通知第07/2024/TT-BCT号规定发电价格和购售电合同的方法。

通知

规定发电价格和购售电合同的方法

 

根据2004年12月3日颁布的《电力法》和2012年11月20日颁布的《关于修改和补充〈电力法〉若干条款的法律》；

根据2022年11月29日第96/2022/NĐ-CP号政府令，规定工业和贸易部的职能、任务、权力和机构设置；

根据2013年10月21日国务院令第137号《关于规定〈电力法〉和〈关于修改和补充〈电力法〉若干条款的决定〉若干条款实施细则的通知》；

根据电力监管局局长的建议；

工业和贸易部部长发布本通知，规定发电价格和购售电合同的方法。

 

第一章

总则

第一条 调整范围和适用对象

1. 本通知规定了发电价格确定方法和购售电合同的内容，适用于各种类型的发电厂。

2.本通知适用于以下对象：

a) 在社会主义共和国越南境内运营并接入国家电网的发电厂；

其他相关组织和个人。

3. 本通知规定的发电价格确定方法不适用于以下对象：战略多用途水电站、采用避免成本费率的小水电站、独立发电厂（BOT模式）、提供辅助服务的发电厂和机组；以及按照有权机关文件采用购电机制的发电厂。

4. 本通知附件3规定的购售电合同范本不适用于以下对象：战略多用途水电站、采用避免成本费率的小水电站、独立发电厂（BOT模式）、提供辅助服务的发电厂和机组；以及按照有权机关文件采用购电机制的发电厂。

本通知附件3规定的购售电合同范本不适用于太阳能发电厂和风力发电厂，除非它们参与竞争性电力市场。

5. 尚未由政府、总理或工业和贸易部制定购电机制的发电厂应按照本通知第九条规定执行。

第二条 术语解释

在本通知中，下列术语定义如下：

1. 卖方 是拥有发电厂的发电单位。
2. 买方 是越南电力集团（或按分级授权代表的单位），北部电力总公司、中部电力总公司、南部电力总公司、首都河内电力总公司、首都胡志明市电力总公司、大型用电客户以及其他根据电力市场规定购买电力的单位。
3. 投资者 是直接管理、使用资金实施发电厂项目投资活动、建设输电线路和变电站以传输发电厂功率的组织或个人。
4. 成本 连接 是从发电厂配电场到连接点建设输电线路和变电站的投资成本，以及与共同线路相关的分配成本（如有）。 特殊连接成本
5. 是投资者为建设从发电厂配电场或某些发电厂到连接点的输电线路和变电站以传输某些发电厂功率而进行的成本（或分配成本），经国家有关部门批准。 连接点
6. 是在投资者和电网管理单位之间达成的连接协议中规定的点，符合法律规定。 交收电量
7. 是卖方向买方提供的全部电量，用于买卖双方之间的电费结算。 发电单位
8. 是根据越南法律规定拥有一个或多个发电厂的组织或个人。 天然气液化储存、再气化和分销合同（LNG）
9. 系统运行和市场单位 国家电网调度中心或根据电力市场发展水平的不同名称。
10. 是发电单位或燃料销售单位与液化天然气储罐投资和管理单位签订的合同，用于储存、再气化和分销供发电厂使用的天然气，确保现行规定下的竞争性和透明度。 购售电合同（PPA）
11. 是针对每个发电厂的购售电合同。 购气合同（GSPA）
12. 是天然气供应商与矿主之间签订的合同，供应国内开采的天然气给使用天然气发电的发电厂。 燃料采购合同
13. 是发电单位与燃料销售单位之间签订的合同，供应发电厂所需的燃料，确保合法来源、竞争性和透明度。 燃料运输合同
14. 是发电单位或燃料销售单位与燃料运输单位之间签订的合同，用于运输发电厂所需的燃料，确保竞争性和透明度。 基准年
15. 是总投资额或调整后的总投资额，用于计算批准的发电价格。 新建发电厂
16. 是尚未签署首次购售电合同的发电厂。 精确热耗率
17. 是生产每千瓦时电量所消耗的热量（BTU/kWh 或 kJ/kWh 或 kCal/kWh）。 调整后的总投资
18.  总投资 是指根据现行法律规定确定的建设项目总投资额，符合基础设计和其他可行性研究报告内容的投资建设。
19. 是根据有效建筑法规调整后的总投资，在商定发电价格时生效。 决算投资额
20. 是在项目投入运营过程中实际发生的全部合法费用。合法费用是在批准的项目、设计和预算范围内，以及符合法律规定已签署的施工合同中发生的费用，包括按规定和权限批准的调整和补充部分。决算投资额必须在批准的总投资额（或调整后）范围内。 发电价格确定方法

