令第80/2024/NĐ-CP规定了可再生能源发电单位与大电力用户之间直接购电售电机制

令

关于可再生能源发电单位与大用户之间直接购电售电机制的规定

根据2015年6月19日通过的《政府组织法》；2019年11月22日通过的《关于修改、补充若干条政府组织法和地方人民政府组织法》；

根据2004年12月3日颁布的《电力法》；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》；2022年1月11日颁布的《关于修改和补充若干法律条款的法律》，包括对《政府投资法》、《公私合作投资法》、《投资法》、《住房法》、《招标法》、《电力法》、《企业法》、《特别消费税法》和《民事执行法》的修改和补充；

根据2023年6月19日《价格法》；

根据2008年6月3日颁布的《增值税法》；2013年6月19日颁布的《关于修改和补充〈增值税法〉若干条款的法律》；2014年11月26日颁布的《关于修改和补充若干税收法律条款的法律》；2016年4月6日颁布的《关于修改和补充〈增值税法〉、〈特别消费税法〉和〈税收管理法〉若干条款的法律》；

根据2023年11月9日第103/2023/QH15号国会决议，关于2024年经济社会发展计划；

根据工贸部部长的建议；

政府发布法令，规定可再生能源发电单位与大用户之间直接购电售电机制。

第一章

总则

第一条 调整范围

本法令规定可再生能源发电单位与大用户通过专用连接线路和国家电网进行直接购电售电机制。

第二条 适用对象

1. 通过专用连接线路直接购电售电的对象包括：

a) 可再生能源发电单位；

b) 大用户。

2. 通过国家电网直接购电售电的对象包括：

a) 风能或太阳能发电单位，装机容量在10兆瓦及以上，直接接入国家电网参与竞争性电力批发市场；

b) 为生产目的的大用户，从国家电力总公司或非国家电力总公司的电力零售商购买电力，接入电压等级为22千伏及以上的电网；

c) 在由大用户为生产目的委托的园区、集群模式下的电力零售商（以下简称园区、集群模式下的电力零售商），与可再生能源发电单位签订远期合同。

3. 其他对象：

a) 电力系统运行和市场运营商；

b) 输电公司；

c) 国家电力总公司及其下属的其他电力零售商（以下简称国家电力总公司）；

d) 国家电力集团。

条3. 术语解释

在本法令中，下列用语具有以下含义：

1. 报价是指可再生能源发电单位将其每台机组的电力供应量报价到现货电力市场，并向电力系统运行和市场运营商提交报价单，按照工业和贸易部发布的竞争性电力批发市场运营规定格式。

2. 交易周期为30分钟，从每个交易日的每30分钟开始计算。

3. 结算周期是每月一次，从每月第一天起计算，用于生成和开具电力市场交易账单。

4. 连接点是指根据投资者与电网管理单位之间的连接协议，在有权审批机构批准的规划中规定的地点。

5. 供电量是指卖方提供给买方的所有电量，用于买卖双方之间的结算。

6. 可再生能源发电单位是指拥有太阳能、风能、小型水电站、生物质能、地热、海洋波浪、潮汐、海流和其他形式的可再生能源发电厂以及屋顶太阳能系统的电力单位，已获得电力业务许可或根据规定免于发电业务许可。

7. 园区、集群模式下的电力零售商（以下简称园区、集群模式下的电力零售商）是指获得在特定园区、集群内零售电力业务许可的电力单位，月购电量达到20万千瓦时及以上，接入电压等级为22千伏及以上。

8. 电力系统运行和市场运营商是指国家电力调度中心或其他名称，根据电力市场发展阶段的不同，负责国家电力系统的调度和电力市场交易的管理。

9. 专用连接线路是指由可再生能源发电单位投资、建设和运营的输电线路、变电站及相关辅助设施，以直接向大用户提供电力服务，除非各方另有约定。

10. 远期合同是一种合同，其中双方同意并确认在未来某个具体时间以确定的价格购买或出售一定数量的电力。

11. 现货电力市场的购电售电合同适用于各发电厂的电力交易，主要内容见本法令附件一。

12. 大用户是指根据工业和贸易部的规定，不将所购电力转售给其他组织和个人的组织或个人，符合电力系统不同发展阶段的要求，或者在申请直接购电售电机制时，其用电量如下：

