Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 02 năm 2025, được sửa đổi, bổ sung một số điều bởi:

Thông tư số 20/2026/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 02 tháng 6 năm 2026.

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

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.[1]

Phụ lục I

BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC

(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Ghi chú:

- X = được áp dụng, có giá trị khác 0; 0 = không áp dụng.

- Biểu giá chi phí tránh được chưa bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

Bên mua điện có trách nhiệm thanh toán cho bên bán điện thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.

Phụ lục II

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC[15]

(Ban hành kèm theo Thông tư số 20/2026/TT-BCT ngày 17 tháng 4 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

1. Chi phí điện năng tránh được

a) Chi phí nhiên liệu trung bình tháng (đồng/kWh) của từng nhà máy nhiệt điện đã có hợp đồng mua bán điện trong hệ thống cho năm lấy số liệu tính toán biểu giá, trừ các nhà máy nhiệt điện: có nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu; bao tiêu vật lý về sản lượng điện huy động; sử dụng khí thiên nhiên trong nước được huy động tối đa theo khả năng cấp khí và các ràng buộc về nhiên liệu; cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn; bán điện dư; cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện BOT. Tổng chi phí nhiên liệu chính (bao gồm chi phí vận chuyển) và sản lượng điện năng tương ứng với phần nhiên liệu chính trong tháng của các nhà máy nhiệt điện được cung cấp theo hồ sơ thanh toán tiền điện hàng tháng cho năm lấy số liệu;

b) Với mỗi giờ/chu kỳ giao dịch của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, xếp hạng theo thứ tự giảm dần của chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện quy định tại điểm a khoản này. Chi phí biến đổi được xác định dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình tháng của các nhà máy nhiệt điện;

c) Tổng công suất phát lớn nhất của hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán ký hiệu là (P);

d) Công suất tham chiếu P* được tính bằng F_a x P, với F_a là hệ số điều chỉnh phần năng lượng biên của biểu đồ phụ tải, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được chọn trong khoảng (0; F_N);

F_N: Tỷ lệ giữa sản lượng điện của các nhà máy nhiệt điện (theo danh sách các nhà máy đưa vào tính toán biểu giá tại điểm a khoản này) và tổng sản lượng điện của toàn hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá;

đ) Với mỗi giờ/chu kỳ giao dịch của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, giá điện năng c_Mj tính toán căn cứ vào chi phí của các nhà máy có chi phí nhiên liệu trung bình tháng và được tính theo công suất tham chiếu P* (đã loại trừ các nhà máy tại điểm a khoản này).

Ví dụ, nếu P*=1000MW và nếu trong một số giờ/chu kỳ giao dịch j nhà máy có giá thành cao nhất được huy động 600MW với chi phí biến đổi là c₁ và nhà máy có giá thành cao thứ hai được huy động 400MW với chi phí biến đổi là c₂, chi phí (tránh được) biên trung bình cho giờ/chu kỳ giao dịch đó, với công suất tham chiếu P*, c_Mj được tính theo công thức:

e) Giá biến đổi theo nhiên liệu chính được điều chỉnh theo tốc độ tăng tương ứng của chi phí nhiên liệu chính trong năm tính toán. Tốc độ tăng giá nhiên liệu chính hàng năm được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:

- Theo các hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện trong hệ thống;

- Theo giá thị trường, với nguồn tham khảo rõ ràng và đáng tin cậy (như nguồn do Ngân hàng thế giới công bố), được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương cho phép áp dụng; các nhà máy điện có giá nhiên liệu phụ thuộc giá nhiên liệu thế giới, tốc độ tăng giá nhiên liệu chính dùng để tính toán giá biến đổi theo nhiên liệu chính của năm tính toán sẽ chịu mức trần bằng 110%;

- Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương cho phép áp dụng.

g) Với mỗi khoảng thời gian tương ứng với sáu thành phần thời gian phân biệt theo mùa và theo thời gian sử dụng điện trong ngày của biểu giá, giá trung bình hàng năm được tính là trung bình của c_Mj trong mỗi khoảng thời gian đó.

h) Giá điện năng tránh được dùng để ban hành Biểu giá chi phí tránh được năm N tính bằng k*c_Mj với k là hệ số điều chỉnh giá điện năng tránh được do Bộ Công Thương quyết định nhưng không vượt quá 1,0 để nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng tái tạo nhỏ, đồng thời phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn đối với các trường hợp sau:

- Khi ban hành biểu giá chi phí tránh được cho từng loại hình nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ theo quy định tại khoản 10 Điều 1 Thông tư số 10/2025/TT-BCT, được sửa đổi, bổ sung tại khoản 1 Điều 1 Thông tư này.