 

 

 

 

第二章

对于新建发电厂

节 1

对于新建发电厂

关于新建电厂

条3.确定发电价格的原则

1. 发电厂的发电价格基于以下内容建立：

a) 投资主体在整个项目经济寿命期内合理、合法的成本；

b) 财务内部收益率（IRR）不超过12%。

2. 发电价格包括以下组成部分：
   1. 电力购售合同价格：由卖方和买方协商，并按照本通知第4条规定的办法确定；
   2. 特殊并网价格（如有）：由卖方和买方协商，并按照本通知第8条规定的办法确定。
3. 发电价格不包括增值税、水资源税、水资源开发权费用、森林环境服务费、固体废物环境保护费以及工业废水环境保护费（适用于火电厂），以及其他根据国家管理机关规定应缴纳的税费和其他收费（不包括已包含在发电价格方案中的税费）。
4. 用于与基础年电价框架进行比较的电力购售合同价格：

a) 基础年的电力购售合同价格不得超过由工贸部部长发布的该发电厂的基础年电价框架，其中发电厂的基础年电力购售合同价格是根据与计算电价框架相应的成本部分计算得出的；

b) 如果发电厂的基础年没有电价框架，则发电厂的基础年电力购售合同价格将根据相应的成本部分转换为最近一年同类发电厂的电价框架进行比较。

条4.确定发电厂基础年电力购售合同价格的方法

基础年电力购售合同价格P_社 ACTbq,j：根据国家电力调度中心每年发布的避免成本价格表，北方、中部和南方地区的平均避免成本价格，依据工业和贸易部2014年第32号通知《关于避免成本价格表的制定、实施和小型水电厂购售电合同模板的发布》的规定或替代文件；

P_社 = P^CD + P^BD

 

1. P^CD （元/kWh）是基础年固定价格，按以下公式确定：

P^CD = FC + FOMC_b

其中：

2. P^BD （元/kWh）是基础年变动价格。

a) 对于火电厂，P^BD 按以下公式确定：

P^BD = + + +

其中：

b) 对于水电厂、太阳能电厂、风力电厂：P^BD 等于0（零）。

3. 发电厂试验、试运行、验收费用：对于商业运营日前发生的试验、试运行、验收费用，由卖方和买方协商确保不重复计入经批准的项目总投资中。

条 5.确定发电厂固定平均价格的方法

1. 发电厂的固定平均价格（FC）根据本通知附件二规定的表格1和表格2进行财务分析确定。用于建立发电厂固定平均价格（FC）的输入参数按照本条第2款的规定确定。
2. 主要输入参数在计算发电厂的固定平均价格（FC）时使用：

a) 投资成本：投资成本基于有效的总投资额（或调整后的总投资额、决算投资额），该投资额用于计算发电价格，包括所有属于卖方责任的投资费用，直至发电厂的并网点，包括以下项目：发电厂；发电厂的基础设施、码头；液化天然气接收站（对于使用液化天然气作为燃料的发电厂）；其他相关费用以及分配给项目的费用（如有）；

特别是关于特殊并网费用的项目，用于计算特殊价格，按照本通知第八条的规定执行。

b) 经济寿命：根据本通知附件一的规定，除非有国家主管部门批准的文件规定项目经济寿命与本通知规定不同，则按该文件规定（年）。

c) 多年平均发电量在交电点（A_GN):

A_GN 按照以下方法换算计算：

 

其中：

A_NM=P_负责人 x T_max

对于未规定T_max，K_cs 的发电厂，在本通知附件一中，这些参数由买卖双方协商确定；

如果无法通过上述公式确定A_GN ，买卖双方应根据谈判时有效的设计基础和技术设计转换为交电点确定。如果无法通过技术设计或批准的设计基础确定，则根据有权机关的文件确定。如果无法根据有权机关的文件确定，A_GN 由买卖双方协商确定。

d) 各类固定资产折旧年限（年）：根据财政部规定的各类固定资产折旧期限框架或有权机关允许的不同于财政部规定的折旧期限的文件（如有）确定。

f) 股东资本、借款和总投资分期的比例：根据投资项目批准决定和谈判时的实际资金筹集情况确定，符合有权机关发布的相关规定。最低股东资本比例为总投资项目的15%。

e) 借款利率和运营期间的还款期：根据借贷合同、投资者与金融机构、银行之间的文件和资料确定。

如果借贷合同或投资者与金融机构之间的具有法律效力的文件中的总借款金额低于计算电价方案中的总借款金额，运营期间缺少的部分借款金额由买卖双方协商参考原则：最低还款期为10年，并规定借款利率如下：