a) 对于正在使用电力的大用户：最近连续12个月平均用电量达到20万千瓦时及以上；

b) 对于新加入或使用电力不足12个月的大用户：按登记的月用电量达到20万千瓦时及以上计算。

13. 国家电网是指除专用连接线路外，在越南社会主义共和国领土上用于输电的输电线路、变电站及相关辅助设施。

14. 年N是指当前年份，按公历计算。

15. 年N-1是指当前年份之前的前一年，按公历计算。

16. 年N-2是指年N-1的前一年，按公历计算。

17. 月M指当前月份，按公历计算。

18. 月M-1指当前月份的前一个月，按公历计算。

19. 月M-2指月M-1的前一个月，按公历计算。

20. 即时电力市场是指在系统运行单位和电力市场按照竞争性电力市场的规定，在交易周期内进行电力买卖的市场。

21. 电力总公司包括北方电力总公司、南方电力总公司、中部电力总公司、首都电力总公司、胡志明市电力总公司。

第四条 直接购电机制

直接购电活动是通过以下两种形式实施的电力买卖和接收：

1. 通过专用输电线路直接购电是指发电单位与大用户之间根据本法令第二章的规定签订购售电合同并通过专用输电线路进行电力买卖的行为。

2. 通过国家电网直接购电是指可再生能源发电单位与大用户（或授权区域、集群的售电公司）之间签订远期购售电合同，并按照本法令第三章的规定执行购售电业务，包括：

a) 可再生能源发电单位将其全部生产的电量出售给竞争性批发电力市场的即时电力市场；

b) 大用户或授权区域、集群的售电公司与电力总公司（或被授权/分级的单位）签订购售电合同以购买满足需求的全部电量；

c) 可再生能源发电单位与大用户或授权区域、集群的售电公司通过远期购售电合同进行购电。

第五条 对可再生能源发电单位和大用户的共同要求

可再生能源发电单位和大用户必须遵守关于规划、投资（由电源工程投资者负责，包括符合国家电力发展规划和经有权机关批准的地方规划）、电力活动许可（由电源工程投资者负责）、建设、土地、环境保护、运营（发电、输电、配电）和用电安全、电力买卖和合同以及相关法律法规的规定。

第二章

通过专用输电线路直接购电

第六条 通过专用输电线路直接购电的原则

1. 根据本法令第二条规定的可再生能源发电单位和大用户应通过专用输电线路直接购电，遵循以下原则：

a) 在通过专用输电线路直接购电的情况下，可再生能源发电单位与大用户之间的购售电合同应由双方协商并符合《电力法》第二十二条及相关法规的规定，主要内容包括：合同主体；使用目的；服务标准和质量；各方的权利和义务；电价、支付方式和期限；终止合同条件；违反合同的责任；合同期限；专用输电线路的投资、建设和运营管理责任；其他双方协商的内容；

b) 除本条款第四款规定的情况外，电价由双方协商确定。

2. 可再生能源发电单位应按照规定与越南电力集团（或被授权的单位）就剩余电量的容量、产量和价格进行谈判、协商并签署购售电合同。

3. 除了本条款第一款和第二款规定的通过专用输电线路直接购电活动外，大用户还可以按照规定与电力总公司（或非电力总公司的售电公司）进行购电。

4. 如果电力单位同时承担发电和售电职能，在区域、集群模式下从国家电网和其他本地电源采购电力以向区域内用户售电，则对用户的售电价格应按照工业和贸易部发布的售电价格规定执行。

条7. 可再生能源发电单位的责任

可再生能源发电单位遵守电力法第39条的规定以及以下规定：

1. 应获得电力业务许可证，从事发电活动，除非根据规定可以免除电力业务许可。对于不从国家电网购电且有配电网进行零售电力活动的可再生能源发电单位，必须同时申请发电和零售电力业务许可。

2. 在从事电力业务过程中，可再生能源发电单位有责任遵守由工业和贸易部发布的输电系统规定和配电系统规定。

3. 可再生能源发电单位有责任执行电力法第54条（2012年修订）规定的发电安全规定及有关指导文件。对于投资建设输电或配电网络直接连接客户的可再生能源发电单位，还须执行电力法第55条（2012年修订）规定的输电和配电安全规定及有关指导文件。

4. 可再生能源发电单位有责任遵守关于投资、建设、电力安全、土地、消防、防爆、环境保护等法律法规及其他相关法律规定。

条8. 大用户用电责任

大用户用电应遵守电力法第47条的规定以及以下规定：

1. 执行电力法第57条（修订）规定的用电安全规定及相关指导文件。

2. 投资电网基础设施（适用于大用户拥有变电站的情况），符合国家标准关于电力安全的要求；遵守保障高压电网安全走廊的规定。

3. 配备管理运行电网的团队（适用于大用户拥有变电站的情况），满足电力安全要求：接受电力专业培训；按照规定接受培训、考核并取得电力安全证书。

第三章

通过国家电网的直接购售电

节1. 可再生能源发电单位通过现货市场售电

条9. 可再生能源发电单位与越南电力集团之间的购售电合同

越南电力集团和可再生能源发电单位有责任协商并签署现货市场购售电合同，合同主要内容见本法令附录I。

条10. 报价、调度安排、结算计算、对账单核对

1. 可再生能源发电单位应预测其发电厂在次日交易周期中的发电量，并遵守工业和贸易部发布的可再生能源预测规定，按照竞争性批发市场运营规定为所有预测发电量报价。

2. 根据可再生能源发电单位的次日报价和交易周期报价，电力系统运营商和电力市场有责任将其与独立预测来源的预测值进行比较，根据输电系统规定、国家电力系统调度规程、竞争性批发市场运营规定及其它相关法律规定编制调度计划。

