Thông tư 62/2025/TT-BCT quy định hồ sơ, trình tự, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện và phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Số hiệu	62/2025/TT-BCT
Cơ quan ban hành	Bộ Công thương
Ngày ban hành	10/12/2025
Ngày công báo	Đã biết
Lĩnh vực	Thương mại,Tài nguyên - Môi trường

Loại văn bản	Thông tư
Người ký	Nguyễn Hoàng Long
Ngày có hiệu lực	Đã biết
Số công báo	Đã biết
Tình trạng	Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 62/2025/TT-BCT	Hà Nội, ngày 10 tháng 12 năm 2025

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH, PHÊ DUYỆT KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG; NỘI DUNG CHÍNH CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15;

Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 02 năm 2025 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định hồ sơ, trình tự, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện và phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của loại hình hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này hướng dẫn chi tiết một số điều của Luật Điện lực số 61/2024/QH15, bao gồm:

a) Khoản 3 Điều 51 quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định khung giá phát điện; phê duyệt khung giá phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do đơn vị điện lực xây dựng và trình;

b) Khoản 3 Điều 12, khoản 5 Điều 44, điểm g khoản 1 và điểm b khoản 8 Điều 51 về nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:

a) Các cơ quan, tổ chức, cá nhân sở hữu hệ thống pin lưu trữ năng lượng đấu nối vào hệ thống điện quốc gia từ cấp điện áp 110 kV trở lên và có công suất từ 10 MW trở lên, phục vụ nhu cầu hệ thống điện quốc gia, phù hợp Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050;

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

d) Các tổ chức, cá nhân có liên quan.

3. Nội dung về phương pháp xác định khung giá phát điện, giá dịch vụ phát điện và nội dung chính của hợp đồng mua bán điện tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này không áp dụng đối với loại hình:

a) Hệ thống pin lưu trữ năng lượng kết hợp với nhà máy điện năng lượng tái tạo và thực hiện theo quy định tại Thông tư số 12/2025/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện; nguyên tắc tính giá điện để thực hiện dự án điện lực; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

b) Hệ thống pin lưu trữ năng lượng do Tổng công ty Điện lực đầu tư và thực hiện theo quy định tại Thông tư số 17/2025/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập và trình tự, thủ tục phê duyệt khung giá bán buôn điện; phương pháp xác định giá bán buôn điện; nội dung chính của hợp đồng bán buôn điện.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán điện là đơn vị phát điện sở hữu hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

2. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền), Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, các đơn vị mua buôn điện khác theo quy định của thị trường điện cạnh tranh.

3. Chủ đầu tư là cơ quan, tổ chức, cá nhân sở hữu vốn, vay vốn hoặc được giao trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

4. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng bên bán điện giao cho bên mua điện.

5. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là Công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia hoặc tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện cạnh tranh.

7. Hệ thống pin lưu trữ năng lượng (viết tắt theo tiếng Anh: BESS - Battery Energy Storage System) là hệ thống bao gồm pin, bộ sạc, hệ thống điều khiển và các thiết bị khác đấu nối vào lưới điện để lưu trữ điện năng trong pin trong quá trình sạc và xả điện năng lưu trữ để phát điện khi cần thiết.

8. Năm cơ sở là năm tổng mức đầu tư được phê duyệt sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

9. Tổng công ty Điện lực là các tổng công ty điện lực thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, bao gồm Tổng công ty Điện lực Miền Bắc, Tổng công ty Điện lực Miền Nam, Tổng công ty Điện lực Miền Trung, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội và Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh.

10. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng.

Chương II

HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC, PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH, PHÊ DUYỆT KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG

Điều 3. Nguyên tắc xác định khung giá phát điện

1. Khung giá phát điện có phạm vi giữa mức giá tối thiểu (0 đồng/kWh) và mức giá tối đa.

2. Mức giá tối đa là giá phát điện được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này.

Điều 4. Phương pháp xác định giá phát điện

Giá phát điện P_C (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

P_c = P_CĐ + FOMC + P_BĐ

Trong đó:

P_CĐ:	Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kWh);
FOMC:	Giá vận hành và bảo dưỡng cố định được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
P_BĐ:	Giá biến đổi được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 5. Phương pháp xác định giá cố định bình quân

1. Giá cố định bình quân P_CĐ (đồng/kWh) là thành phần để thu hồi chi phí đầu tư, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC:	Chi phí vốn đầu tư xây dựng (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) được quy đổi đều hằng năm được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng);
E_bq:	Điện năng giao nhận bình quân nhiều năm được xác định theo quy định tại khoản 6 Điều này (kWh).

2. Chi phí vốn đầu tư được quy đổi đều hằng năm TC theo công thức sau:

Trong đó:

SĐT:	Suất đầu tư tính toán được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kW);
P_B:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (kW) quy định tại khoản 3 Điều này;
n:	Đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (năm) được quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
i:	Tỷ suất chiết khấu tài chính của hệ thống pin lưu trữ năng lượng tại khoản 5 Điều này (%).

3. Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (P_B) được xác định trên cơ sở Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

4. Suất đầu tư tính toán là chi phí đầu tư cho 01 kW công suất của hệ thống pin lưu trữ năng lượng, trong đó tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm tính toán khung giá phát điện, cập nhật tỷ giá ngoại tệ tại thời điểm tính toán, được xác định theo một trong các cơ sở sau:

a) Suất đầu tư bình quân trên cơ sở báo cáo nghiên cứu khả thi của các hệ thống pin lưu trữ năng lượng được phê duyệt.

b) Trường hợp suất đầu tư tính toán không xác định theo quy định tại điểm a khoản này, suất đầu tư tính toán được lựa chọn trên cơ sở tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn.

5. Tỷ suất chiết khấu tài chính i (%) áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

D:	Tỷ lệ vốn vay trong tổng mức đầu tư quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
E:	Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
n:	Đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này (năm);
n_D:	Thời gian trả nợ vay bình quân được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
r_d:	Lãi suất vốn vay được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (%);
r_e:	Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (%).

a) Lãi suất vốn vay r_d (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ, được xác định theo công thức sau:

r_d = D_F × r_d,F + D_D× r_d,D

Trong đó:

D_F:	Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ trong tổng vốn vay quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
D_D:	Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
r_d,F:	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 ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán 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%/năm;
r_d,D:	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 ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm xây dựng khung giá của 04 (bốn) ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam 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%/năm.

b) Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu r_e (%) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

r_e,pt:	Tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%), được xác định là 12%;
t:	Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định hiện hành của Nhà nước (%), đảm bảo dự án được hưởng ưu đãi về thuế thu nhập doanh nghiệp (nếu có).

6. Điện năng giao nhận bình quân năm E_bq (kWh) được xác định như sau:

Trong đó:

P_B:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng quy định tại khoản 3 Điều này;
t_x:	Số giờ xả trong một chu kỳ của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
T_sx:	Số chu kỳ sạc - xả tối thiểu trong toàn bộ đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng, được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
k_v:	Tỷ lệ suy hao dung lượng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính bình quân theo năm cho toàn bộ đời sống kinh tế (%/năm) được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
η_RT:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
t_tt:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ năng lượng, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) được xác định trên cơ sở báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt hoặc tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);
n:	Đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này (năm).

Điều 6. Phương pháp xác định giá biến đổi

Giá biến đổi P_BĐ (đồng/kWh) là thành phần để thu hồi chi phí sạc điện, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

η_RT:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này;
t_tt:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (%) được quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này;
P_mua:	Đơn giá bán lẻ điện giờ thấp điểm áp dụng cho các ngành sản xuất quy định tại Quyết định quy định về giá bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành (đồng/kWh).

Điều 7. Phương pháp xác định giá vận hành bảo dưỡng cố định

1. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định FOMC (đồng/kWh) là thành phần để thu hồi chi phí sửa chữa lớn, nhân công và các chi phí khác hằng năm, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC_FOMC:	Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng);
E_bq:	Điện năng giao nhận bình quân nhiều năm của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này (kWh).

2. Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định TC_FOMC (đồng) của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:

TC_FOMC = SĐT x P_B x k_O&M

Trong đó:

SĐT:	Suất đầu tư của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều 5 Thông tư này (đồng/kW);
P_B:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (kW) quy định tại khoản 3 Điều 5 Thông tư này;
k_O&M:	Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định trong suất đầu tư được xác định trên cơ sở báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt hoặc tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn (%).

Điều 8. Trình tự, thủ tục phê duyệt khung giá phát điện

1. Trong thời hạn 15 ngày kể từ khi báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được phê duyệt, thiết kế cơ sở được thẩm định, chủ đầu tư các dự án này có trách nhiệm cung cấp báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng, thiết kế cơ sở cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

2. Trước ngày 01 tháng 11 hằng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:

a) Lựa chọn thông số tính toán khung giá phát điện cho hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

b) Tính toán hoặc có thể thuê tư vấn tính toán mức giá tối đa của khung giá phát điện cho hệ thống pin lưu trữ năng lượng theo quy định tại Điều 3 Thông tư này;

c) Lập hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện theo quy định tại Điều 9 Thông tư này, trình Cục Điện lực thẩm định.

3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ khi nhận được hồ sơ tính toán khung giá phát điện nêu tại khoản 2 Điều này, Cục Điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ và hợp lệ của hồ sơ trình duyệt. Trường hợp cần thiết, Cục Điện lực có văn bản yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ. Chậm nhất 15 ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ của Cục Điện lực, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi văn bản báo cáo giải trình về nội dung trong hồ sơ theo yêu cầu.

4. Trong thời hạn 25 ngày kể từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện hợp lệ, Cục Điện lực có trách nhiệm thẩm định khung giá phát điện, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt khung giá phát điện. Trường hợp khung giá phát điện của năm tiếp theo chưa được công bố, cho phép tạm thời áp dụng khung giá phát điện của năm liền kề trước đó.