- 外币借款利率等于联邦储备系统（Fed）网站（www.newyorkfed.org）公布的最近三年内（从谈判当年的3月、6月、9月或12月最近的一个月份开始计算）180天平均隔夜融资利率（SOFR）加上银行贷款安排费的平均年费率3%；

- 本币借款利率等于四家商业银行（中国银行股份有限公司、中国工商银行股份有限公司、中国建设银行股份有限公司、中国农业银行股份有限公司或其合法继承单位）最近五年内（从谈判当年的3月、6月、9月或12月最近的一个月份开始计算）个人一年期存款利率的平均值加上银行服务费的平均年费率3%。

g) 企业所得税税率和其他税、费：根据相关法律规定确定。

条 6.确定发电厂运行和维护费用的方法

运行和维护费用（元/千瓦时）根据以下公式确定：_b FOMC

运行和维护费用按照大修理成本和其他成本，根据本条第1款的规定确定（元/千瓦时）；_b = +

其中：

总大修理成本和其他成本（元/千瓦时）

：采用计算总大修理成本和其他成本TC的方法

其中：

scl_{在基准年按以下公式计算：} =VĐT

电力项目的经济寿命根据本通知附件的规定确定（年）。_{在基准年按以下公式计算：} XD+TB_cdk  k_{在基准年按以下公式计算：} ĐMT_其中：

总建设成本和设备成本基于第五条第二款第a项规定的总投资额确定（元）；

包括工资、社会保险、医疗保险、失业保险和工会经费等附加费用（元）；

基准年人工总成本基于发电厂的人工总成本并按以下方法折算至基准年：

其中：

电力项目的经济寿命根据本通知附件的规定确定（年）。_nc XD+TB_XD+  k_nc

其中：

条 7. 热电厂变动价格的确定方法

||| 热电厂在基准年P的变动价格（元/千瓦时）按照以下公式确定：^BD |||

P^BD = + + +

其中：

1. ||| 根据本条第1款规定的方法，确定热电厂在基准年P的主要燃料成本变动调整部分价格（元/千瓦时），按照以下公式计算：

|||

其中：

2. ||| 根据本条第2款规定的方法，确定热电厂在基准年P的辅助燃料成本变动调整部分价格（元/千瓦时），按照以下公式计算：

|||

其中：

3. ||| 根据本条第3款规定的方法，确定热电厂在基准年P的其他成本变动调整部分价格（元/千瓦时），按照以下公式计算：

|||

其中：

4. 根据以下公式确定热电厂在基准年的主要燃料运输价格（元/千瓦时）：

（元/千瓦时）

其中：

对于燃料买卖合同，如果主要燃料价格已包含主要燃料运输费、收集费、运输费、分配费、储存费和再气化费，则相应的燃料运输费为零（无）。

条 8.确定特殊并网价格的方法

1. 特殊并网价格（）用于回收由发电厂项目投资者实施的建设和投资或分配并与购电方协商的特殊并网成本，基于投资资本、贷款利率在贷款合同期限内的运营时间、管理费用、运营和维护费用以及其他双方同意的因素，以确保发电厂投资者能够根据法律规定收回建设、管理和运营维护成本。确定此特殊并网价格的单位为元/千瓦时或元/千瓦或元/月。