3. 电力系统运营商和电力市场有责任编制现货市场交易周期和结算周期内可再生能源发电单位的收入对账单，并按工业和贸易部发布的竞争性批发市场运营规定公布。

4. 可再生能源发电单位有责任在电力市场电子网站上核对、确认上述对账单，按照工业和贸易部发布的竞争性批发市场运营规定操作。

条 11. 电直接交易市场价格

电直接交易市场价格是指在电直接交易市场每个交易周期形成的全电量市场价格，由电能市场价格和容量市场价格之和确定。其中，电能市场价格和容量市场价格按照商务部发布的竞争性电力批发市场运行规定确定。

条 12. 可再生能源发电单位在电直接交易市场上售电的结算

可再生能源发电单位在电直接交易市场上售电的结算金额按以下公式计算：

其中：

1. Rg：结算周期内所有电能市场价格结算总额（元）。

2. Q_mq(i)：可再生能源发电单位在第i个交易周期内的计量电能量（千瓦时）。

3. i：结算周期内的第i个交易周期。

4. I：结算周期内的总交易周期数。

5. FMP_（i）：第i个交易周期内的电直接交易市场价格（元/千瓦时）。

条 13. 结算程序和手续

1. 可再生能源发电单位、电力系统运营单位和电力市场、越南电力集团（或其授权单位）应根据商务部发布的竞争性电力批发市场运行规定，在电直接交易市场上完成编制、公布、对账确认报表等工作。

2. 可再生能源发电单位、越南电力集团（或其授权单位）应根据双方已签署的购售电合同中的约定，完成与结算相关的各项工作（包括编制结算文件、调整发票、支付、调整支付和其他工作）。

节 2. 与电力总公司购电

条 14. 基本原则

1. 大用户或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司可以从电力总公司购买电力以满足全部需求。

2. 若大用户的用电量或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的采购电量在一个交易周期内低于可再生能源发电单位在同一交易周期内的发电量（转换为大用户或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的交割点），则大用户的全部用电量或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的采购电量应按以下费用部分进行结算：

a) 按照商务部发布的竞争性电力批发市场运行规定中的电直接交易市场价格从电力总公司购买电力的成本（包括输电网和配电网的损耗）；

b) 使用电力系统服务的成本，包括以下服务：输电、配电-零售电、系统调度、电力市场交易管理、行业管理和运营；

c) 根据本法令附录IV规定的差价补偿成本。

3. 若大用户的用电量或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的采购电量在一个交易周期内高于可再生能源发电单位在同一交易周期内的发电量（转换为大用户或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的交割点），则按以下方式进行结算：

a) 大用户的用电量或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的采购电量中，与可再生能源发电单位的发电量相对应的部分，按本条第2款的规定进行结算；

b) 大用户的用电量或被授权在园区、集群模式下销售电力的售电公司的采购电量超出可再生能源发电单位的发电量的部分，按商务部发布的执行电价规定中相应客户群体适用的零售电价进行结算。

条15. 大用户或授权园区、集群售电单位与国家电网公司之间的购售电合同

大用户或授权园区、集群售电单位与国家电网公司（或其授权、分级单位）就购售电合同的主要内容进行协商、达成一致并签署，具体内容见本法令附录II，确保符合电力法第二十二条及相关法律法规的规定。

条16. 大用户或授权园区、集群售电单位与国家电网公司之间的结算

1. 在年度N的每个结算期内，大用户或授权园区、集群售电单位从国家电网公司购买电力的总成本，根据双方签订的购售电合同确定，计算公式如下：

社_{+ SC} TTĐ_{+ C} ĐMT_BL

其中：

：年度购电总成本（元），从直接和间接参与电力市场的发电厂购买，根据本条第2款的规定确定；_{+ SC}：大用户或授权园区、集群售电单位从国家电网公司购买电力的总成本（元）；

c) C_{+ C}：大用户或授权园区、集群售电单位在电力市场从国家电网公司购买电力的成本（元），按以下公式确定：

社_{+ C} ⁼ 社_DN ĐMT_DPPA ĐMT_CL

其中：

社_DN：按照本条第2款规定确定的大用户或授权园区、集群售电单位按市场价格支付的电费成本（元）；

社_DPPA：按照本条第4款规定确定的大用户或授权园区、集群售电单位使用电力系统服务的成本（元）；

社_CL：根据本法令附录IV确定的差额补偿费用（元）；

（元），从小型可再生能源电厂获得，根据本条第2款的规定确定；_BL：大用户或授权园区、集群售电单位在每个交易周期内按本法令第14条第3款规定的零售电价购买电力的成本（元），具体为：