Điều 9. Hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện

1. Hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện bao gồm:

a) Tờ trình đề nghị thẩm định và phê duyệt khung giá phát điện;

b) Bảng thông số và các tài liệu tính toán khung giá phát điện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6, Điều 7 Thông tư này;

c) Các tài liệu liên quan đến các thông số tính toán mức giá tối đa của khung giá phát điện.

2. Hồ sơ được lập bằng văn bản giấy, hình thức thông điệp dữ liệu có giá trị như văn bản theo quy định của pháp luật. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi trực tiếp 01 bộ hồ sơ theo hình thức thông điệp dữ liệu và gửi trực tiếp 01 bộ hồ sơ bằng văn bản giấy (nếu cần) tới Cục Điện lực.

Chương III

NGUYÊN TẮC VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG

Điều 10. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện

1. Giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xây dựng trên cơ sở:

a) Các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ của chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án;

b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

2. Giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng bao gồm các thành phần sau:

a) Giá công suất bao gồm giá cố định bình quân, giá vận hành và bảo dưỡng cố định, được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 11 Thông tư này (đồng/kW);

b) Giá điện năng được tính toán theo chi phí mua điện thông qua hoạt động tiêu thụ điện năng để sạc hệ thống pin lưu trữ năng lượng và phát điện, thực hiện các yêu cầu khác nhằm nâng cao chất lượng điện năng (nếu có), được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh).

3. Giá dịch vụ phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá dịch vụ phát điện).

4. Giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở

a) Giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở (P_C) (đồng/kWh) không vượt quá khung giá phát điện loại hình hệ thống pin lưu trữ năng lượng do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành tại năm cơ sở, trong đó giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện, như sau:

Trong đó:

P_CS:

Giá công suất quy định tại khoản 1 Điều 11 Thông tư này (đồng/kW);

T_max:

Số giờ vận hành công suất cực đại quy đổi từ thông số thiết kế được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
t_x:	Số giờ xả trong một chu kỳ của hệ thống pin lưu trữ năng lượng quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này;
T_BESS:	Số chu kỳ sạc - xả tối thiểu trong toàn bộ đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có). Trường hợp do hai bên thỏa thuận thì căn cứ theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có);
k_VB:	Tỷ lệ suy hao dung lượng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính bình quân theo năm cho toàn bộ đời sống kinh tế (%/năm) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở hồ sơ báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt (hoặc thiết kế cơ sở được thẩm định) hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không cao hơn 2%/năm;
η_RTB:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả của hệ thống pin tích trữ năng lượng (%) quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này;
t_td:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này;
n:	Đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.

P_ĐNb:

Giá điện năng năm cơ sở quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh).

b) Trường hợp năm cơ sở không có khung giá phát điện, giá dịch vụ phát điện được tính toán quy đổi các thành phần chi phí tương ứng để so với khung giá phát điện gần nhất sau năm cơ sở.

Điều 11. Phương pháp xác định giá công suất, giá điện năng năm cơ sở

1. Giá công suất năm cơ sở P_CS (đồng/kW), được xác định theo công thức như sau:

P_CS = FC + FOMC_b

Trong đó:

FC:	Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này (đồng/kW);
FOMC_b:	Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 13 Thông tư này (đồng/kW).

2. Giá điện năng năm cơ sở P_ĐNb (đồng/kWh), được xác định theo công thức như sau:

Trong đó:

η_RTB:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả của hệ thống pin tích trữ năng lượng (%) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở hồ sơ báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt (hoặc thiết kế cơ sở được thẩm định) hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không được thấp hơn 85%;
t_td:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có) (%). Trường hợp do hai bên thỏa thuận thì căn cứ theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không vượt quá giá trị tại thiết kế cơ sở được duyệt;
P_mua:	Đơn giá bán lẻ điện giờ thấp điểm áp dụng cho các ngành sản xuất quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của hệ thống pin lưu trữ năng lượng: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận bảo đảm không tính trùng trong tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt.

Điều 12. Phương pháp xây dựng giá cố định bình quân

1. Giá cố định bình quân của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (FC) được xác định theo phân tích tài chính của dự án theo Biểu mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này. Các thông số đầu vào để xây dựng FC được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán FC

a) Chi phí đầu tư: Chi phí đầu tư được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá dịch vụ phát điện được sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của bên bán điện tính đến điểm đấu nối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng nhằm phục vụ nhu cầu hệ thống điện, nâng cao độ tin cậy và sự ổn định của hệ thống điện gồm các hạng mục: hệ thống pin lưu trữ năng lượng; cơ sở hạ tầng, chi phí đầu tư lưới điện từ hệ thống pin lưu trữ năng lượng đến điểm đấu nối, các chi phí liên quan khác;

b) Đời sống kinh tế: quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này thì áp dụng theo văn bản đó (năm);

c) Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (P_BESS) theo thiết kế được duyệt (kW);

d) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính (năm): Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố định chính theo khung thời gian trích khấu hao theo quy định của pháp luật có liên quan trong từng thời kỳ hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép trích khấu hao khác (nếu có);

đ) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư được xác định theo quyết định phê duyệt dự án đầu tư, thực tế huy động vốn cho hệ thống pin lưu trữ năng lượng tại thời điểm đàm phán, phù hợp với quy định do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu tối thiểu là 15% tổng mức đầu tư hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

e) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: được xác định trên cơ sở hợp đồng vay vốn, các văn bản, tài liệu giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay.

Trường hợp tổng vốn vay tại các hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản tài liệu có tính pháp lý giữa chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở nguyên tắc: Thời gian trả nợ vay tối thiểu là 10 năm và quy định về lãi suất vốn vay như sau:

e1) 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 ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán được công bố bởi Fed (Trang thông tin điện tử: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3%/năm.

e2) 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 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ dịch vụ phí của các ngân hàng là 3%/năm;

g) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.

Điều 13. Phương pháp xây dựng giá vận hành và bảo dưỡng cố định

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở FOMC_b(đồng/kW) được xác định như sau:

Trong đó:

	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kW);
	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kW).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở (đồng/kW) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

P_BESS:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng theo thiết kế được duyệt (kW);
TC_scl:	Tổng chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác (đồng) tại năm cơ sở được xác định như sau:

Trong đó:

VĐT_XD+TB:	Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 12 Thông tư này (đồng);
k_scl:	Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác(%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở (đồng/kW) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC_nc:

Tổng chi phí nhân công (đồng) tại năm cơ sở được xác định như sau:

TC_nc = VĐT_XD+TBx k_nc

Trong đó:

VĐT_XD+TB:	Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 12 Thông tư này (đồng);
k_nc:	Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Chương IV

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 14. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện

1. Bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận áp dụng FC cho từng năm trong thời hạn hợp đồng. Trường hợp bên bán điện và bên mua điện thống nhất quy đổi FC đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.

2. Trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính, bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận FC của hệ thống pin lưu trữ năng lượng thành giá cố định từng năm (FC_j- Giá cố định năm j) với điều kiện bảo đảm giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và tuân thủ theo các nguyên tắc sau:

a) Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính toán giá cố định từng năm (do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận) bằng tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

b) Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản vay cho đầu tư xây dựng hệ thống pin lưu trữ năng lượng theo thời hạn hoàn trả vốn vay.

Điều 15. Nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này. Bên bán điện và bên mua điện xem xét thỏa thuận, thống nhất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ (nếu có);

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo chỉ số CPI do cơ quan thống kê quốc gia công bố nhưng không vượt quá 2,5%/năm.

2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trong phương án giá dịch vụ phát điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, bên bán điện và bên mua điện thực hiện tính toán và thỏa thuận phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá. Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

m:	Số loại ngoại tệ trong phương án giá dịch vụ phát điện bên bán điện và bên mua điện thống nhất (loại);
n:	Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);
D_i,j:	Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;
λ_i,j:	Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;
λ_i,b:	Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i bên bán điện và bên mua điện thống nhất trong phương án giá dịch vụ phát điện (.../đồng).

Điều 16. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện tại thời điểm thanh toán

1. Giá hợp đồng mua bán điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j bao gồm thành phần giá cố định P_CS,j,t(đồng/kW) và thành phần giá điện năng P_ĐN,j,t(đồng/kWh) được quy định như sau:

a) Giá công suất tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

P_CS,j,t= FC_j + FOMC_j,t

Trong đó:

FC_j:	Giá cố định năm j được xác định theo quy định tại Điều 14 Thông tư này (đồng/kW);
FOMC_j,t:	Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kW).

b) Giá điện năng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

η_RTB:

Hiệu suất chu kỳ sạc - xả (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng quy định tại điểm khoản 2 Điều 11 Thông tư này (%);

t_td:

Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp hệ thống pin lưu trữ năng lượng, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) theo quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này (%);

P_mua,j,t:

Đơn giá mua điện (được xác định theo giá bán lẻ điện cho các ngành sản xuất quy định tại Quyết định quy định về giá bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành) trong các giờ sạc hệ thống pin lưu trữ năng lượng của tháng t năm j theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (đồng/kWh).

2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm j, được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (đồng/kW);
	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j, được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng/kW).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 13 Thông tư này;
i:	Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
l:	Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l=1).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định như sau:

Trong đó:

:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 13 Thông tư này;
	Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do cơ quan thống kê quốc gia ban hành trong tháng 12 năm (j-1) nhưng không vượt quá 2,5%/năm;
l:	Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i₁ = 0).