2. 在特殊并网成本决算后，卖方和买方应按照本条第1款规定的方法重新计算特殊并网价格。

3. 特殊并网成本被视为合理且合法的成本，并被纳入越南电力集团购电成本中，用于计算平均零售电价方案。

条 9.确定尚未有政府、总理或工贸部规定的购电机制的发电厂的发电价格和购售电合同的方法

根据本通知中规定的发电价格确定原则，买卖双方应根据发电厂实际情况制定发电价格和购售电合同方案，并向工贸部报告审查和决定。

条 10.临时价格

在谈判过程中，如果未能就发电价格达成一致，买卖双方应协商一致的临时价格，并报工贸部批准，直到正式发电价格协议达成为止。

条 11.已与越南电力集团签订购售电合同但尚未确定正式发电价格的太阳能发电厂和风力发电厂的发电价格确定方法

对于在2021年1月1日前与越南电力集团签订了购售电合同的太阳能发电厂，以及在2021年11月1日前与越南电力集团签订了购售电合同的风力发电厂，但不符合政府总理2020年第13号决定（2020年4月6日发布）关于在越南鼓励和发展太阳能机制的规定中的第5条第1款和第3款条件，以及政府总理2018年第39号决定（2018年9月10日发布）对2011年第37号决定（2011年6月26日发布）关于在越南鼓励发展风能机制的部分条款进行修改和补充的规定中的第1条第7款条件：

1. 卖方和买方应根据本通知中规定的发电价格确定原则，制定发电厂的发电价格方案：

a) 发电厂谈判发电价格的基础年份是其商业运行年份；

b) 对于没有确定发电价格的部分，发电价格应基于整个发电厂的输入参数确定。

2. 年度平均交割电量按以下方式确定：

a) 基于经国家有权机关审定的基本设计（或当无法根据基本设计确定时，采用技术设计）；

b) 如果无法根据本款第a项规定确定，则买卖双方应在基本设计或技术设计文件的技术参数基础上达成一致，这些文件是在国家有权机关审定结果通报中使用的。如果年度交割电量是根据基本设计确定的，则使用基本设计的投资总额；如果是根据技术设计确定的，则使用相应技术设计的投资总额。

3. 基础年的发电厂FOMC运行和维护价格_b 按照以下方式确定：

（元/千瓦时）

其中：

： 总运行和维护成本根据以下公式确定：TC = VĐT × k

其中：

4. 其他发电价格计算参数由买卖双方协商确定。参考本通知第19条第1款提供的购售电合同谈判资料。

节

已投入商业运行的

发电厂的发电价格确定方法

条12. 确定发电价格的方法适用于购售电合同已到期但未达到经济寿命的发电厂

对于购售电合同已到期但未达到经济寿命的发电厂（不包括可避免成本）。买卖双方一致确定适用到经济寿命结束的每年发电价格，确保平均固定价格与买卖双方先前商定的价格保持不变。

条13. 确定已达到经济寿命发电厂的发电价格方法

1. 已达到经济寿命发电厂的固定价格根据确保发电厂收回用于电力生产和经营活动的成本、按照大型设备检修周期计算价格并协商合理利润水平的原则确定。如有政府授权机构批准的价格计算时间文件，则按该文件执行。
2. 达到经济寿命的热电厂的变动价格根据本通知第7条的规定确定。
3. 对于已达到经济寿命且进行了升级改造的发电厂，买卖双方应根据本通知第4条、第5条、第6条和第7条的规定协商购售电合同价格，并符合升级设备的折旧期限。
4. 经济寿命已结束的发电厂合同期限由买卖双方根据主要设备的大修周期协商确定。

条14. 确定具有有效购售电合同但发电价格已失效或采用可避免成本费率表的水电厂的发电价格方法

1. 根据确保水电厂收回投资成本（如有）、电力生产和经营成本并协商合理利润水平的原则确定。

2. 发电价格计算期为水电厂剩余经济寿命期。

3. 平均发电量基于发电价格失效前各年实际运行数据确定。

4. 运行和维护费用由买卖双方协商确定。

5. 计算发电价格的总投资额根据发电价格失效时或购售电合同失效时资产剩余价值确定。

条15. 根据决算投资额重新谈判发电价格的方法

对于根据本通知第28条第2款规定重新谈判发电价格的发电厂：

1. 在确定决算投资额后，卖方有责任将相关决算投资额文件提交给买方。
2. 卖方和买方应根据以下原则重新谈判电价：
   1. 按照本通知第4条规定的购售电合同价格确定方法；
   2. 根据本通知第4条规定的购售电合同价格计算参数，并更新与确定决算投资额同时期的输入参数；
   3. 购售电合同价格不应超过批准决算投资额当年的发电价格范围；
   4. 发电价格自发电厂商业运营日起生效，每年固定价格按照本通知第16条的规定执行，之前年度的固定价格调整不适用于卖方和买方签订修改补充购售电合同的日期；