其中：

P_BL(i)：在交易周期i内由工业和贸易部发布的现行零售电价（元/千瓦时）；

家标准在种植业领域。”_KH(i)：大用户或授权园区、集群售电单位在交易周期i内的实际用电量（千瓦时）；

家标准在种植业领域。” _KHhc(i)：大用户或授权园区、集群售电单位在交易周期i内的调整用电量（千瓦时），按以下方式确定：

家标准在种植业领域。”_KHhc(i) = MIN (Q_KH(i); Q_m(i))

其中Q_m(i) 是可再生能源发电单位转换后的实际发电量，根据本条第3款的规定。如果大用户或授权园区、集群售电单位与多个可再生能源发电单位签订了长期合同，或者可再生能源发电单位与多个大用户或授权园区、集群售电单位签订了长期合同，则可再生能源发电单位的实际发电量应根据本法令第26条第1款d项的规定确定。

2. 每个结算期内，大用户或授权园区、集群售电单位按市场价格支付的电费成本（CĐN）按以下公式确定：

其中：

a) i：结算期内的第i个交易周期（对应现货市场的交易周期）；

b) I：结算期内的总交易周期数；

c) Q_KHhc(i)：大用户或授权园区、集群售电单位在交易周期i内的调整用电量（千瓦时），按本条第1款的规定确定；

d) CFMP_（i）：国家电网公司在现货市场交易周期i内的购电价格（元/千瓦时），根据工业和贸易部发布的竞争性批发电力市场运行规则确定；

đ) K_PP：国家电网公司配电网线损率转换系数，按本条第3款的规定确定。

3. 国家电网公司在线路损耗转换系数（K_PP）的确定方法适用于年度N

a) 如果大用户或授权园区、集群售电单位在22kV至110kV电压等级购买电力，K_PP 按照以下公式确定：

其中：

L_HV （％）：国家电网公司年度N高压配电网线路损耗率；

L_MV （％）：国家电网公司年度N22kV至110kV电压等级配电网线路损耗率。

b) 如果大用户或授权园区、集群售电单位在110kV及以上电压等级购买电力，K_PP 按照以下公式确定：

其中：

L_HV （％）：国家电网公司年度N110kV及以上电压等级配电网线路损耗率。

4. 使用电力系统服务的成本（C_DPPAVL

其中：

a) i：结算期内的第i个交易周期（对应现货市场的交易周期）；

b) I：结算期内的总交易周期数；

c) Q_KHhc(i)：大用户或授权园区、集群售电单位在交易周期i内的调整用电量（千瓦时）；

（元），从使用可再生能源和新能源（包括储能系统）的电厂获得，根据本条第2款的规定确定；_DPPAđv：年度N每单位电量的电力系统服务使用费（元/千瓦时），包括输电、配电-售电、系统调度、电力市场交易运营、行业管理和运营等服务费用，通过将各环节的总成本和定额利润除以年度N国家电网公司的国内商品电量得出，数据取自越南电力集团制定并经有权机关审核批准的年度N平均零售电价方案。

在年度N年国家电力集团制定的年度平均零售电价方案尚未由有权机关检查、审查并提出意见的情况下，用于计算C的资料应为年度N-2年的生产运营成本检查结果，以及各环节输电、配电-售电、系统调度和电力市场交易管理、辅助服务系统、行业管理和定额利润的自有资本乘以年度N-2现行平均零售电价方案中的净资产收益率。对于大型电力用户或授权园区、集群模式下的售电单位与电力总公司结算已实施的从年初到结算期前的使用系统服务费用，应按照年度N年的平均零售电价方案进行计算。_DPPAđv 除本法令规定的直接购电活动相关费用外，若大型电力用户或授权园区、集群模式下的售电单位与电力总公司存在其他购电活动，则各方应根据合同和其他相关法律规定进行协商、达成协议并执行结算。_DPPAđv 第三节 大型电力用户或授权园区、集群模式下的售电单位与可再生能源发电单位之间的购电

5. 除本规定中关于直接购电业务相关的购电费用外，若大用户或被授权的园区、集群内的售电公司与电力总公司之间存在其他购电活动，则各方应根据合同和其他相关法律规定进行谈判、协商并执行结算。