Chương V

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 17. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện

1. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này là cơ sở cho bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận và ký kết. Bên bán điện và bên mua điện có quyền thỏa thuận, thống nhất bổ sung các điều khoản được quy định cụ thể trong hợp đồng mua bán điện phù hợp quy định pháp luật của Việt Nam.

2. 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 18. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa bên bán điện và bên mua điện

1. Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này;

2. Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc quyết định chủ trương đầu tư hoặc giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;

3. Quyết định phê duyệt dự án đầu tư xây dựng công trình kèm theo thuyết minh và báo cáo thẩm định dự án đầu tư hệ thống pin lưu trữ năng lượng của tư vấn độc lập, các tài liệu kèm theo;

4. Thỏa thuận đấu nối hệ thống pin lưu trữ năng lượng vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

5. Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu giữa chủ đầu tư và các bên cho vay, kế hoạch hoặc thực tế giải ngân các nguồn vốn vay;

6. Tài liệu tính toán tổn thất công suất và điện năng của máy biến áp, đường dây từ máy biến áp tăng áp đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tự dùng trong hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

7. Phương án giá bán điện được xác định theo phương pháp quy định tại Chương III và Chương IV Thông tư này;

8. Các tài liệu liên quan khác (nếu có).

Chương VI

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 19. Trách nhiệm của Cục Điện lực

Hướng dẫn và kiểm tra việc thực hiện quy định tại Thông tư này. Trong trường hợp cần thiết đề xuất việc sửa đổi, bổ sung Thông tư để phù hợp với nhu cầu thực tiễn và đồng bộ với quy định pháp luật có liên quan.

Điều 20. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

1. Tính toán xác định nhu cầu lắp đặt, quy mô công suất của hệ thống pin lưu trữ năng lượng theo miền và đánh giá định hướng khu vực ưu tiên đầu tư trên cơ sở đánh giá khả năng cung cấp điện trung hạn phù hợp Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, nhu cầu hệ thống điện báo cáo Bộ Công Thương xem xét, bổ sung Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

2. Lập kế hoạch và lập lịch huy động công suất hệ thống pin lưu trữ năng lượng phục vụ yêu cầu vận hành hệ thống điện quốc gia; xác định và thông báo kế hoạch vận hành, thời điểm sạc, thời điểm xả và các yêu cầu khác nhằm nâng cao chất lượng điện năng hệ thống điện quốc gia từ hệ thống pin lưu trữ năng lượng phù hợp với tình hình phụ tải và cân bằng hệ thống điện.

3. Phối hợp với bên bán điện, bên mua điện và các bên liên quan trong quá trình thực hiện hợp đồng mua bán điện, bảo đảm việc thực hiện các yêu cầu khác nhằm nâng cao chất lượng điện năng hệ thống điện quốc gia đúng quy định kỹ thuật và phù hợp với các quy định của pháp luật về vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

4. Vận hành tối ưu hệ thống điện khi thực hiện điều độ, huy động công suất và thực hiện các chức năng khác của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

Điều 21. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện hằng năm theo quy định tại Điều 9 Thông tư này.

2. Chủ trì, phối hợp với bên mua điện, bên bán điện tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này.

Điều 22. Trách nhiệm của bên mua điện

1. Chủ trì, phối hợp với bên bán điện tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này (nếu có).

2. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với bên bán điện theo quy định tại Thông tư này; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho cơ quan liên quan trong quá trình kiểm tra (nếu có).

3. Phối hợp với bên bán điện tính toán, thống nhất chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để xem xét phương án thanh toán.

Điều 23. Trách nhiệm của bên bán điện

1. Đàm phán với bên mua điện về hợp đồng mua bán điện theo quy định; chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.

2. Cung cấp đầy đủ các thông tin, chịu trách nhiệm, bảo đảm tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán.

3. Cung cấp thông tin cho bên mua điện và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện về các chức năng khác của hệ thống pin lưu trữ năng lượng nhằm nâng cao chất lượng điện năng hệ thống điện quốc gia mà hệ thống pin lưu trữ năng lượng đã được đầu tư, xây dựng.

4. Phối hợp với bên mua điện tính toán, thống nhất phương án thanh toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện hợp đồng mua bán điện hằng năm theo quy định tại Thông tư này (nếu có).

5. Bồi thường cho bên mua điện khoản chi phí do thiệt hại thực tế khi bên bán điện không đáp ứng yêu cầu về công suất khả dụng tại thời điểm hệ thống cần huy động theo nguyên tắc quy định tại phụ lục hợp đồng mua bán điện và được bên bán điện, bên mua điện thỏa thuận trong quá trình ký kết hợp đồng mua bán điện.

Điều 24. Điều chỉnh giá dịch vụ phát điện

Bên bán điện và bên mua điện thực hiện đàm phán lại giá dịch vụ phát điện tại hợp đồng mua bán điện đã ký theo quy định tại khoản 4 Điều 52 của Luật Điện lực số 61/2024/QH15.

Điều 25. Hiệu lực thi hành

Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 26 tháng 01 năm 2026./.

Nơi nhận:
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Quốc hội;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Viện Kiểm sát nhân dân tối cao;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Các Lãnh đạo Bộ;
- Các đơn vị thuộc Bộ Công Thương;
- UBND, HĐND các tỉnh, thành phố trực thuộc TW;
- Các Sở Công Thương;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL - Bộ Tư pháp;
- Cục Kiểm soát TTHC - Văn phòng Chính phủ;
- Cổng thông tin điện tử Chính phủ;
- Cổng thông tin điện tử Bộ Công Thương;
- Công báo;
- Lưu: VT, ĐL (10b).

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Nguyễn Hoàng Long

PHỤ LỤC I

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG ĐỂ TÍNH TOÁN KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 62/2025/TT-BCT ngày 10 tháng 12 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

TT	Hạng mục	Ký hiệu	Thông số
I	Đời sống kinh tế	n	15 năm
II	Thông số kỹ thuật
1	Thời gian xả thiết kế trong một chu kỳ	t_x	2 giờ
2	Số chu kỳ xạc xả tối thiểu trong toàn bộ đời sống kinh tế	T_sx	8000
3	Tỷ lệ suy hao dung lượng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính bình quân theo năm cho toàn bộ đời sống kinh tế	k_v	2%/năm
4	Hiệu suất chu trình sạc - xả	ƞ_RT	85%
III	Tỷ lệ các nguồn vốn trong tổng vốn đầu tư
1	Tỷ lệ vốn vay	D	70%
2	Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu	E	30%
3	Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ	D_F	80%
4	Tỷ lệ vốn vay nội tệ	D_D	20%
IV	Thời gian trả nợ bình quân	n_D	10 năm

PHỤ LỤC II

CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG ĐỂ TÍNH TOÁN GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 62/2025/TT-BCT ngày 10 tháng 12 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

TT	Hạng mục	Thông số
I	Đời sống kinh tế	15 năm
II	Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%/năm)	2,5%/năm

PHỤ LỤC III

CÁC MẪU BIỂU PHÂN TÍCH TÀI CHÍNH CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG
(Ban hành kèm theo Thông tư số 62/2025/TT-BCT ngày 10 tháng 12 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính:……………….

STT	Nội dung	Năm N	Năm N+1	Năm N+2	…	Tổng cộng
I	Tổng thu nhập
1	Doanh thu từ bán điện
2	Lợi ích khác thu được từ hệ thống pin lưu trữ năng lượng (nếu có)
3	Trợ giá (nếu có)
II	Tổng chi phí
1	Chi phí khấu hao tài sản cố định
2	Chi phí vận hành và bảo dưỡng
3	Chi phí khác (nếu có)
4	Chi phí lãi vay
III	Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)
IV	Thuế thu nhập doanh nghiệp
V	Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 01 lập từ năm bắt đầu có thu nhập.

Biểu 2 - Dòng tích lũy tài chính và các chỉ tiêu tài chính

Đơn vị tính: …………………..

STT	Nội dung	…	Năm N-1	Năm N	Năm N+1	…	Tổng cộng
I	Nguồn
1	Doanh thu từ bán điện
2	Lợi ích khác thu được từ hệ thống pin lưu trữ năng lượng (nếu có)
3	Trợ giá (nếu có)
4	Giá trị còn lại của Tài sản cố định (tính vào năm cuối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng)
5	Giá trị thu hồi vốn lưu động (tính vào năm cuối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng)
II	Sử dụng
1	Vốn chủ sở hữu, vốn vay (phân bổ theo tiến độ hệ thống pin lưu trữ năng lượng)
2	Chi phí khác (nếu có)
3	Trả gốc vay
4	Chi phí lãi vay
5	Thuế thu nhập doanh nghiệp
III	Tích lũy tài chính (I)-(II)
IV	Tích lũy tài chính chiết khấu
V	Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thành phần vận hành và bảo dưỡng, thuế giá trị gia tăng và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 02 lập từ năm bắt đầu xây dựng.

PHỤ LỤC IV

NỘI DUNG CHÍNH HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 62/2025/TT-BCT ngày 10 tháng 12 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

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

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG

……………………………….

Giữa

CÔNG TY [tên công ty]

(BÊN BÁN ĐIỆN)

- và -

(tên công ty)

(BÊN MUA ĐIỆN)

HỢP ĐỒNG SỐ: ………/20……./HĐ-NMĐ-[tên hệ thống pin lưu trữ năng lượng]

(Địa danh) ..., tháng .../20…

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 2024;

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

Căn cứ Bộ luật Dân sự ngày 24 tháng 11 năm 2015;

Căn cứ Thông tư số .../2025/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện; ¹

Căn cứ nhu cầu mua, bán điện của Bên bán điện và Bên mua điện,

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:(tên công ty)

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 thống nhất Hợp đồng mua bán điện cho hệ thống pin lưu trữ năng lượng... (Tên hệ thống) theo các nội dung sau:

Điều 1. Định nghĩa

Trong Hợp đồng này, các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán điện là Công ty (....) sở hữu hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

2. Bên mua điện là (...).

3. Điểm đấu nối (...).