- Trường hợp Giá điện năng tránh được bình quân năm N tính toán theo quy định cao hơn giá điện năng tránh được bình quân năm N-1 đã được Bộ Công Thương ban hành thì Giá điện năng tránh được bình quân năm N được ban hành không thấp hơn giá điện năng tránh được bình quân năm N-1.

i) Giá điện năng dư được tính bằng 50% mức giá trong các giờ thấp điểm vào mùa mưa.

2. Tổn thất truyền tải tránh được

Cách tính tổn thất truyền tải tránh được như sau:

a) Với mỗi giờ trong năm, điều kiện vận hành hệ thống được xác định trên cơ sở luồng công suất của đường dây 500kV đi qua ranh giới phân biệt phụ tải giữa 3 miền (Bắc-Trung và Trung-Nam).

b) Do trên đường dây 500kV luôn có một luồng công suất truyền tải nào đó, “cân bằng” không có nghĩa là bằng 0 mà bằng một luồng công suất (bất kể theo hướng nào) trên một giá trị ngưỡng. Ngưỡng này được quy định tùy thuộc vào điều kiện về điều chỉnh điện áp và ổn định hệ thống điện. Khi luồng công suất trên đường dây 500kV truyền tải qua ranh giới phân biệt phụ tải miền nhỏ hơn ngưỡng này thì được xem là cân bằng. Giá trị ngưỡng cân bằng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.

c) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Bắc, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Bắc nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.

d) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Trung, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Trung nhận điện đồng thời từ miền Bắc và Nam qua đường dây 500kV.

đ) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Nam, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Nam nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.

e) Nhà máy bị phạt thanh toán tổn thất truyền tải trong các trường hợp còn lại. Với mỗi giờ trong năm, giá tổn thất truyền tải tránh được T được tính như sau:

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Bắc:

T_B = C_M (1 + λ_B)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Trung:

T_T = C_M (1 + λ_T)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Nam:

T_N = C_M (1 + λ_N)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trong đó:

Cm = Chi phí nhiên liệu trung bình trong tháng của tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh (đắt nhất) trong danh sách các nhà máy quy định tại điểm a khoản 1 Phụ lục này (đồng/kWh);

λ_B, λ_T, λ_N = Lần lượt là tỷ lệ tổn thất trên hệ thống truyền tải điện miền Bắc, Trung, Nam đến cấp điện áp 220kV, bao gồm cả tổn thất trạm biến áp;

λ₅₀₀ = Tỷ lệ tổn thất trung bình trên hệ thống đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp);

T_B, T_T, T_N = Lần lượt là giá tổn thất truyền tải tránh được ở miền Bắc, Trung và Nam (đồng/kWh).

g) Dấu trong biểu thức 1 ± λ₅₀₀: Nếu dương là “thưởng”, âm là “phạt”.

h) Các giá trị T được tính trung bình cho tất cả các giờ liên quan trong biểu giá.

3. Giá công suất tránh được của biểu giá

Giá công suất tránh được xác định bằng giá công suất của nhà máy nhiệt điện được thay thế bởi nguồn điện năng lượng tái tạo nhỏ. Nhà máy nhiệt điện được thay thế là nhà máy nhiệt điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT). Các thông số tính toán chi phí công suất tránh được như sau:

- Chi phí đầu tư năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT (công suất 720 MW) là 15.880.852,61 đồng/kw (tương đương 600 USD/kW, theo tỷ giá bình quân ngày của đồng Việt Nam so với đồng đô la Mỹ do Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam công bố từ ngày 01 tháng 7 năm 2017 đến ngày 30 tháng 6 năm 2018 là 22.779,70 đồng/USD);

- Chi phí đầu tư năm tính toán của tổ máy CCGT được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán;

- Đời sống kinh tế của nhà máy CCGT được lấy theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành;

- Hệ số chiết khấu i (%) áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo công thức i = D x r_d + E x r_e (nhưng không vượt quá 10%/năm), trong đó:

+ D, E lần lượt là tỷ lệ vốn vay và tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định tương ứng là 70:30;