第十七条 期货合同

一、可再生能源发电单位与大型电力用户或授权园区、集群模式下的售电单位应在本法令附件III规定的主要内容基础上进行谈判并签署期货合同。

二、期货合同的有效期、合同价格及未来交易周期内的承诺电量由双方协商一致确定。

第十八条 大型电力用户或授权园区、集群模式下的售电单位与可再生能源发电单位之间的结算

一、交易周期内合同电量和合同价格由双方协商一致确定。

二、参考价格依据由电力系统运营商和电力市场根据商务部发布的竞争性电力批发市场运行规则计算并公布的现货市场价格确定。

三、大型电力用户或授权园区、集群模式下的售电单位与可再生能源发电单位应根据期货合同，通过合同约定价格与现货市场价格（参考价格）之间的差额来计算和结算合同电量，具体如下：

a) R：可再生能源发电单位在结算周期内根据期货合同获得的收入（元）；

其中：

a) R_cb) i：结算周期内的第i个交易周期；

c) I：结算周期内的总交易周期数；

d) Pc(i)：期货合同中约定的价格（元/kWh）；

d) P_c(i)e) FMP：交易周期i内的现货市场价格（元/kWh）；

đ) FMP_（i）f) Q：期货合同中交易周期i内的承诺电量（kWh）。

e) Q_c(i)：在周期i的远期合同中的承诺电量（千瓦时）。

节4. 责任单位

第19条. 越南电力集团的责任

1. 在收到可再生能源发电单位提交的售电请求及相关文件后，与可再生能源发电单位协商并签订购售电合同。

2. 检查总公司的年度N（K）预计电力损耗计算结果，并在N-1年11月30日前公布该比率。_PP并于N-1年11月30日前公布该比例。

3. 在公布关于第16条规定的费用决定之前，计算并向工业和贸易部报告计算结果，包括：

a) 根据本法令第16条第4款第d项规定，在N-1年12月15日之前计算并报告给各总公司客户在年度N中使用的电力系统服务费用。

如果在N-1年12月15日之前公布的各总公司客户在年度N中使用的电力系统服务费用是根据N-2年的生产运营成本检查结果计算的，则在价格调整机制下，自每年N的平均零售电价方案经有权机关审查并提出意见之日起7个工作日内，更新年度N中各电力单位使用的电力系统服务费用，按照本法令第16条第4款第d项的规定；

b) 在月份M-1的1日前，计算并公布月份M-2的差额结算费用（P）。_CL).

第20条. 电力系统和电力市场运行单位的责任

1. 管理可再生能源发电单位与大型用电客户直接购电机制的注册参与，确保可再生能源总容量不超过国家电力发展规划批准的每种电源类型的可再生能源容量。

2. 执行符合工业和贸易部发布的输电系统规定、全国电力调度规程规定、竞争性电力批发市场运行规定以及相关法律法规的电力系统和电力市场运行。

3. 每月公布通过国家电网直接向可再生能源发电单位购电的大型用电客户的名单和用电量。

4. 每月公布通过国家电网直接向大型用电客户售电的可再生能源发电单位的名单和发电量。

5. 监督发现并报告工业和贸易部在直接购电机制执行过程中出现的问题和违规行为。

第21条. 可再生能源发电单位的责任

1. 按照直接购电机制申请文件中的承诺进度，投资建设并投入商业运营发电厂。

2. 注册参加竞争性电力批发市场；遵守工业和贸易部发布的批发市场运行规定。

3. 与越南电力集团签订电力市场购售电合同；与大型用电客户谈判并签订远期合同。

4. 根据有权机关的要求，提供直接购电机制实施情况的信息、出现的问题及遇到的困难。

第二十二条 电力总公司的责任

一、自收到大用户提交的购电申请及相关材料之日起七个工作日内，与参与直接购电的大用户协商并签订购售电合同。

二、投资安装电能计量系统（包括主计量系统和备用计量系统），并在与大用户的电能交接点安装远程数据采集系统，以满足按规定进行计算和结算的要求，除非与大用户另有约定。

三、在N-1年11月15日前，根据本条例第十六条第三款的规定计算当年N的预计电能损耗率（K），并向国家电网公司报告并公布。_PP按照本法令第十六条第三款的规定执行，并提交越南电力集团审核和公布。

四、按照有权机关的要求提供执行情况、出现的问题及实施过程中的困难信息。

第二十三条 在各类园区、集群模式下零售电力单位的责任

一、自收到大用户提交的申请及相关完整文件之日起三十日内，与大用户就工业园区、经济区、出口加工区、产业集群、高新技术开发区、集中信息技术区、高科技农业应用区内的零售电价达成一致。

二、自与大用户就上述区域内的零售电价达成一致之日起七个工作日内，终止已与参与直接购电的大用户签订的购售电合同，除非本条款第三款另有规定。

三、如果零售电力单位在园区、集群模式下被大用户授权，应履行以下职责：

（一）根据本条例第二十四条第一款的规定，与电力总公司签订购售电合同；

（二）修改并与大用户签订购售电合同，确保符合本条款第一项规定的承诺；

（三）确定工业园区、经济区、出口加工区、产业集群、高新技术开发区、集中信息技术区、高科技农业应用区内的零售电价（从受托零售电力单位的总购电表到向大用户销售的零售电表），以及可再生能源发电单位与受托零售电力单位之间签订的长期合同产生的费用。