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

Điều 2. Hiệu lực và thời hạn Hợp đồng

1. Hiệu lực Hợp đồng

Hợp đồng có hiệu lực từ ngày được đại diện có thẩm quyền của Bên bán điện và Bên mua điện ký chính thức, trừ trường hợp các bên có thỏa thuận khác.

2. Thời hạn Hợp đồng

Trừ trường hợp gia hạn hoặc chấm dứt Hợp đồng trước thời hạn, thời hạn hợp đồng được tính từ ngày hợp đồng có hiệu lực đến hết [...] năm kể từ Ngày vận hành thương mại hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

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

Điều 3. Mua bán điện năng

1. Giá Hợp đồng: Theo Phụ lục V của Hợp đồng.

2. Công suất khả dụng thực hiện: Theo Phụ lục V của Hợp đồng.

3. Sản lượng hợp đồng: Theo Phụ lục V của Hợp đồng.

4. Tiền điện thanh toán: Hàng tháng, Bên mua điện có nghĩa vụ thanh toán cho Bên bán điện các khoản tiền theo quy định tại Phụ lục V Hợp đồng.

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

Điều 4. Cam kết thực hiện

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

Điều 5. Nghĩa vụ của Bên bán điện trước ngày vận hành thương mại

1. Yêu cầu về các loại giấy phép và văn bản phê duyệt

…

2. Báo cáo các mốc thời gian thực hiện dự án

…

3. Đấu nối, thử nghiệm và vận hành

…

4. Ngày vận hành thương mại

…

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

Điều 6. Trách nhiệm đấu nối và hệ thống đo đếm

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

Điều 7. Điều độ và vận hành hệ thống pin lưu trữ năng lượng

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

Điều 8. Lập hóa đơn và thanh toán

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

Điều 9. Sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện Hợp đồng và chế tài áp dụng

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

Điều 10. Chấm dứt Hợp đồng

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

Điều 11. Bồi thường thiệt hại

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

Điều 12. Các trường hợp miễn trách nhiệm đối với hành vi vi phạm

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

Điều 13. Giải quyết tranh chấp

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

Điều 14. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ

1. Tái cơ cấu ngành điện và chuyển giao quyền và nghĩa vụ tại Bên mua điện

Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất chấp nhận trường hợp Bên mua điện có thể phải tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể hoặc bị loại bỏ dần chức năng mua điện để thực hiện kế hoạch chuyển đổi mô hình hoạt động của ngành điện trong các cấp độ thị trường điện cạnh tranh theo lộ trình đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt hoặc các văn bản thay thế sau này. Khi cơ quan nhà nước có thẩm quyền có quyết định về việc tổ chức lại, tái cơ cấu hoặc giải thể, Bên mua điện có quyền chuyển giao toàn bộ hay một phần các quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng mà không cần có sự chấp thuận của Bên bán điện cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa do cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định và các đơn vị này có trách nhiệm thực hiện các quyền, nghĩa vụ pháp lý của Bên mua điện theo quy định của pháp luật.

Bên bán điện phải có văn bản chấp thuận mọi sự chuyển giao hoặc ủy quyền thực hiện các quyền, nghĩa vụ theo Hợp đồng này của Bên mua điện.

2. Chuyển giao quyền và nghĩa vụ của Bên bán điện

Bên bán điện chỉ có quyền chuyển giao quyền và nghĩa vụ của mình theo Hợp đồng cho một hoặc nhiều đơn vị kế thừa khi có sự thỏa thuận trước bằng văn bản của Bên mua điện. Văn bản thỏa thuận của Bên mua điện không được từ chối không có lý do việc thực hiện chuyển giao hoặc ủy quyền này của Bên bán điện, trừ trường hợp Bên bán điện có thể ủy quyền hay chuyển nhượng mà không cần có thỏa thuận với Bên mua điện về một số hoặc tất cả các quyền và nghĩa vụ theo Hợp đồng của Bên bán điện liên quan đến cấp vốn hoặc các thu xếp tài chính khác cho hệ thống pin tích trữ năng lượng. Hợp đồng này tiếp tục có hiệu lực để mang lại lợi ích và việc thực hiện các nghĩa vụ của các đơn vị kế thừa hoặc đơn vị được ủy thác hoặc đơn vị được chuyển giao của Bên bán điện.

Điều 15. Lưu giữ hồ sơ và cung cấp thông tin

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 16. Các chi phí khác

Mỗi bên có trách nhiệm nộp các khoản thuế và phí hoặc thanh toán các khoản nợ phát sinh của mình khi thực hiện Hợp đồng. Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất Hợp đồng này không bao gồm chi phí truyền tải điện, chi phí phân phối điện hoặc các chi phí tương tự khác và mỗi bên phải có trách nhiệm thanh toán các loại chi phí đó theo quy định của pháp luật.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 17. Đại diện có thẩm quyền và trao đổi thông tin

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 18. Bảo mật thông tin

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Điều 19. Luật áp dụng và ngôn ngữ hợp đồng mua bán điện

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

Ngôn ngữ hợp đồng sử dụng là tiếng Việt. 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 20. Các thỏa thuận khác

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Hợp đồng được lập thành 09 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 04 bản. Bên mua điện có trách nhiệm gửi 01 (một) bản tới Cục Điện lực (Bộ Công Thương)./.

ĐẠI DIỆN BÊN MUA ĐIỆN
(Chức danh)
(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)

ĐẠI DIỆN BÊN BÁN ĐIỆN
(Chức danh)
(Đóng dấu và chữ ký)
(Họ tên đầy đủ)

____________________

¹ Đối với các luật, văn bản là căn cứ đã nêu, các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Hợp đồng

Phụ lục I

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

Bao gồm các mô tả, biểu đồ và đặc điểm kỹ thuật của Hệ thống pin lưu trữ năng lượng

(Thông số chính của Hệ thống pin lưu trữ năng lượng sẽ được chuẩn xác lại sau khi ký kết hợp đồng mua sắm thiết bị chính của Hệ thống pin lưu trữ năng lượng.)

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam)

Phụ lục II

HỆ THỐNG ĐO ĐẾM VÀ THU THẬP SỐ LIỆU

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

I. VỊ TRÍ LẮP ĐẶT VÀ TÍNH NĂNG CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

1. Vị trí lắp đặt hệ thống đo đếm:

2. Tính năng của hệ thống đo đếm phải phù hợp với quy định về đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

II. YÊU CẦU KỸ THUẬT CỦA HỆ THỐNG ĐO ĐẾM

Các yêu cầu kỹ thuật của thiết bị đo đếm, yêu cầu kỹ thuật mạch đo đếm, biện pháp niêm phong kẹp chì và yêu cầu về hệ thống thu thập và đọc số liệu công tơ phải phù hợp với quy định về đo đếm điện năng do Bộ Công Thương ban hành.

III. VỊ TRÍ ĐO ĐẾM

Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất sử dụng các vị trí đo đếm hiện tại của hệ thống pin lưu trữ năng lượng 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 phục vụ vận hành và đối soát số liệu thị trường điện:

IV. PHƯƠNG THỨC XÁC ĐỊNH SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG GIAO NHẬN

1. Sản lượng điện giao nhận

a) Sản lượng điện Bên bán điện trong tháng thanh toán được tính theo công thức:

A_G =

A_G: Lượng điện năng Bên mua điện thanh toán cho Bên bán điện trong tháng thanh toán (kWh).

b) Sản lượng điện Bên bán điện nhận từ hệ thống điện quốc gia trong tháng thanh toán được tính theo công thức:

A_N =

Trong đó:

A_N: Lượng điện năng nhận từ lưới của các điểm đo trong tháng (kWh).

2. Trong giai đoạn thị trường điện cạnh tranh, phương thức giao nhận điện năng hàng tháng phải phù hợp với quy định về thị trường điện cạnh tranh do Bộ Công Thương ban hành.

[Các bên đàm phán thống nhất sửa đổi, bổ sung các khoản phù hợp với Pháp luật Việt Nam]

Phụ lục III

THỎA THUẬN CÁC ĐẶC TÍNH VẬN HÀNH

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

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

Phụ lục IV

THỎA THUẬN HỆ THỐNG SCADA/EMS, THÔNG TIN LIÊN LẠC, RƠ LE BẢO VỆ VÀ TỰ ĐỘNG

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

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

Phụ lục V

GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN, THANH TOÁN DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

I. GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN

1. Giá hợp đồng mua bán điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j bao gồm thành phần giá công suất P_CS,j,t(đồng/kW) và thành phần giá điện năng P_ĐN,j,t (đồng/kWh) được quy định như sau:

a) Giá công suất tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

P_CS,j,t= FC_j+ FOMC_j,t

Trong đó:

FC_j: Giá cố định năm j (đồng/kW);

FOMC_j,t : Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j (đồng/kW).

b) Giá điện năng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

ƞ_RTB:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (%) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở hồ sơ báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt (hoặc thiết kế cơ sở được thẩm định) hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không được thấp hơn 85%;
t_td:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện(%);
P_mua,j,t:	Đơn giá mua điện (được xác định theo giá bán lẻ điện cho các ngành sản xuất quy định tại Quyết định quy định về giá bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành) trong các giờ sạc hệ thống pin lưu trữ năng lượng trong tháng t năm j theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (đồng/kWh).

