Thông tư 18/2020/TT-BCT của Bộ Công Thương là văn bản chính sách thứ hai về hợp đồng mua bán điện (solar PPA) cho các dự án điện mặt trời tại Việt Nam. Theo thông tư 18, nhà đầu tư được bán năng lượng mặt trời cho các chủ sở hữu và doanh nghiệp (gọi là PPA trực tiếp (solar DPPA)). Cơ chế solar PPA trước đây (thông tư 16) chỉ cho ký hợp đồng với EVN. Thông tư 18 cũng đã sửa đổi các quy định về phát triển các năng lượng mặt trời nối lưới (mặt đất và nổi) và điện mặt trời áp mái (rooftop solar). Xem bên dưới về chi tiết và để download mẫu solar DPPA.
1/ Thông tư 18 điều kiện hiệu lực:
2/ Hồ sơ thiết kế phải bao gồm các chi tiết về:
3/ Không yêu cầu sở hữu vốn cổ phần tối thiểu 20 phần trăm.
4/ Được sử dụng hợp đồng mua bán điện trực tiếp (solar DPPA): Không cần sử dụng PPA mẫu kèm theo Thông tư 18 trong trường hợp bên bán không phải là EVN! Trong trường hợp này, các bên có thể tự do thỏa thuận các điều khoản và giá cả phù hợp với pháp luật Việt Nam.
5/ Các yêu cầu khác:
BỘ CÔNG THƯƠNG Số: 18/2020/TT-BCT | CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Hà Nội, ngày 17 tháng 7 năm 2020 |
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
Chương II
PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI
Điều 4. Phát triển dự án điện mặt trời nối lưới
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.
Điều 5. Phát triển hệ thống điện mặt trời mái nhà
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).
Chương III
HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN MẪU
Điều 6. Nội dung của hợp đồng mua bán điện mẫu
Chương IV
TỔ CHỨC THỰC HIỆN
Điều 7. Trách nhiệm của cơ quan quản lý nhà nước
Điều 8. Trách nhiệm của các tổ chức, cá nhân có liên quan
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
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./.
Nơi nhận: – Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng; – Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ; – UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc TW; – Công báo; – Website Chính phủ; – Website: Bộ Công Thương; Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo; – Bộ Tư pháp (Cục kiểm tra VBQPPL); – Tập đoàn Điện lực Việt Nam; – Lưu VT, PC, ĐL. | KT. BỘ TRƯỞNG THỨ TRƯỞNG
Hoàng Quốc Vượng |
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:
Điều 2. Giao nhận, mua bán điện và vận hành
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.
Bên bán điện lập, thực hiện kế hoạch vận hành theo quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia.
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.
Bên mua điện không phải thực hiện nghĩa vụ mua hoặc nhận điện trong các trường hợp sau đây:
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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
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.
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.
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.
(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.
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.
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
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.
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.
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.
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:
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.
Điều 5. Trường hợp 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:
Trong trường hợp có sự kiện bất khả kháng, Bên viện dẫn bất khả kháng phải:
đ) Nhanh chóng thông báo tới các Bên về sự chấm dứt 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.
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
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;
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;
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.
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
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.
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
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.
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
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.
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.
Việc giải thích và thực hiện Hợp đồng này được thực hiện theo quy định của pháp luật Việt Nam.
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.
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.
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:
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.
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.
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:
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.
ĐẠI DIỆN BÊN BÁN ĐIỆN | ĐẠI DIỆN BÊN MUA ĐIỆN |
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
Phần B. Thông số của thiết kế công nghệ
PHỤ LỤC C
HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU
(kèm theo Hợp đồng số ký ngày tháng năm 2020)
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].
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):.. .
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)
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
Điều 2. Giá mua bán điện
Điều 3. Xác nhận chỉ số công tơ, điện năng phát lên lưới và lập hóa đơn
– 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.
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.
– 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.
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
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.
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.
Chuyển khoản (Bên A chịu phí chuyển khoản).
Thông tin chuyển khoản: ……………………………………………………..
Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của các bên
Điều 6. Giải quyết tranh chấp
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.
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
Bên A (Ký và ghi rõ họ và tên và đóng dấu) | Bên B (Ký và ghi rõ họ và tên và đóng dấu) |
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)
____________
UBND TỈNH…. _______ Số: ………../BC-………. | CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc ________________________ …….., ngày … tháng … năm 20…. |
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
1.1. 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
2.1. 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:
….
BIỂU TỔNG HỢP TÌNH HÌNH ĐĂNG KÝ TRIỂN KHAI CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI NỐI LƯỚI
TT | Tên dự án | Vị trí | Công suất đề xuất (MW) | Diện tích (ha) | Tổng mức đầu tư dự kiến (tỷ đồng) | Đấu nối | Tiến độ dự kiến vận hành | Ghi chú | ||
TBA | ĐZ | Vị trí đấu nối | ||||||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Tổng cộng: |
|
|
|
|
|
|
|
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:
(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:
Article 2. Electricity delivery, purchase and operation
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.
The Seller develops and implements the operational plan in accordance with regulations on the national power system operation.
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.
The Buyer has no obligation to buy or receive power in the following cases:
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.
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.
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.
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.
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.
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
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.
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.
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.
(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.
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.
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
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.
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.
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:
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.
Article 5. Force majeure events
Force majeure events include but not limited to, as published by state agencies or other organizations, excluding the Parties as follows:
In case of a force majeure event, the party invoking the force majeure event shall:
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.
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
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;
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;
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.
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
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.
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
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
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
The Parties shall not revise contents of provisions in this Agreement themselves but for cases regulated in clause 3, Article 6 of this Circular.
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.
The interpretation and performance of this Agreement shall comply with regulations of Vietnam’s legislation.
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.
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.
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:
Viet Nam
, , Viet Nam
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.
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.
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:
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.
FOR THE SELLER (Job title) (Signature and seal) (Full name) | FOR THE BUYER (Job title) (Signature and seal) (Full name) |
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
Part B. Operational parameters of specific technologies
APPENDIX C
METERING AND DATA COLLECTION SYSTEM
(attached to Agreement No. dated…./…./2020)
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].
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): …
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)
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)
PEOPLE’S COMMITTEE OF……… ——— No:……../BC-………… | SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ————- ………, ……./……./20…. |
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
1.1. 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
2.1. 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:
…….
SUMMARY FORM OF THE REGISTRATION FOR IMPLEMENTATION OF ROOFTOP SOLAR POWER PROJECTS
No. | Name of the project | Location | Proposed capacity (MW) | Area (ha) | Total tentative investment (bil VND) | Connection | Tentative progress of operation | Note | ||
Substation | Line | Connection location | ||||||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total: |
|
|
|
|
|
|
|
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
Article 2. Power purchase price
Article 3. Confirmation of meter readings, power generated on the grid and billing
– 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.
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).
– 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.
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
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.
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.
Bank transfer (transfer fee is covered by Party A).
Bank transfer information: ……………………………………………………………….
Article 5. Rights and obligations of the parties
grid together with Party B.
Party B’s grid from Party A’s System together with Party A.
Article 6. Other agreements
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.
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
Party A (Signature, seal and full name)
| Party B (Signature, seal and full name)
|
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)
PEOPLE’S COMMITTEE OF……… ——— No:……../BC-………… | SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ————- ………, ……./……./20…. |
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
1.1. 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
2.1. 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:
…….
SUMMARY FORM OF THE REGISTRATION FOR IMPLEMENTATION OF ROOFTOP SOLAR POWER PROJECTS
No. | Name of the project | Location | Proposed capacity (MW) | Area (ha) | Total tentative investment (bil VND) | Connection | Tentative progress of operation | Note | ||
Substation | Line | Connection location | ||||||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Total: |
|
|
|
|
|
|
|
CT TNHH Suntiki Solar is a solar energy company based in Vietnam. We consult, survey, engineer and install rooftop solar panel systems for residential, commercial, industrial such as factories, farms, villas, industrial parks and others.