第二十四条 大用户的责任

一、当大用户与电力总公司进行购售电时：

（一）与电力总公司协商并签订购售电合同，与可再生能源发电单位签订长期合同；

（二）向电力系统运行单位和电力市场以及电力总公司提供各可再生能源发电单位在每个交易周期内实际发电量分配原则的信息；

（三）按照有权机关的要求提供执行情况、出现的问题及实施过程中的困难信息。

二、当大用户授权园区、集群模式下的零售电力单位时，大用户应履行以下协商和同意事项：

（一）与受托零售电力单位协商并签订购售电合同，确保符合本条款第一项规定的承诺；

（二）确定工业园区、经济区、出口加工区、产业集群、高新技术开发区、集中信息技术区、高科技农业应用区内的零售电价（从受托零售电力单位的总购电表到向大用户销售的零售电表），以及可再生能源发电单位与受托零售电力单位之间签订的长期合同产生的费用。

第四章 实施细则

实施程序和报告制度

条 25. 参与直接通过专用线路购电的程序

1. 再生能源发电单位或再生能源发电项目投资主体应遵守本决定第五条的规定，执行与规划、投资、建设、电力业务许可相关的规定，以确保项目和电源、电网工程符合向大型电力用户直接售电的要求。

2. 再生能源发电单位和大型电力用户自行协商、达成协议并签订购电合同，按照本决定第六条的规定进行。

3. 大型电力用户应当书面报告其与再生能源发电单位签订的直接购电合同（附合同副本），并将报告直接提交或通过邮政服务提交给当地省级人民政府，并同时书面通知（附合同副本）所在区域的电力公司（在该地区运营）和系统运行及电力市场单位。

4. 报告的主要内容包括：大型电力用户与再生能源发电单位之间直接购电合同的签署情况；大型电力用户的资料（用电地点、用电目的、当前用电状况（如有）、参与电力市场的基础设施和现行电价（如有））；再生能源发电单位的情况（电厂类型、容量、工厂现状、参与电力市场的基础设施和现行电价）。

条 26. 参与通过国家电网直接购电的程序

1. 大型电力用户或被授权的园区、集群售电公司以及本决定第二条第二款规定的再生能源发电单位同意参与直接购电机制时，大型电力用户或被授权的园区、集群售电公司应直接或通过邮政服务向系统运行及电力市场单位提交参与直接购电机制的申请材料，包括：

a) 参与直接购电机制的申请书；

b) 再生能源发电单位与大型电力用户或被授权的园区、集群售电公司之间关于通过远期合同进行购电的初步协议文本，当参与直接购电机制时，包括双方预计签署远期合同的信息，以及再生能源发电单位预计终止现有购电合同以参与直接购电机制的信息；

c) 再生能源发电单位现状报告（电厂类型、容量、工厂现状、参与电力市场的基础设施和现行电价）；

d) 大型电力用户或被授权的园区、集群售电公司的信息（用电地点、用电目的、当前用电状况（如有）、参与电力市场的基础设施和现行电价（如有））；

e) 再生能源发电单位与大型电力用户或被授权的园区、集群售电公司在每个交易周期内分配实际发电量的原则一致文本；_（i）).

2. 在工业园区、经济区、出口加工区、工业集群、高新技术开发区、集中式信息技术园区或应用高科技农业园区内，根据本决定第二条第二款规定的大电力用户或被授权的园区、集群售电公司需补充以下文件：

a) 与电力总公司就安装符合技术条件要求的计量表具的协议，以及根据本决定第十八条的规定，预计购买电力的成本；

b) 终止与工业园区售电公司合同的情况下：与工业园区售电公司就预计终止双方已签署的购电合同以及在工业园区、经济区、出口加工区、工业集群、高新技术开发区、集中式信息技术园区或应用高科技农业园区内的零售成本（从售电公司总计量表到大电力用户计量表之间的部分）达成一致的协议；

c) 继续与工业园区售电公司合同的情况下：大电力用户的授权书和修改与大电力用户购电合同的协议，以便参与直接购电机制。

3. 自收到直接购电机制参与申请之日起五个工作日内，系统运行及电力市场单位有责任：

a) 将申请材料发送给电力总公司和管理大型电力用户的工业园区售电公司，确认大型电力用户或被授权的园区、集群售电公司的申请材料及其现有购电合同转换为直接购电机制的能力；

b) 将申请材料发送给越南电力集团，确认与再生能源发电单位签订现货市场购电合同的能力，按照本决定第九条的规定。

c) 审查由大用户或被授权的区域、集群售电公司提交的文件是否符合本条第1款第d项的规定。如果无法确定与大用户或被授权的区域、集群售电公司签订长期合同的可再生能源发电单位的实际发电量，电力系统和电力市场运营机构有责任指导大用户或被授权的区域、集群售电公司与可再生能源发电单位重新统一关于实际发电量分配的原则。