2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm j, được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (đồng/kW);
	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j, được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng/kW).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm cơ sở (đồng/kW);
i:	Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác, được xác định là 2,5%/năm;
l:	Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l=1).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định như sau:

Trường hợp tổng chi phí nhân công TC_nc được tính toán theo tỷ lệ vốn đầu tư xây lắp và thiết bị thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kW):

Trong đó:

	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở là (đồng/kW);
i₁	Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do cơ quan thống kê quốc gia ban hành trong tháng 12 năm (j-1) nhưng không vượt quá 2,5%/năm;
l:	Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i₁ = 0).

II. SẢN LƯỢNG ĐIỆN NĂNG THEO HỢP ĐỒNG

III. THANH TOÁN TIỀN ĐIỆN THEO HỢP ĐỒNG

1. Giai đoạn trước ngày vận hành thương mại

Đối với chi phí chạy thử, nghiệm thu trước giai đoạn hệ thống pin lưu trữ năng lượng vận hành thương mại: bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận theo hướng dẫn tại khoản 3 Điều 11 Thông tư số 62/2025/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hồ sơ, trình tự, phương pháp xác định và phê duyệt khung giá phát điện; phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của loại hình hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

2. Giai đoạn sau ngày vận hành thương mại

2.1. Tiền điện thanh toán (R_tt) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính toán cụ thể như sau:

R_tt = R_t x (1 + VAT)

Trong đó:

VAT: Thuế suất thuế giá trị gia tăng theo quy định của Nhà nước (%);

R_t: Tiền điện thanh toán cho tháng t năm j, chưa bao gồm thuế VAT (đồng) được xác định như sau:

R_t = T_cđ,t+ (P_ĐN,j,tx E_tt,j,t) + R_k + R_Th

Trong đó:

E_tt,j,t:	Sản lượng điện phát thực tế trong tháng t, năm j (kWh);
R_k:	Các chi phí khác là chi phí thanh toán cho việc thử nghiệm hệ thống pin lưu trữ năng lượng (đồng) phù hợp với lịch thử nghiệm đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt;
R_Th:	Tổng các khoản thuế, phí, các khoản tiền phải nộp trong tháng theo quy định pháp luật có liên quan được Bên bán điện và Bên mua điện thống nhất (kèm theo các chứng từ hợp lệ) (đồng);
P_ĐN,j,t:	Giá điện năng quy định tại điểm b khoản 1 mục I Phụ lục V đính kèm Hợp đồng này (đồng/kWh);
T_cđ,t:	Tổng chi phí cố định tháng t (đồng) được xác định như sau:

Trong đó:

P_CS,j,t : Giá công suất quy định tại điểm a khoản 1 mục I Phụ lục V đính kèm Hợp đồng này (đồng/kW);

:Công suất khả dụng thực hiện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i tại giờ thứ h (kW);

H: Số giờ trong tháng t (giờ);

n: Số lượng hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

Công suất khả dụng thực hiện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i tại giờ thứ h trong tháng t được xác định bằng:

+ Đối với hệ thống pin lưu trữ năng lượng có công suất lắp đặt dưới 100MW

Công suất khả dụng công bố (hoặc công suất khả dụng công bố sửa đổi hợp lệ nếu có) nếu công suất phát thực tế bình quân của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i tại giờ thứ h lớn hơn hoặc bằng 95% công suất được huy động thực tế theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Công suất phát thực tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i tại giờ thứ h (hoặc công suất khả dụng công bố sửa đổi hợp lệ nếu có) nếu công suất phát thực tế bình quân của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i nhỏ hơn 95% công suất được huy động thực tế theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

+ Đối với hệ thống pin lưu trữ năng lượng có công suất lắp đặt từ 100MW trở lên

Công suất khả dụng công bố (hoặc công suất khả dụng công bố sửa đổi hợp lệ nếu có) nếu công suất phát thực tế bình quân của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i tại giờ thứ h lớn hơn hoặc bằng 97% công suất được huy động thực tế theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Công suất phát thực tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i tại giờ thứ h (hoặc công suất khả dụng công bố sửa đổi hợp lệ nếu có) nếu công suất phát thực tế bình quân của hệ thống pin lưu trữ năng lượng i nhỏ hơn 97% công suất được huy động thực tế theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.

Trường hợp hệ thống pin lưu trữ năng lượng sửa chữa theo kế hoạch được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện duyệt, công suất khả dụng công bố trong giai đoạn đó được tính bằng công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng đó.

2.2. Sau khi kết thúc năm tài chính, bên bán điện và bên mua điện thực hiện đối chiếu tiền điện thanh toán của năm. Trường hợp hệ thống pin lưu trữ năng lượng không đáp ứng yêu cầu về công suất khả dụng công bố (trừ trường hợp bất khả kháng), bên bán điện sẽ phải hoàn trả cho bên mua điện khoản tiền được xác định bằng khoản chênh lệch giữa tổng điện năng ngừng thực tế (bao gồm điện năng ngừng hoạt động bắt buộc, điện năng ngừng hoạt động bảo dưỡng, điện năng ngừng hoạt động theo kế hoạch) và điện năng ngừng hệ thống cho phép (công suất lắp đặt nhân với số giờ ngừng hoạt động cho phép trong năm) nhân với phí bồi thường công suất do hai bên thỏa thuận.

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

Phụ lục VI

CÁC THÔNG SỐ CHÍNH TRONG TÍNH TOÁN GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

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

Phụ lục VII

CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

(Kèm theo Hợp đồng số ... ngày ... tháng ... năm...)

I. CÁC MỐC TIẾN ĐỘ DỰ ÁN

II. CÁC TÀI LIỆU BÊN BÁN ĐIỆN PHẢI CUNG CẤP CHO BÊN MUA ĐIỆN

Bên bán điện có nghĩa vụ cung cấp cho bên mua điện bản sao hợp lệ các tài liệu để công nhận Ngày vận hành thương mại như sau: [...]

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

Tiện ích dành riêng cho tài khoản TVPL Basic và TVPL Pro

Tải về Thông tư 62/2025/TT-BCT quy định hồ sơ, trình tự, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện và phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Tải văn bản gốc Thông tư 62/2025/TT-BCT quy định hồ sơ, trình tự, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện và phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ---------------
No: 62/2025/TT-BCT	Hanoi, December 10, 2025

CIRCULAR

ON APPLICATIONS, PROCEDURES, METHODS FOR DETERMINING AND APPROVING ELECTRICITY GENERATION PRICE BRACKET AND METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY SERVICE PRICE OF BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEM; MAIN CONTENTS OF POWER PURCHASE AGREEMENTS

Pursuant to Law on Electricity No. 61/2024/QH15;

Pursuant to Decree No. 40/2025/ND-CP dated February 26, 2025 of the Government defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam;

At the request of the Director of Electricity Authority;

The Ministry of Industry and Trade of Vietnam issues a Circular on applications, procedures, methods for determining and approving electricity generation price bracket and methods for determining electricity service price of battery energy storage system; main contents of power purchase agreements.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

1. This Circular elaborates some Articles of the Law on Electricity No. 61/2024/QH15, including:

a) Clause 3, Article 51 of the Law on Electricity providing applications, procedures, methods for determining electricity generation price bracket; and approving electricity generation price bracket of battery energy storage system developed and submitted by electricity generation units.

b) Clause 3 Article 12, Clause 5 Article 44, point g Clause 1 and point b of Clause 8 Article 51 on principles of calculating electricity prices for execution of electricity projects; methods for determining electricity service price of battery energy storage system; main contents of power purchase agreements.

2. This Circular applies to following entities:

a) Owners of battery energy storage system of 110 kV or higher and 10 MW or higher connected to national power system, to serve the national electricity system's needs, in compliance with power development planning for the 2021-2030 period, with a vision towards 2050;

b) Units operating electricity systems and electricity markets

c) Vietnam Electricity (EVN);

d) Relevant organizations and individuals.

3. Methods for determining electricity generation price bracket, electricity service prices, and main contents of power purchase agreements as prescribed in Appendix IV attached hereto shall not apply to:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) The battery energy storage system invested by the Power Corporation in accordance with Circular No. 17/2025/TT-BCT of the Minister of Industry and Trade.

Article 2. Interpretation of terms

For the purposes of this Circular, the terms below shall be construed as follows:

1. The Seller means an Electric utility possessing a battery energy storage system.

2. The Buyer means Vietnam Electricity (or authorized representatives thereof), Northern Power Corporation, Central Power Corporation, Southern Power Corporation, Hanoi Power Corporation, Ho Chi Minh City Power Corporation, other electricity traders according to regulations of electricity market.

3. Project developer means an agency, organization, individual possessing capital, applying for capital loan, or being assigned to manage, use capital for investment in battery energy storage system project.

4. Electricity delivered means electricity delivered to the Buyer by the Seller.

5. Electricity generation unit means an Electric utility possessing at least one battery energy storage system.

6. Units operating electricity systems and electricity markets refer to National Power System and Market Operator Single-member Limited Liability Company – NSMO or other names depending on the level of development of the competitive electricity market.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

8. Base year means the year in which total investment is approved for use in calculation of BESS’s electricity generation service price.

9. Power Corporation refers to the member power corporations of Vietnam Electricity (EVN), including Northern Power Corporation, Southern Power Corporation, Central Power Corporation, Hanoi Power Corporation, and Ho Chi Minh City Power Corporation.

10. Total investment refers to total construction investment cost of the project determined in accordance with relevant laws, consistent with the fundamental design and other contents of the feasibility study reports.

Chapter II

APPLICATIONS, PROCEDURES, METHODS FOR DETERMINING AND APPROVING ELECTRICITY GENERATION PRICE BRACKET AND METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY SERVICE PRICE OF BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEM

Article 3. Rules for developing electricity generation price bracket

1. Electricity generation price bracket is ranging from the minimum price (0 VND/kWh) to the maximum price

2. The maximum value of the generation price bracket shall be determined in accordance with Article 4, Article 5, Article 6, and Article 7 of this Circular.

