grid from Party A’s system, make payment for the electricity bill to Party A with the amount defined at point a of clause 2 of Article 3 of this Agreement.

On a yearly basis:

Party B shall prepare and send Party A the “Minutes of confirmation of delivered electricity amount and bill amount” of the year following the form issued by Party B no later than 15 days from the last day of the year or the expiry date of the Agreement (whichever comes first).

In case Party A’s revenue is subject to tax payment as mentioned at point b of clause 2 of Article 3, Party A shall be responsible for sending the sales invoice, VAT specification and VAT payment receipt for the purchased power billing amount in order for Party B to reimburse Party A the VAT payment.

2. Form of payment:

Bank transfer (transfer fee is covered by Party A).

Bank transfer information: ……………………………………………………………….

3. Payment term:
4. a) Within seven (07) working days after Party A agrees on the power meter readings and electricity amount generated on Party B’s grid from Party A’s system (as notified by Party B) and submits sufficient payment documents specified in clause 1 of this Article.
5. b) After the aforementioned term, if Party B fails to make payment to Party A, Party B shall be responsible for paying interest on late payment accumulated from the due date until the date of actual payment of Party B. The late payment interest shall be agreed between the two sides on the basis of complying with the 2005 Commercial Law and ensuring the Seller’s legitimate rights and interests.

Article 5. Rights and obligations of the parties

1. Rights and obligations of Party A
2. a) To ensure that the design, installation and operation shall comply with the current technical standards and regulations on electricity quality, power safety, construction, environment as well as fire and explosion control.
3. b) To record, agree and monitor the electricity output connected to Party B’s

grid together with Party B.

1. c) Not to connect any other power sources other than the System as specified in this Agreement to electricity meters without the consent from Party B.
2. d) To fulfill all tax duties in accordance with the State’s regulations.
3. Rights and obligations of Party B
4. a) To equip and install electricity meters at the power delivery point for Party A if Party A satisfies connection standards and requirements specified in point a of clause 1 of this Article.
5. b) To record, notify, agree and monitor the electricity output connected to

Party B’s grid from Party A’s System together with Party A.

1. c) To examine and monitor the operation and handle issues in compliance with the current regulations.
2. d) To be entitled to refuse to make payment if Party A fails to comply with provisions specified in points a, c and d of Clause 1 of this Article.

Article 6. Other agreements

1. Dispute resolution through negotiation

In case of any disputes between the parties in this Agreement, the dispute initiator needs to inform the other party in written form on the dispute contents and requests within the regulated time limit. The parties shall negotiate to resolve the dispute within 30 (thirty) days since the date of receving written notification from the dispute initiator. Disputes related to late power output payment shall be resolved within 5 (five) days since the date of receving written notification from the dispute initiator.

If the two parties cannot resolve disputes, they are entitled to sending requests to competent state authorities for support in addressing disputes.

Such the dispute resolution mechanism is not applicable to disputes which do not directly arise from this Agreement between a party of this Agreement and the third parties.

2. Dispute resolution in accordance with legal regulations

In case disputes cannot be resolved through negotiation in accordance with regulations at clause 1 of this Article or one of the parties refuses to comply with negotiation results, one of the parties or the parties can send a petition to the higher electricity authority of the Buyer or the MOIT for a resolution.

Article 7. Implementation provisions

1. Unless otherwise renewed or terminated before the expiration, this Agreement shall come into force from …./…./20… to …./…/20….
2. During the implementation of this Agreement, either Party who has request for amendment, supplementation or termination of the Agreement shall notify the other Party 15 days in advance for mutual settlement.
3. This Agreement shall be made into 02 original copies of the same legal validity. Each party shall keep one copy.

APPENDIX 3 PERIODIC REPORT ON

THE INVESTMENT REGISTRATION AND THE IMPLEMENTATION OF SOLAR POWER PROJECTS IN THE PROVINCE

(Issued with Circular No. 18/2020/TT-BCT dated 17th July 2020 of Minister of Industry and Trade on project development and sample Power Purchase Agreement applied for solar power projects)

REPORT

On the investment registration and the implementation

of solar power projects in…….from January 1st 20… to December 31st 20..

Respectfully to: Ministry of Industry and Trade

1. The development of grid-connected solar projects

1.1.      Registered projects: Summary information and form of the registration for implementation of grid-connected rooftop solar projects (see the attachment)

1.2.      Projects with approved investment policies: Summary

1.3.      Projects which are being implemented in the power development plan and province’s planning: Summary

2. Implementation progress of solar power projects

2.1.      Name of the first project: Location of construction: Investor:

Investment policy/Investment license No……..dated……/……./…….. Capacity in the first phase:

Capacity in the second phase (if any): Development and approval of investment projects: Site clearance and land allocation (if any): Construction commencement date:

Current progress of the project:

Tentative time for project operation in the first phase: Tentative time for project operation in the second phase:

…….

3. Shortcomings and recommendations

SUMMARY FORM OF THE REGISTRATION FOR IMPLEMENTATION OF ROOFTOP SOLAR POWER PROJECTS