决算投资额基础上重新谈判发电价格的发电厂的基础年份是批准决算投资额的年份。

节 3

确定购售电合同价格的方法

每年的购售电合同价格确定方法

条16. 确定购电合同年度固定价格的原则

1. 出售方和购买方有权将商定的平均固定价格应用于合同期限内的各年。出售方和购买方一致同意将商定的平均固定价格转换为每年的固定价格时，确定这些固定价格水平必须遵守本条第2款的规定。

2. 根据实际融资条件和项目的财务能力，出售方和购买方协商将发电厂的平均固定价格确定为每年的固定价格（FC_j 年j的固定价格），条件是确保平均固定价格不改变双方商定的价格水平，并遵循以下原则：

a) 计算每年固定价格时采用的财务折现率由出售方和购买方商定，等于发电厂的内部收益率（IRR）；

b) 投资者应按照偿还贷款期限履行偿还发电厂建设投资贷款的义务。

 

 

条17. 调整购电合同年度发电价格的原则

1. 发电厂运行和维护费用组成部分按以下原则调整：

a) 根据大修费用和其他费用的调整部分，根据本通知附件I规定的平均成本变动率进行调整。出售方和购买方研究并提出调整发电厂运行和维护费用中大修费用和其他费用部分的机制，特别是涉及外币来源的部分；

b) 根据支付时点的最低工资标准或国家统计局公布的消费者价格指数（CPI）进行调整，但最高不超过每年2.5%。

2. 每年，根据总外币贷款金额、外币贷款还款计划、实际本金还款数据、出售方和购买方在定价方案中商定的汇率以及前一年的实际执行汇率，出售方和购买方计算并商定汇率差异结算方案。FED汇率差异（美元）按以下公式计算：

 

其中：

m：出售方和购买方在定价方案中统一的外币种类数量（种）；

n：在计算年内外币i本金还款次数（次）；

D_i,j：在计算年内实际偿还的外币i本金第j次还款额；

：在计算年内外币i第j次付款的兑换汇率（.../元）；

：出售方和购买方在定价方案中统一的外币i基础兑换汇率（.../元）。

条18. 确定发电厂购电合同结算时刻价格的方法

在结算时刻t，年份j的发电厂购电合同价格P_C,j,t ACTbq,j：根据国家电力调度中心每年发布的避免成本价格表，北方、中部和南方地区的平均避免成本价格，依据工业和贸易部2014年第32号通知《关于避免成本价格表的制定、实施和小型水电厂购售电合同模板的发布》的规定或替代文件；

 

其中：

：根据本通知第16条确定的年j固定价格（元/kWh）；

：根据本条第1款规定确定的年j月份t的运行和维护价格（元/kWh）；

 

：根据本条第2款规定确定的年j月份t的变动价格（元/kWh）。

1. 年j月份t的运行和维护价格根据以下公式确定：

 

其中：

：年j的大修费用和其他费用组成的运行和维护价格（元/kWh）；

：年j月份t的人工成本组成的运行和维护价格（元/kWh）。

a) 大修费用和其他费用组成的运行和维护价格根据以下公式确定：

 

其中：

：根据本通知第6条第1款规定的方法确定的基础年运行和维护价格；

i：根据本通知附件I规定的大修费用和其他费用组成的价格变动率；

l：从基础年开始计算的结算年序号（对于基础年 l=1).

b) 年j月份t的人工成本组成的运行和维护价格( )按以下方式确定：

- 如果电价方案中的计算工资等于地区最低工资，则人工成本组成的运行和维护价格按以下公式确定：

 

其中：

：根据本通知第6条第2款规定的方法确定的基础年人工成本组成的运行和维护价格；

 

：结算月份t，年j的地区最低工资（元/月）；

：基础年的地区最低工资（元/月）。

- 如果总人工成本TC_nc 是根据建设安装和设备投资比例计算的，则人工成本组成的运行和维护价格按以下公式确定（元/kWh）：

 

其中：

：根据本通知第6条第2款规定的方法确定的基础年人工成本组成的运行和维护价格；

：根据国家统计局在(j-1)年12月发布的(j-1)年与(j-2)年的消费者价格指数(CPI)比率确定的人工成本组成的价格变动率，但最高不超过每年2.5%；

l： ：从基础年开始计算的结算年序号（对于基础年l = 1, i₁ = 0).