Article 4. Methods for determining electricity generation price bracket

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

P_c = P_CĐ + FOMC + P_BĐ

Where:

P_CĐ:

Fixed average cost determined in accordance with Article 5 hereof (VND/kWh)

FOMC:

Fixed operation and maintenance cost per base year determined in accordance with Article 7 hereof (VND/kWh).

P_BĐ:

Variable price determined in accordance with Article 6 hereof (VND/kWh).

Article 5. Methods for determining average fixed costs

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

TC:

Annual converted investment capital for construction (excluding VAT) determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND);

E_bq:

Average electricity yield over multiple years determined in accordance with Clause 6 of this Article (kWh).

2. Annual converted investment capital TC shall be determined using the following formula:

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Investment rate determined in accordance with Clause 4 Article 5 of this Circular (VND/kW);

P_B:

BESS’s installed capacity (kW) specified in Clause 3 of this Article;

BESS’s economic life (year) specified under Appendix I attached hereto (year);

BESS’s discount rate specified in Clause 5 of this Article (%).

3. BESS’s installed capacity (P_B) shall be determined based on the Plan to implement power development planning.

4. The calculated investment rate is the investment cost per 1 kW (or 1 kWp) of BESS’s capacity, where the total effective investment (including only items serving electricity production) is updated with the foreign exchange rate at the time of calculating the electricity generation price bracket, and is determined based on one of the following bases:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

b) In cases where the calculated investment rate is not determined according points a of this Clause, the calculated investment rate is selected based on reference data from consulting organizations.

5. Discount rate i (%) applying pre-tax weighted average cost of capital is determined using the formula below:

Where:

Percentage of borrowed capital in total investment prescribed under Appendix I attached hereto (%);

Percentage of owner’s equity in total investment prescribed under Appendix I attached hereto (%);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

n_D:

Average debt repayment period determined prescribed under Appendix I attached hereto;

r_d:

Borrowed capital interest rate determined in accordance with Point a of this Clause (%);

r_e:

Pre-tax interest rate of owner’s equity is determined in accordance with Point b of this Clause (%).

a) Borrowed capital interest rate rd (%) is calculated using weighted average interest rate of capital borrowed in VND and capital borrowed in foreign currency using the formula below:

r_d = D_F × r_d,F + D_D× r_d,D

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Percentage of capital borrowed in foreign currency in total investment prescribed under Appendix attached hereto (%);

D_D:

Percentage of capital borrowed in VND in total investment prescribed under Appendix attached hereto (%);

r_d,F:

Interest rate of capital borrowed in foreign currency is determined by 180-day average SOFR (Secured Overnight Financing Rate) of 36 consecutive months from the first day of the nearest March, June, September, or December of the negotiation year, as announced by the Fed (Website: www.newyorkfed.org) plus the average annual loan arbracketment fee charged by the bank, which is 3% per year;

r_d,D:

The interest rate for capital borrowed in VND currency is determined by the average interest rate for 12-month deposits in VND, applicable to individual customers, on the first day of the 60 months preceding the nearest March, June, September, or December of the price bracket calculation year of 04 commercial banks (Vietnam Bank for Foreign Trade, Joint Stock Commercial Bank for Industry and Trade of Vietnam, Joint Stock Commercial Bank for Investment and Development of Vietnam, Agriculture and Rural Development Bank of Vietnam, or their lawful successors) plus the average annual loan arbracketment fee charged by the bank, which is 3% per year.

b) Pre-tax interest rate of owner’s equity r_e (%) is determined using the formula below:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

r_e,pt:

Post-tax return on owner’s equity (%), which is 12%;

Average corporate income tax rate over the BESS’s economic determined in accordance with current State regulations (%), ensuring that the power project benefits from corporate income tax incentives (if any).

6. The average annual electricity delivered Ebq (kWh) is determined as follows:

Where:

P_B:

BESS’s installed capacity (kW) specified in Clause 3 of this Article;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

BESS’s discharge hours per cycle specified under Appendix I attached hereto;

T_sx:

Minimum number of BESS’s charge-discharge cycles specified under Appendix I attached hereto;

k_v:

BESS’s capacity degradation rate calculated on an annual average basis for the entire economic life (%/year) specified in Appendix I attached hereto;

η_RT:

BESS’s discharge cycle efficiency (%) specified under Appendix I attached hereto;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

BESS’s self-use rate and losses of step-up transformer, losses in the power lines to the electricity delivery point to the national power system (if any) determined based on approved feasibility study reports or technical documents provided by manufacturer (%);

Economic life of the power plant in accordance with Clause 2 this Article (year);

Article 6. Methods for determining variable price

Variable price P_BD (VND/kWh) refers to a component used to recover the cost of electricity charge, determined using the formula below:

Where:

η_RT:

The efficiency of BESS’s charge-discharge cycle (%) determined in accordance with Clause 6 Article 5 hereof;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

BESS’s self-use rate and losses of the step-up transformer, losses in the power lines to the electricity delivery point to the national power system (%)specified in Clause 6 Article 5 hereof;

P_mua:

Retail electricity price during low-demand hours applicable to electricity generation stipulated in the Decision on electricity pricing of the Minister of Industry and Trade (VND/kWh).

Article 7. Methods for determining fixed operation and maintenance cost

1. The fixed operation and maintenance cost FOMC (VND/kWh) refers to a component used to recover annual costs of major repairs, employment costs, and other costs, determined by the following formula:

Where:

TC_FOMC:

Total fixed operation and maintenance cost of BESS determined in accordance with Clause 2 of this Article (VND);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Average electricity yield over multiple years of the power plant determined in accordance with Clause 6 Article 5 of this Circular (kWh).

2. Total fixed operation and maintenance cost TC_FOMC (VND) of the power plant determined using the following formula:

TC_FOMC = SDT x P_B x k_O&M

Where:

SDT:

The BESS’s investment rate determined in accordance with Clause 4 Article 5 hereof (VND/kW);

P_B:

BESS’s installed capacity (kW) specified in Clause 3 of Article 5 hereof;

k_O&M:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 8. Applications, procedures, and approval of electricity generation price bracket

1. Within 15 days from the approval of the feasibility study report on investment of BESS construction and the appraisal of fundamental design, the investors shall provide the feasibility study report on investment of BESS construction and fundamental design to EVN.

2. Before November 1st of each year, EVN shall:

a) Select electricity generation price bracket calculation specifications for BESS;

b) Calculate or hire consulting organizations to calculate the maximum value of BESS electricity generation price bracket specified in Article 3 hereof;

c) Prepare a proposal for approval of electricity generation price bracket specified in Article 9 hereof and submit it to the Electricity Authority for assessment.

3. Within 05 working days from receiving the electricity generation price bracket calculation documents specified in Clause 2 hereof, the Electricity Authority shall assess the adequacy or legitimacy of the submitted documents. If necessary, the electricity authority shall request Vietnam Electricity to amend, supplement, or provide explanation. Within 15 days from receiving the request for amending, supplementing, or providing explanation from the electricity authority under the Ministry of Industry and Trade, EVN shall submit a written explanation as requested.

4. Within 25 days from receiving a satisfactory application, the electricity authority shall evaluate the electricity generation price bracket and submit it to the Ministry of Industry and Trade for approval. In cases where the electricity generation price bracket has not been announced, the electricity generation price bracket of the previous year shall be temporarily applied.

Article 9. Application for approving electricity generation price bracket

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Application form for appraisal and approval of electricity generation price bracket

b) Table of parameters and documents for calculating the electricity generation price bracket as prescribed in Articles 4, 5, 6, 7 and 7 of this Circular;

c) Related documents concerning the parameters used in calculating the maximum price of the electricity generation price bracket.

2. The application shall be prepared in written form, or as a legally valid electronic message in accordance with legal regulations EVN shall send 01 set of application in the form of electronic message and 01 set of application in writing (if necessary) to the electricity authority.

Chapter III

RULES AND METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY SERVICE PRICE OF BATTERY ENERGY STORAGE SYSTEM

Article 10. Rules for developing electricity generation price bracket

1. BESS’s electricity generation price bracket shall be prepared on the basis of:

a) Reasonable and legitimate costs of the investor over the entire economic life of the project;

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. BESS’s electricity service price includes:

a) Capacity price, including average fixed price, fixed operation and maintenance cost, developed using the method specified in Article 11 of this Circular (VND/kW);

b) Energy price calculated based on the cost of purchasing electricity through energy consumption activities to charge BESS and generate electricity, fulfilling other requirements to enhance power quality (if any), developed using the method specified in Article 11 of this Circular (VND/kW.

3. The electricity service price does not include value-added tax and other charges, fees, or payments specified by the competent authority (excluding taxes and fees already included in the electricity service price plan).

4. The electricity generation service price for comparison with the electricity generation price bracket in the base year.

a) The electricity generation service price for comparison with the electricity generation price bracket in the base year (P_C) of shall not exceed the BESS’s electricity generation price bracket set by the Minister of Industry and Trade in the base year. The electricity generation service price for comparison with the electricity generation price bracket in the base year shall be calculated based on the cost components corresponding to those in the electricity generation price bracket, as follows:

Where:

P_CS:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

T_max:

The maximum operating hours converted from design parameters, determined by the following formula:

Where:

t_x:

BESS’s discharge hours in one cycle specified in Clause 6 of Article 5 hereof;

T_BESS:

The minimum number of charge-discharge cycles throughout the BESS’s economic life agreed upon by the seller and buyer or applied according to the written document of the competent authority (if any). In cases where both parties agree, the approved basic design or technical documentation from the equipment manufacturer at the negotiation time (if any) shall serve as the basis.

k_v:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

η_RTB:

The efficiency of BESS’s charge-discharge cycle (%) determined in accordance with Clause 2 Article 11 hereof;

t_td:

BESS’s self-use rate and losses of the step-up transformer, losses in the power lines to the electricity delivery point to the national power system (%)specified in Clause 2 Article 11 hereof;

BESS’s economic life (year) specified under Appendix I attached hereto (year);

P_DNb:

Electricity price in the base year in accordance with Clause 2 Article 11 of this Circular (VND/kW);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 11. Methods for determining capacity price, electricity price in the base year

1. The electricity price in the base year P_CS (VND/kW) is calculated using the formula:

P_CS = FC + FOMC_b

Where:

FC:

Fixed average cost determined in accordance with Article 12 hereof (VND/kWh)

FOMC_b:

Fixed operation and maintenance cost per base year determined in accordance with Article 13 hereof (VND/kWh).