4. 自收到电力系统和电力市场运营机构提交的文件之日起五个工作日内：

a) 大用户或被授权的区域、集群售电公司应出具书面确认文件，确认其准备情况及预计转换与大用户或被授权的区域、集群售电公司签订购电合同的时间，并将该文件发送给电力系统和电力市场运营机构；

b) 电力集团应出具书面确认文件，确认其准备情况及预计签署与可再生能源发电单位在现货市场上购电合同的时间，并将该文件发送给电力系统和电力市场运营机构。

5. 自收到电力集团、大用户或被授权的区域、集群售电公司以及根据本条第1款第d项规定重新统一的实际发电量分配原则的书面文件之日起五个工作日内，电力系统和电力市场运营机构应向大用户或被授权的区域、集群售电公司出具书面答复，内容包括：

预计越南电力集团与可再生能源发电单位签署现货购电合同的时间。

预计转换现有购电合同的时间，即总电力公司或被授权的区域、集群售电公司与大用户之间的现有购电合同。

预计实施直接购电机制的时间。

6. 越南电力集团、总电力公司、被授权的区域、集群售电公司、可再生能源发电单位和大用户或被授权的区域、集群售电公司应主动协商并签署符合本法令第9条、第15条和第17条规定的合同。

7. 可再生能源发电单位、大用户或被授权的区域、集群售电公司及相关单位负责投资建设满足直接购电机制参与条件的基础设施，并向电力系统和电力市场运营机构提交书面确认文件，证明已满足直接购电机制的参与条件。随附文件包括：发电单位的市场注册申请文件，以及符合本法令第9条、第15条和第17条规定的合同副本。

8. 电力系统和电力市场运营机构应按照本条第7款的规定审查文件，并按工业和贸易部发布的电力市场运行规定向可再生能源发电单位发出书面通知，同时向越南电力集团、总电力公司、被授权的区域、集群售电公司和大用户或被授权的区域、集群售电公司发出书面通知，宣布可再生能源发电单位与大用户或被授权的区域、集群售电公司之间直接购电机制正式运行的时间。

条 27. 暂停、终止、恢复直接购电机制参与

1. 暂停直接购电机制参与

a) 对于大型电力用户或授权区域零售电力单位、可再生能源发电单位，在以下情况下暂停直接购电机制参与：根据商务部发布的竞争性批发电力市场运行规定停止电力市场；直接购电机制中的一个合同被暂停或失效，影响相关方利益；利用机制和政策谋取私利的行为；已参与直接购电机制的大型电力用户平均月用电量（连续12个月计算）低于200,000千瓦时。

b) 在大型电力用户或授权区域零售电力单位、可再生能源发电单位暂停直接购电机制参与的情况下支付方式：大型电力用户按照商务部规定的零售电价购买电力；授权区域零售电力单位从国家电网公司按现行电价购买电力；可再生能源发电单位向越南电力集团（或其授权单位）出售电力，并就发电价格在商务部发布的可再生能源发电价格范围内或其他现行电价机制内进行协商一致。