2. 年j月份t的热电厂变动价格( )（元/kWh）按以下公式确定：

= + + +

其中：

：根据本款a点确定的年j月份t主要燃料成本变动的调整部分（元/kWh）；

||| 调整后的变动价格组成部分，根据当月t、当年j的发电厂辅助燃料成本变动确定，按照本款第b项规定（元/kWh）；

||| 调整后的变动价格组成部分，根据当年度j发电厂其他成本变动确定，按照本款第c项规定（元/kWh）；

||| 当月t、当年j发电厂主要燃料运输价格，按照本款第d项规定确定（元/kWh）。

a) ||| 根据当月t、当年j发电厂主要燃料成本变动调整后的变动价格组成部分，按以下公式确定：

 

其中：

||| 平均热耗率在本通知第七条第一款中确定；

k_HR||| 平均热耗率调整系数，根据实际运行条件下的冷却水温度、环境温度、湿度和负荷水平，由卖方和买方协商或根据实际情况对每个运行周期进行调整；

k_HS||| 当年j的性能下降率（％）；

l||| 发电厂商业运行年的顺序；

||| 当月t、当年j发电用主要燃料价格，按双方商定的时间段内各购销燃料合同的加权平均值计算；

b) ||| 根据当月t、当年j发电厂辅助燃料成本变动调整后的变动价格组成部分，按以下公式确定：

 

其中：

||| 基准年发电厂辅助燃料成本变动调整后的变动价格组成部分，在本通知第七条第二款中确定；

k_HS||| 当年j的性能下降率（％）；

l||| 发电厂商业运行年的顺序；

||| 当月t、当年j发电用辅助燃料价格，包括运至电厂的运费；

||| 基准年发电用辅助燃料价格，在本通知第七条第二款中确定；

c) ||| 根据当年度j发电厂其他成本变动调整后的变动价格组成部分，按以下公式确定：

 

其中：

||| 基准年发电厂其他成本变动调整后的变动价格组成部分，在本通知第七条第三款中确定；

i: ||| 根据本通知附件I规定的比率，确定其他成本变动调整后的变动价格组成部分的通货膨胀率；

k_HS||| 当年j的性能下降率（％）；

l||| 发电厂商业运行年的顺序（从电厂商业运行日起算，电厂第一个商业运行年从首台机组商业运行日起算）； l=1);

5年以上||| 从基准年起算的付款年序号（对于基准年）； 5年以上=1).

d) ||| 当月t、当年j发电厂主要燃料运输价格（元/kWh），按以下公式确定：

 

其中：

||| 平均热耗率在本通知第七条第一款中确定；

k_HR||| 根据卖方和买方协商的运行周期，调整平均热耗率的实际运行条件系数，包括冷却水温度、环境温度、湿度和负荷水平（如有）；

k_HS||| 当年j的性能下降率（％）；

l||| 发电厂商业运行年的顺序；

||| 当月t、当年j发电厂主要燃料运输价格，在付款时按各运输燃料合同和LNG储存、再气化和分配合同（如有）的加权平均值计算（不含增值税），具体如下：

• 对于燃煤电厂：按煤炭运输合同的加权平均值计算；
• 对于天然气电厂：按经国家有关部门批准的天然气收集、运输和分配费用的加权平均值计算；
• 对于使用LNG的电厂：按经有关部门批准的LNG运输和储存、再气化及分配合同的加权平均值计算（如有）；
• 对于垃圾焚烧和生物质电厂：主要燃料运输价格由卖方和买方根据电厂实际情况协商确定；

如果购销燃料合同已包含主要燃料运输价格，则相应的运输价格组成部分为零（不计）；

3. 当月t发电厂启动总成本（元），按以下公式确定：

 

其中：

u: ||| 发电厂机组编号；

U: ||| 发电厂机组数量；

f: ||| 燃料类型（主要燃料f=1；辅助燃料f=2）；

s: ||| 机组启动状态；

S: ||| 机组启动状态数量；

p_u,f,s||| 机组u使用燃料f在状态s下当月的启动次数；

描述与产品相关的当地文化特色，如传统手工艺、地方特产、特殊生产习俗；与产品相关的传说、故事、节日、信仰等。_u,f,s||| 机组u使用燃料f在状态s下每次启动消耗的燃料量（燃煤以千克计，燃气以BTU计）；

D_u,f,s||| 机组u使用燃料f在状态s下每次启动的燃料单价，燃煤以元/千克计，燃气以元/BTU计；

||| 每次启动的其他总费用，以元计；

发电厂启动费用支付按照工业和信息化部发布的电力市场规定执行；

对于垃圾发电厂和生物质能发电厂，启动费用支付由买卖双方协商确定；

 

 