2. The capacity price in the base year P_DNb (VND/kWh), calculated using the formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

η_RTB:

The charge-discharge cycle efficiency of the energy storage battery system (%) agreed upon by the Seller and the Buyer on the basis of the approved feasibility study report (or approved fundamental design) or technical dossiers of equipment manufacturers at the time of negotiation (if any) but not lower than 85%.

t_td:

BESS’s self-use rate and losses of the step-up transformer, losses in the power lines to the electricity delivery point to the national power system (if any) agreed upon by the seller and buyer or according to the written document of the competent authority (%). In cases where both parties agree, the approved basic design or technical documentation from the equipment manufacturer at the negotiation time (if any) not exceeding the value at the approved basic design shall serve as the basis;

P_mua:

Retail electricity price during low-demand hours applicable to generation fields stipulated in Article 6 of this Circular (VND/kWh).

3. BESS’s experimental, trial, and acceptance costs: Payment of experimental, trial, and acceptance costs incurred before the commercial operation date shall be agreed upon by the seller and buyer, ensuring no duplication in the total investment of the approved project.

Article 12. Methods for developing average fixed costs

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. The input parameters used in the calculation of FC includes:

a) Investment cost: The investment cost is determined based on the total valid investment amount at the time of negotiating the electricity generation service price, including all costs under the investment responsibility of the seller to the connection point of BESS to serve the power system needs, improving the reliability and stability of the power system in: BESS, infrastructure, investment costs in the electricity grid to the connection point, and other related costs;

b) Economic life: in accordance with Appendix I attached hereto; If the competent authority issues a written approval for economic life other than that stipulated in this Circular, such approval shall prevail (in years).

c) Installed capacity of BESS (P_BESS) according to the approved design (kW);

d) Depreciation period of each main fixed asset group (years): Determined based on the depreciation period of each main fixed asset group according to the depreciation time limit specified by the relevant regulations in each period or documents issued by the competent authority (if any);

dd) Owner's equity ratio, loan capital, and capital investment distribution in the total investment determined according to the approved investment project decision, actual capital mobilization of BESS at the negotiation time, in compliance with regulations issued by competent authorities. The minimum owner's equity ratio is 15% of the BESS’s total investment.

e) Loan interest rate and debt repayment period during operation: Determined based on the loan agreement, documents, and materials between the investor and the credit institutions, banks.

If the total borrowed capital in the loan agreements or legal documents between the investor and the credit institutions is lower than the total borrowed capital in the electricity price calculation plan, such capital shall be agreed upon by the seller and buyer on the basis of: The minimum debt repayment period is 10 years, and the loan interest rate is:

e1) Interest rate of capital borrowed in foreign currency is determined by 180-day average SOFR (Secured Overnight Financing Rate) of 36 consecutive months from the first day of the nearest March, June, September, or December of the negotiation year, as announced by the Fed (Website: www.newyorkfed.org) plus the average annual loan arbracketment fee charged by the bank, which is 3% per year

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

g) Corporate income tax rate, other taxes and fees: Determined according to relevant regulations.

Article 13. Method for developing fixed operating and maintenance price

The developing fixed operating and maintenance price in the based year FOMC_b (VND/kW) is determined as follows:

Where:

Operation and maintenance cost based on major repair and other costs in the base year, determined as specified in Clause 1 this Article (VND/kW);

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Fixed operation and maintenance cost according to personnel cost per base year determined in accordance with Article 2 hereof (VND/kWh).

1. Operation and maintenance cost based on major repair and other costs in the base year, determined as specified in Clause this Article (VND/kW);

Where:

P_BESS:

Installed capacity of BESS according to the approved design (kW);

TC_scl:

Total major repair and other costs (VND) in the base year are determined as follows:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

VDT_XD+TB:

Total construction and equipment costs determined based on the total investment specified in point a clause 2 of Article 2 hereof (VND);

k_scl:

Ratio of BESS’s major repair and other costs (%) agreed upon by the seller and buyer.

2. Fixed operation and maintenance cost according to personnel cost per base year, determined using the following formula:

Where:

TC_nc:

Total personnel cost (VND) in the base year, determined as follows:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

VDT_XD+TB:

Total construction and equipment costs determined based on the total investment specified in point a clause 2 of Article 2 hereof (VND);

k_nc:

BESS’s Personnel cost ratio (%) agreed upon by the seller and buyer.

Chapter IV

METHODS FOR DETERMINING THE ANNUAL FIXED PRICE OF POWER PURCHASE AGREEMENTS

Article 14. Rules for determining the annual fixed price of power purchase agreements

1. The seller and the buyer have the right to negotiate and apply FC for each year within the contract term. In cases where the seller and the buyer agree to convert FC into fixed prices for each year, the determination of these fixed prices must comply with the rules specified in Clause 2 of this Article.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Discount rate for calculating the fixed price for each year (as agreed by the seller and the buyer) is equal to the BESS’s internal rate of return (IRR).

b) The investor fulfills the obligation to repay debts for investment of construction according to the debt repayment term.

Article 15. Rules for adjusting the annual electricity generation service price in power purchase agreements

1. The components of BESS’s operation and maintenance costs shall be adjusted as following rules:

a) Components for calculating operation and maintenance costs shall be determined based on major repair cost and other costs, with average annual indexation adjusted in accordance with Appendix II attached hereto. The seller and the buyer shall consider and agree on the mechanism to adjust the operation and maintenance costs according to major repair costs and other costs for items originating in foreign currencies (if any);

b) The operation and maintenance costs for personnel costs shall be adjusted based on the CPI index published by the national statistical agency, provided not exceeding 2.5% per year.

2. Annually, based on the total capital borrowed in foreign currency, repayment plan, actual principal repayments, and exchange rate agreed by the seller and the buyer in the electricity generation service price plan, the seller and the buyer shall calculate and agree on the payment plan for the exchange rate difference. The exchange rate differences FED (VND) is calculated according to the following formula:

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Number of foreign currencies in the agreed electricity generation service price plan (type);

Times of actual repayment of foreign currency i in the calculated year (times);

D_i,j:

Actual principal amount of foreign currency repayment of type i in repayment j in the calculated year;

λ_i,j:

Exchange rate at repayment j of foreign currency i in the calculated year;

λ_i,b:

Agreed base exchange rate of foreign currency i by the seller and the buyer of electricity in the electricity generation service price plan (.../VND).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

a) Capacity price for month t, year j shall be determined using the following formula:

P_CS,j,t= FC_j + FOMC_j,t

Where:

FC_j:

Fixed price for year j determined in accordance with Article 14 of this Circular (VND/kW);

FOMC_j,t:

Fixed operation and maintenance cost for month t, year j determined in accordance with Article 2 hereof (VND/kWh).

b) Power price for month t, year j shall be determined using the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

η_RTB:

The efficiency of BESS’s charge-discharge cycle (%) determined in accordance with Clause 2 Article 11 hereof;

t_td:

BESS’s self-use rate and losses of the step-up transformer, losses in the power lines to the electricity delivery point to the national power system (%)specified in Clause 6 Article 5 hereof;

P_mua,j,t:

Electricity purchasing price unit (determined according to the retail electricity price for industrial sectors specified in Decisions on electricity purchasing prices for month t year j as required by the unit operating electricity systems and national electricity markets (VND/kWh).

2. Fixed operation and maintenance cost for month t, year j is determined by the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Where:

Operation and maintenance costs based on major repair and other costs in year j, determined as specified in point a of this Clause (VND/kW);

Fixed operation and maintenance cost according to personnel costs in month t, year j determined in accordance with point b of this Clause (VND/kWh).

a) Operation and maintenance cost based on major repair and other costs are determined by the following formula:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Operating and maintenance cost based on major repair and other costs in the base year, determined as specified in Clause 1 Article 13 of this Circular;

Indexation of operation and maintenance costs based on major repair cost and other costs, in accordance with Appendix II attached hereto;

Payment year sequence counted from the base year (for base year l=1).

b) The operation and maintenance cost, based on personnel cost month t, year j, is determined as follows:

Where:

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Operating and maintenance cost based on personnel cost in the base year, determined as specified in Clause 2 Article 13 of this Circular;

Indexation of operation and maintenance costs based on personnel costs, determined based on the Consumer Price Index (CPI) rate of year (j-1) compared to year (j-2) issued by the national statistical agency in December of year (j-1) but not exceeding 2.5% per year;

Payment year sequence counted from the base year (for base year l = 1, i₁ = 0).