2. 终止直接购电机制参与

a) 当出现以下情况之一时，各方可以终止直接购电机制参与：根据参与方的要求自愿终止；利用机制和政策谋取私利且后果无法弥补；

b) 在终止直接购电机制参与的情况下，可再生能源发电单位、大型电力用户、授权区域零售电力单位、国家电网公司有责任按照现行规定谈判并签署购电合同。

3. 恢复直接购电机制参与

a) 当出现以下情况之一时，各方可以恢复直接购电机制参与：违规行为已被纠正并得到有权机关确认；有权机关作出继续运行电力市场的决定；

b) 在恢复的情况下，各单位应继续履行已签订的购电合同中的协议。

4. 暂停、终止、恢复直接购电机制参与的权限

a) 商务部部长根据越南电力集团、系统运营商或其他相关机构的报告和建议，决定暂停和恢复大型电力用户或授权区域零售电力单位、可再生能源发电单位的直接购电机制参与。

b) 商务部部长在听取相关机构书面意见后（如有），决定终止大型电力用户或授权区域零售电力单位、可再生能源发电单位的直接购电机制参与。

条28. 报告制度

1. 直接购电机制通过专用线路实施的报告制度

a) 开始实施直接购电机制通过专用线路时提交的信息报告

报告名称：直接购电报告；

报告内容：合同主体信息（买方、卖方）；约定电量；电价；其他相关内容；

报告对象：大型电力用户；

接收报告机关：商务部、省或直辖市人民政府（仅接收管理区域内大型电力用户的报告）；

报告提交方式：通过邮政服务；

报告提交期限：自签订直接购电机制通过专用线路的购电合同之日起10日内。

b) 上一年度直接购电机制通过专用线路实施结果报告

报告名称：上一年度直接购电机制通过专用线路实施结果报告；

报告内容：合同主体信息（买方、卖方）；年度交易电量；各月及年度直接购电成本；困难、障碍及建议；

报告对象：大型电力用户；

接收报告机关：商务部、省或直辖市人民政府；

报告提交方式：通过邮政服务；

报告提交期限：N年1月30日前；

报告频率：每年一次。

2. 直接购电机制通过国家电网实施的报告制度

a) 上月直接购电机制通过国家电网实施结果报告

报告名称：上月直接购电机制实施结果报告；

报告内容：参与直接购电机制的可再生能源发电单位和大型电力用户或授权区域零售电力单位的数量；合同主体信息（买方、卖方）；当月交易电量；当月直接购电成本；困难、障碍及建议解决方案（如有）；

报告对象：系统运营商和电力市场、国家电网公司；

接收报告机关：商务部、省或直辖市人民政府（仅接收管理区域内国家电网公司的报告）；

报告提交方式：电子邮件或邮政服务；

报告提交期限：M月20日前；

报告频率：每月一次。

b) 上季度全国范围直接购电机制通过国家电网实施情况及结果报告

报告名称：上季度全国范围直接购电机制通过国家电网实施情况及结果报告；

报告内容：直接购电机制下参与授权区域的发电单位和大用户或售电公司的总数；合同主体（买方、卖方）的信息；季度内购电量；季度内直接购电成本；存在的困难、障碍及建议解决方案（如有）；

报告对象：越南电力集团；

接收报告机构：工贸部；

报告提交方式：电子邮件或邮政服务；

报告提交期限：季度首月三十日前；

报告频率：每季度一次。

c) 报告年度N-1年通过国家电网直接购电机制执行结果

报告名称：全国范围内年度N-1年通过国家电网直接购电机制执行结果报告；

报告内容：直接购电机制下参与授权区域的发电单位和大用户或售电公司的总数；可再生能源发电单位和大用户的信息；年度内购电量；年度内直接购电成本；存在的困难、障碍及建议解决方案（如有）；

报告对象：越南电力集团；系统运行和市场运营单位，电力总公司；

接收报告机构：工贸部，省、直辖市人民政府（仅接收电力总公司管理范围内的报告）；

报告提交方式：电子邮件或邮政服务；

报告提交期限：N年1月30日前；

报告频率：每年一次。

第五章

实施条款

第二十九条 执行责任

1. 工贸部：

a) 对政府负责，统一管理本法令规定的事项，确保国家电力安全，按照批准的电力规划保障系统安全；根据技术能力、技术水平、输电网络系统的供应能力，以及各类电源参与直接购电的需求，及时向总理报告并提出调整电力规划的意见；

b) 主导并协调各部委指导相关机构实施直接购电机制；指导、监督并解决直接购电机制实施过程中出现的问题；

c) 就越南电力集团根据本法令第十六条第四款规定上报的关于电力公司N年的系统服务使用费计算意见和结果发表意见；

d) 监督、检查并处理直接购电机制实施过程中的投诉和违规行为；

đ) 主导并协调各部委为总理提供关于终止大用户和可再生能源发电单位参与直接购电机制的措施建议；

2. 省、直辖市政府：

a) 负责在其管辖范围内管理本法令规定的事项；

b) 指导电力专业机构根据本法令和相关法律规定对购电合同的执行情况进行监督检查；

c) 在其管辖区域内监督、检查并处理直接购电机制实施过程中的投诉和违规行为；

3. 越南电力集团

a) 组织并指导下属单位实施直接购电；

b) 指导并要求电力总公司根据本法令第十五条的规定起草与客户之间的购电合同内容；

c) 指导电力总公司关于购电业务流程、管理、结算、协商、签订合同、发票发行时间、付款时间、结算文件和直接购电客户的发票模板；

d) 指导电力总公司关于直接购电成本费用（输电成本、配电-零售成本、系统调度和市场交易操作成本、辅助服务成本、支付差额成本）的支付给相关服务提供商；

đ) 指导电力总公司根据本法令第十六条第三款规定计算各级电压配电网的线损率；

e) 评估直接购电机制的实施情况，并按本法令第二十八条的规定进行制度报告；

4. 系统运行和市场运营单位有责任根据本法令第二十条的规定指导参与通过国家电网直接购电机制的单位；

条 30. 生效

1. 本法令自发布之日起生效。

2. 在执行过程中，如果引用本法令适用的规范性法律文件被修改、补充或由新的规范性法律文件替代，则应适用新文件；

3. 在执行过程中，如遇困难和障碍，请各单位向工贸部反映，以便研究并向政府提出修改和补充的建议。