第四节

用于购售电合同谈判的文件

条 19. 供谈判购售电合同的资料（卖方和买方）

1. 对于新电厂提出的谈判购售电合同的申请材料包括但不限于以下文件：

1. 根据本通知附件三规定的购售电合同草案；
2. 项目投资意向书或投资决策决定或投资项目登记证书；
3. 工程建设决定及其说明和独立顾问编制的投资项目评估报告及相关文件；

d) 项目的初始总投资批准决定或在谈判发电价格时有效的调整后总投资额以及与谈判购售电合同有关的主要设计基础内容，设计基础评估报告及国家建设管理部门按规定发布的评估结果通报（如有）；

đ) 将电厂接入国家电网的连接协议，附带电厂连接方案；

5. 贷款合同或项目业主与贷款方之间的其他文件、材料，或贷款资金拨付计划或实际拨付情况；

7. 为电厂提供的燃料供应合同，明确规定发电用燃料价格、燃料运输价格、液化天然气储存价格、气体再气化和分配价格及附加费用，燃料交接点和燃料供应期限；
8. 变压器损耗和输电线路损耗计算资料，从升压变压器到国家电网连接点的输电线损耗计算资料，以及电厂自用电量计算资料；
9. 热电厂热效率计算资料；

11. 根据本通知第二节第一目和第三目规定的方法确定的电价方案；
12. 其他相关文件。

2. 运营中的电厂谈判购售电合同所需的资料包括但不限于以下文件：

1. 根据本通知规定的购售电合同范本草案；
2. 当前有效的购售电合同；
3. 电厂的技术档案，SCADA/EMS系统技术数据，继电保护和自动装置系统特性，截至当前时间各机组的P-Q运行特性；

d) 电厂的燃料供应合同；

đ) 根据本通知第二节第一目、第二目和第三目规定确定的电厂电价方案；

e) 截至谈判购售电合同时最近几年的电厂财务报告；

第三章

检查 购售电合同

条 20. 使用购售电合同范本

1. 本通知附件三规定的购售电合同范本是卖方和买方谈判签订的基础。卖方和买方有权根据越南法律规定补充具体条款。

2. 合同语言为越南语。卖方和买方可以协商增加英语作为合同使用的语言。

条 21. 检查购售电合同

卖方和买方应一致并负责在谈判结束并签署购售电合同后向电力监管机构报告检查购售电合同。

第四章 实施细则

实施条款

条 22. 电力监管机构的责任

1. 检查并就购售电合同及其修改和补充提出意见。
2. 指导并解决卖方和买方在谈判购售电合同时出现的困难。
3. 在卖方和买方同意的情况下，处理在执行购售电合同过程中产生的争议。

条 23. 越南电力集团的责任

主持并与买方、卖方计算并统一购售电合同中汇率差异的支付方案，按照本通知的规定执行。

条 24. 买方的责任

1. 与卖方协商重新分配特定连接费用给投资建设发电厂的投资者，并调整特定连接价格（如有），以确保卖方能够根据法律规定收回线路和变电站的建设、管理和维护费用。
2. 根据本通知的规定与卖方谈判购售电合同；对提供的数据和文件的真实性、合理性和合法性承担责任；与卖方一致向电力监管机构报告检查购售电合同。
3. 根据本通知的规定与卖方计算购售电合同中的汇率差异，并提供给越南电力集团审查支付方案。

条 25. 卖方的责任

1. 与买方协商谈判并向电力监管机构报告检查购售电合同；对提供的数据和文件的真实性、合理性和合法性承担责任。
2. 根据国家电力发展规划和省级规划的要求，实施新建输电线路和变电站项目，以承载某些发电厂的容量。输电线路和变电站必须确保按照批准的规划运行，承载所有发电厂的全部容量和产量。
3. 允许位于国家电力发展规划和省级规划内的发电厂接入分配的投资建设的输电线路和变电站，向国家电网供电。
4. 与发电厂投资者协商确定特定连接费用的分配和调整特定连接价格（如有），确保投资者能够根据法律规定收回线路和变电站的建设、管理和维护费用。
5. 对分配投资建设和依法规定的输电线路和变电站进行管理、运行和维护。
6. 向相关单位和机构提供完整的信息，在谈判和检查购售电合同的过程中，对提供的数据和文件的真实性、合理性和合法性承担责任。
7. 卖方有责任组织选择燃料供应商和运输商，并签订符合越南法律规定的燃料买卖和运输合同，确保公平、竞争和透明。
8. 卖方对计算购售电合同价格的所有输入参数负责，并对燃料供应和运输合同的控制负责，确保燃料来源合法、价格具有竞争力且透明，符合法律规定。
9. 根据本通知的规定每年与买方计算购售电合同中的汇率差异，并提交给越南电力集团审查支付方案。