+ r_d là lãi suất vốn vay (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức r_d = D_F x r_d,F + D_D x r_d,D với D_F, D_D lần lượt là tỷ lệ vốn vay ngoại tệ và tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tương ứng là 80:20; r_d,F là lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days - Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm trước liền kề năm xây dựng biểu giá được công bố bởi Fed (Website: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ bình quân năm các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm); r_d,D là lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của ngày đầu tiên của 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất năm trước liền kề của năm xây dựng biểu giá của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam - Vietcombank, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam - Vietinbank, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam - BIDV, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam - Agribank hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm);

+ r_e là tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%) được xác định theo công thức r_e = r_e,pt/(1 -t) với r_e,pt là tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%; t là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW (%);

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 678.284,63 đồng/kW/năm;

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm tính toán được trượt giá theo Chỉ số giá tiêu dùng (CPI) của năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá do cơ quan thống kê trung ương công bố nhưng không vượt quá 2,5%/năm;

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm xây dựng biểu giá lấy theo số liệu năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW (không bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền);

- Tổn thất trạm biến áp lấy theo số liệu năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW;

- Suất sự cố lấy theo số liệu năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW;

- Tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán biểu giá được tính bình quân theo ngày và theo tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam.

Các bước tính toán chi phí công suất tránh được cho năm áp dụng như bảng sau:

Chi phí công suất tránh được điều chỉnh theo tổn thất truyền tải theo công thức sau:

AGC* = AGC (I+λ₂₂₀) (l-λ₅₀₀)

Trong đó:

AGC* : Chi phí công suất phát điện tránh được, điều chỉnh theo tổn thất truyền tải;

λ₂₂₀ : tỷ lệ tổn thất truyền tải trung bình trên lưới 220kV của 3 miền;

λ₅₀₀ : Tỷ lệ tổn thất trung bình trên đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp);

AGC : Chi phí công suất tránh được.

Giá trị AGC* được tính toán và áp dụng cho các giờ cao điểm của mùa khô (h_d).

Giá công suất phát điện tránh được (đồng/kWh) xác định theo công thức:

Chi phí công suất phát điện tránh được [đồng/kWh] = AGC*/h_d.

Phụ lục III

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN TỔN THẤT TRÊN ĐƯỜNG DÂY TRONG TRƯỜNG HỢP ĐIỂM ĐO ĐẾM KHÔNG TRÙNG VỚI ĐIỂM ĐẤU NỐI

(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

1. Trường hợp điểm đo đếm khác với điểm đấu nối và khi các bên không có thỏa thuận khác, thì lượng điện năng Bên mua nhận tại điểm đấu nối (đo bằng kWh) trong giai đoạn lập hóa đơn sẽ được điều chỉnh theo hệ số tổn thất trung bình, được tính theo các công thức dưới đây.

2. Các hệ số sau được dùng trong việc tính toán:

P là công suất đặt của nhà máy [MW];

Cos φ là hệ số công suất của nhà máy;

A là sản lượng điện năng trung bình hàng năm của nhà máy [kWh/năm];

U là điện thế định mức tại thanh cái nhà máy [kV];

R là điện trở tổng của đường dây truyền tải điện [Q], được xác định từ tài liệu kỹ thuật của nhà sản xuất cho các dây dẫn sử dụng cho đường dây ở nhiệt độ 25°C;

L là hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải;

T là hệ số tổn thất của máy biến áp tăng áp (nếu công tơ được đặt về phía sơ cấp của máy biến áp tăng áp); hệ số tổn thất này sẽ có giá trị bằng 0 nếu công tơ được đặt phía thứ cấp của máy biến áp tăng áp;

X là lượng điện năng theo chỉ số của công tơ đặt tại nhà máy trong giai đoạn lập hóa đơn [kWh];

X_L là lượng điện năng nhận tại điểm đấu nối trong giai đoạn lập hóa đơn, sau khi trừ đi tổn thất trên đường dây truyền tải và tổn thất máy biến áp tăng áp [kWh].

3. Công thức tính toán hệ số tổn thất trung bình của đường dây truyền tải như sau:

Trong đó:

4. Lượng điện năng Bên mua phải thanh toán cho Bên bán, X_L, được tính theo công thức sau:

X_L = X(1 - L - T)

5. Các giá trị của hệ số tổn thất có thể tính toán theo các công thức trên hoặc có thể theo thỏa thuận khác, các hệ số này được quy định trong Hợp đồng mua bán điện.