条26. 供气、运输燃料的责任

1. 对于天然气
   1. 国内天然气的供应和运输方应当按照相关法律规定签订GSPA合同、燃料供应合同、天然气运输合同（GTA）。
   2. 进口管道天然气和液化天然气的供应和运输方应当按照相关法律规定进行天然气供应，具体如下：

- 在出口港交货的情况下，进口天然气的价格为出口港交货点的天然气价格；

- 在越南的分输站或液化天然气港口仓库交货的情况下，天然气价格包括进口天然气和液化天然气的成本价以及与进口活动相关的合理合法费用（如有），如进口关税、财务费用、保险费、规定利润和其他与进口活动有关的费用。

第二节 对于煤炭

应当根据越南法律规定选择煤炭运输单位并签订运输合同，确保公平竞争和透明度。

条27. 因政策、法律法规变更修改购电合同

1. 如果因国家有权机关发布的政策、法律法规变更对卖方或买方的合法权益产生不利影响，卖方和买方有权重新协商发电价格。
2. 如果有国家有权机关（审计、监察机关）关于发电价格、购电合同内容的结论，卖方和买方应重新协商发电价格和购电合同。
3. 如果卖方被指定投资升级改造规划中的线路和变电站项目，则卖方和买方有权协商补充特殊并网价格，以确保电力厂投资者能够收回建设、管理和运营维护成本。
4. 如果正在运行的电厂需要投资升级设备以符合国家环境技术标准，卖方和买方应将这些费用补充到电厂的发电价格中。发电价格计算方法应按照双方在已签署的购电合同中一致同意的方法执行，并向工业和贸易部报告审查。
5. 如果电厂的灰渣处理和利用方案经有权机关批准，以确保排放标准和环境保护要求，卖方和买方应将这些费用补充到购电合同中的特殊灰渣处理价格部分，确保以下原则：

a) 灰渣处理设施的投资范围和运行程序由有权机关批准；

b) 选择处理电厂灰渣的单位必须遵守法律规定，确保竞争和透明；

c) 卖方和买方应根据前一年的实际情况结算灰渣处理费用。电厂销售灰渣的收入可用于抵消灰渣处理费用，并降低电厂的发电价格。

条 28. 过渡条款

1. 对于本通知生效前已签订的购电合同，卖方和买方应继续履行该购电合同至合同期满。
2. 对于按照本通知第五十六条、五十一号通知规定签订购电合同的电力项目以及在二零一七年九月十九日前新开工的电力项目，在决算投资资金到位后，卖方和买方有权根据本通知第十五条的规定申请重新计算发电价格。
3. 对于已经签订购电合同的电厂，卖方和买方有权根据本通知的规定协商一致修改购电合同。
4. 针对每个电力市场阶段，卖方和买方有责任修改和补充购电合同中的条款，以符合各电力市场层级的规定。

条 29. 生效日期

1. 本通知自二零二四年起生效，并取代二零二零年十二月三十一日由工业和信息化部部长发布的第五十七号通知，该通知规定了发电价格确定方法及购电合同。 01 月 6 废除二零二二年十一月八日由工业和信息化部部长发布的第三十一号通知第二条，该通知对二零一四年十二月十九日由工业和信息化部部长发布的第五十七号通知进行了修订和补充，该通知规定了发电价格框架的制定程序和发布方法，以及二零二零年十二月三十一日由工业和信息化部部长发布的第五十七号通知，该通知规定了发电价格确定方法及购电合同。
2. 废除二零二三年一月十九日由工业和信息化部部长发布的第二号通知，该通知废除了二零二零年十二月三十一日由工业和信息化部部长发布的第五十七号通知中的一些规定，该通知规定了发电价格确定方法及购电合同。
3. 废除工业和贸易部2023年1月19日发布的第02/2023/TT-BCT号通知中废除工业和贸易部2020年12月31日发布的第57/2020/TT-BCT号通知中关于确定发电价格、购售电合同规定的通知。
4. 在执行过程中，如遇问题，有关组织和个人应向工业和贸易部反映，以便进行补充和修改以符合实际情况。/。