Phụ lục IV

NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

(Ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

MỤC LỤC

Điều 1. Giá mua bán điện

Điều 2. Lập hóa đơn, tiền điện thanh toán và thời hạn thanh toán

Điều 3. Thời hạn hợp đồng

Điều 4. Quyền và nghĩa vụ của Bên mua điện

Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của Bên bán điện

Điều 6. Tham gia thị trường điện

Điều 7. Ngôn ngữ sử dụng

Điều 8. Nội dung khác do hai bên thỏa thuận

Phụ lục A: Biểu giá mua bán điện

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

Phụ lục C: Yêu cầu đấu nối hệ thống

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

Phụ lục Đ: Thỏa thuận khác

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2025;

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

Căn cứ Thông tư số .../2025/TT-BCT ngày ... tháng ... năm ... của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ;

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

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

Chúng tôi gồm:

Bên bán điện: ___________________________________________________________

Địa chỉ: _________________________________________________________________

Điện thoại:___________________________ Fax: ________________________________

Mã số thuế: _______________________________________________________________

Tài khoản:___________________________ Ngân hàng ___________________________

________________________________________________________________________

Đại diện: _________________________________________________________________

Chức vụ:___________________________ (được sự ủy quyền của_________ theo văn bản ủy quyền số_________ , ngày____ tháng_____ năm_____)

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_____)

Cùng nhau thỏa thuận ký Hợp đồng mua bán điện để mua, bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được với các nội dung sau:

Điều 1. Giá mua bán điện

Giá mua bán điện theo Hợp đồng này được áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được do Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương[16] công bố hằng năm theo quy định.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 2. Lập hóa đơn, tiền điện thanh toán và thời hạn thanh toán

1. Lập hóa 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 đọc chỉ số công tơ cùng hóa đơn (kể cả giá phân phối mà Bên bán điện có trách nhiệm thanh toán cho Bên mua điện) bằng văn bản (hoặc bang fax có công văn gửi sau hoặc bằng bản sao công văn gửi qua thư) cho Bên mua điện trong vòng [....] ngày làm việc sau khi đọc chỉ số công tơ.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

2. Tiền điện thanh toán

Bên mua điện thanh toán cho Bên bán điện toàn bộ lượng điện năng đã nhận không muộn hơn ngày đến hạn thanh toán quy định tại [...] và theo biểu giá quy định tại Phụ lục A của Hợp đồng này.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

3. Thời hạn thanh toán

…

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung khoản này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 3. Thời hạn hợp đồng [17]

Hợp đồng này có hiệu lực từ ngày ... tháng ... năm ... và chấm dứt sau 20 (hai mươi) năm kể từ ngày vận hành thương mại. Sau khi chấm dứt Hợp đồng, các bên có nghĩa vụ tiếp tục thực hiện việc lập hóa đơn lần cuối, điều chỉnh hóa đơn, thanh toán, hoàn tất các quyền và nghĩa vụ trong Hợp đồng này.

Điều 4. Quyền và nghĩa vụ của Bên mua điện

…

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 5. Quyền và nghĩa vụ của Bên bán điện

…

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 6. Tham gia thị trường điện

Bên bán điện sở hữu nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ đáp ứng các điều kiện quy định tại Điều 11 Thông tư quy định về phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng Biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện và thuộc đối tượng áp dụng của Thông tư này có quyền lựa chọn để nhà máy tham gia thị trường điện.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung nội dung điều này phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Điều 7. Ngôn ngữ sử dụng

Ngôn ngữ sử dụng là tiếng Việt. Trường hợp bên bán điện có nhà đầu tư nước ngoài, bên bán điện và bên mua điện có thể thỏa thuận sử dụng thêm hợp đồng với ngôn ngữ sử dụng bằng tiếng Anh.

Điều 8. Nội dung khác do hai bên thỏa thuận

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung khác phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Hợp đồng này được lập thành [...] bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ [...] bản.

Phụ lục A

BIỂU GIÁ MUA BÁN ĐIỆN

Phụ lục B

THÔNG SỐ KỸ THUẬT CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Phụ lục C

THỎA THUẬN ĐẤU NỐI HỆ THỐNG

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Phụ lục D

THỎA THUẬN ĐO ĐẾM

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Phụ lục Đ

YÊU CẦU TRƯỚC NGÀY VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]

Phụ lục E

THỎA THUẬN KHÁC

[Các bên đàm phán thống nhất bổ sung các nội dung phù hợp với pháp luật Việt Nam]