Chapter V

POWER PURCHASE AGREEMENTS

Article 17. Main contents of power purchase agreements

1. Main contents of power purchase agreements specified in Appendix IV attached hereto shall serve as the basis for the seller and the buyer to negotiate and sign. The seller and the buyer have the right to agree and supplement specific provisions on the power purchase agreement that comply with the regulations of Vietnam

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

Article 18. Documents for negotiation of power purchase agreements between the seller and the buyer

1. Draft power purchase agreements include the main contents specified in Appendix IV attached hereto;

2. Approval of investment policy or decision on investment guidelines or investment registration certificate of the project;

3. Decision to approve the investment project for the construction enclosed with explanatory documents and project appraisal reports of independent consulting entities, and supporting documents;

4. Agreement on connecting BESS to the national power system enclosed with the BESS’s connection plan.

5. Loan agreement or documents, materials between the investor and the lenders, plan or actual disbursement of borrowed capital;

6. Calculation documents for power and energy losses of transformers, lines from the step-up transformer to the connection point with the national power system and BESS calculation documents;

7. Electricity purchase price plan determined according to the method specified in Chapter III and Chapter IV hereof;

8. Other relevant documents (if any).

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

IMPLEMENTATION

Article 19. Responsibilities of Electricity Authority

Guide and inspect the implementation of this Circular. When necessary, propose Circular amendments to stay in line with practice and conform to regulations of the law.

Article 20. Responsibilities of units operating electricity systems and electricity markets

1. Calculate and determine the installation demand, power scale of battery energy storage system by region and assess the direction of priority investment areas based on evaluating the mid-term electricity supply capability in compliance with national power development planning, electricity system demand and report to the Ministry of Industry and Trade for considering and supplementing the national power development planning.

2. Develop a plan and schedule to mobilize the capacity of BESS to serve the operation requirements of national power system operation; determine and communicate the operation plan, charging time, discharging time, and other requirements to improve the quality of electricity in the national power system in compliance with the load conditions and balance of power systems.

3. Cooperate with seller, buyer, and other relevant parties in the execution of power purchase agreements, ensuring the fulfillment of other requirements to improve the quality of electricity in national power system in accordance with technical regulations and laws on operations of power systems and electricity markets.

4. Optimize the operation of power systems when conducting standing monitor, mobilize capacity, and perform other functions of BESS.

Article 21. Responsibilities of EVN

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

2. Lead and cooperate with sellers and buyers to calculate and agree on the exchange rate difference payment method in executing power purchase agreements in accordance with this Circular.

Article 22. Responsibilities of Electricity Buyers

1. Lead and cooperate with sellers to calculate and agree on the exchange rate difference payment method in executing power purchase agreements in accordance with this Circular (if any)..

2. Negotiate the power purchase agreement with sellers in accordance with this Circular; take responsibility, ensure the accuracy and legitimacy of documents provided to relevant authorities during inspections (if any)

3. Cooperate with sellers and buyers to calculate and agree on the exchange rate difference payment method in executing power purchase agreements in accordance with this Circular, provide EVN for review.

Article 23. Responsibilities of Electricity Sellers

1. Negotiate the power purchase agreement in accordance with this Circular; take responsibility, ensure the accuracy and legitimacy of documents provided to relevant authorities during inspections (if any)

2. Provide complete information, take responsibility, and ensure the accuracy and legitimacy of data and documents provided to relevant entities and authorities during negotiations.

3. Provide information to buyers and units operating electricity systems and electricity markets about other functions of BESS to improve the quality of electricity in national power system that the BESS has been invested in.

...

Bạn phải đăng nhập tài khoản TVPL Pro để xem được toàn bộ nội dung văn bản Tiếng Anh

5. Pay damages upon failure to meet the requirements for available capacity at the time the system needs to be mobilized according to the regulations in the Appendix on power purchase agreements and agreed upon by the seller and buyer during the contract signing.

Article 24. Price adjustment

Sellers and buyers may re-negotiate the electricity generation service price in power purchase agreements signed in accordance with Clause 4 Article 52 of Law on Electricity No. 61/2024/QH15.

Article 25. Effect

This Circular comes into forces from January 26, 2026./.

PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER

Nguyen Hoang Long

Văn bản được hướng dẫn - [0]

Văn bản được hợp nhất - [0]

Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [0]

Văn bản được dẫn chiếu - [0]

Văn bản được căn cứ - [0]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Thông tư 62/2025/TT-BCT quy định hồ sơ, trình tự, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện và phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Số hiệu:	62/2025/TT-BCT
Loại văn bản:	Thông tư
Lĩnh vực, ngành:	Thương mại,Tài nguyên - Môi trường
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Nguyễn Hoàng Long
Ngày ban hành:	10/12/2025
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày đăng:	Đã biết
Số công báo:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

Văn bản liên quan cùng nội dung - [0]

Văn bản hướng dẫn - [0]

Văn bản hợp nhất - [0]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [0]

[...] Đăng nhập tài khoản TVPL Basic hoặc TVPL Pro để xem toàn bộ lược đồ văn bản

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 62/2025/TT-BCT	Hà Nội, ngày 10 tháng 12 năm 2025

THÔNG TƯ

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực;

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này hướng dẫn chi tiết một số điều của Luật Điện lực số 61/2024/QH15, bao gồm:

2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:

b) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện;

c) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

d) Các tổ chức, cá nhân có liên quan.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Bên bán điện là đơn vị phát điện sở hữu hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

4. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng bên bán điện giao cho bên mua điện.

5. Đơn vị phát điện là đơn vị điện lực sở hữu một hoặc nhiều hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

8. Năm cơ sở là năm tổng mức đầu tư được phê duyệt sử dụng để tính toán giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

Chương II

HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC, PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH, PHÊ DUYỆT KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG

Điều 3. Nguyên tắc xác định khung giá phát điện

1. Khung giá phát điện có phạm vi giữa mức giá tối thiểu (0 đồng/kWh) và mức giá tối đa.

2. Mức giá tối đa là giá phát điện được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này.

Điều 4. Phương pháp xác định giá phát điện

Giá phát điện P_C (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

P_c = P_CĐ + FOMC + P_BĐ

Trong đó:

P_CĐ:	Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kWh);
FOMC:	Giá vận hành và bảo dưỡng cố định được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
P_BĐ:	Giá biến đổi được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 5. Phương pháp xác định giá cố định bình quân

1. Giá cố định bình quân P_CĐ (đồng/kWh) là thành phần để thu hồi chi phí đầu tư, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC:	Chi phí vốn đầu tư xây dựng (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) được quy đổi đều hằng năm được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng);
E_bq:	Điện năng giao nhận bình quân nhiều năm được xác định theo quy định tại khoản 6 Điều này (kWh).

2. Chi phí vốn đầu tư được quy đổi đều hằng năm TC theo công thức sau:

Trong đó:

SĐT:	Suất đầu tư tính toán được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kW);
P_B:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (kW) quy định tại khoản 3 Điều này;
n:	Đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (năm) được quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
i:	Tỷ suất chiết khấu tài chính của hệ thống pin lưu trữ năng lượng tại khoản 5 Điều này (%).

3. Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (P_B) được xác định trên cơ sở Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

a) Suất đầu tư bình quân trên cơ sở báo cáo nghiên cứu khả thi của các hệ thống pin lưu trữ năng lượng được phê duyệt.

5. Tỷ suất chiết khấu tài chính i (%) áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

D:	Tỷ lệ vốn vay trong tổng mức đầu tư quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
E:	Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
n:	Đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này (năm);
n_D:	Thời gian trả nợ vay bình quân được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
r_d:	Lãi suất vốn vay được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (%);
r_e:	Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (%).

a) Lãi suất vốn vay r_d (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ, được xác định theo công thức sau:

r_d = D_F × r_d,F + D_D× r_d,D

Trong đó:

D_F:	Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ trong tổng vốn vay quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
D_D:	Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này (%);
r_d,F:	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 ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm đàm phán 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%/năm;
r_d,D:	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 ngày đầu tiên của tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm xây dựng khung giá của 04 (bốn) ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam 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%/năm.

b) Tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu r_e (%) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

r_e,pt:	Tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%), được xác định là 12%;
t:	Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định hiện hành của Nhà nước (%), đảm bảo dự án được hưởng ưu đãi về thuế thu nhập doanh nghiệp (nếu có).

6. Điện năng giao nhận bình quân năm E_bq (kWh) được xác định như sau:

Trong đó:

P_B:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng quy định tại khoản 3 Điều này;
t_x:	Số giờ xả trong một chu kỳ của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
T_sx:	Số chu kỳ sạc - xả tối thiểu trong toàn bộ đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng, được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
k_v:	Tỷ lệ suy hao dung lượng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính bình quân theo năm cho toàn bộ đời sống kinh tế (%/năm) được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
η_RT:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này;
t_tt:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ năng lượng, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) được xác định trên cơ sở báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt hoặc tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);
n:	Đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này (năm).

Điều 6. Phương pháp xác định giá biến đổi

Giá biến đổi P_BĐ (đồng/kWh) là thành phần để thu hồi chi phí sạc điện, được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

η_RT:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này;
t_tt:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (%) được quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này;
P_mua:	Đơn giá bán lẻ điện giờ thấp điểm áp dụng cho các ngành sản xuất quy định tại Quyết định quy định về giá bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành (đồng/kWh).

Điều 7. Phương pháp xác định giá vận hành bảo dưỡng cố định

Trong đó:

TC_FOMC:	Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng);
E_bq:	Điện năng giao nhận bình quân nhiều năm của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này (kWh).

2. Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định TC_FOMC (đồng) của nhà máy điện được xác định theo công thức sau:

TC_FOMC = SĐT x P_B x k_O&M

Trong đó:

SĐT:	Suất đầu tư của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều 5 Thông tư này (đồng/kW);
P_B:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (kW) quy định tại khoản 3 Điều 5 Thông tư này;
k_O&M:	Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định trong suất đầu tư được xác định trên cơ sở báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt hoặc tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn (%).

Điều 8. Trình tự, thủ tục phê duyệt khung giá phát điện

2. Trước ngày 01 tháng 11 hằng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:

a) Lựa chọn thông số tính toán khung giá phát điện cho hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

c) Lập hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện theo quy định tại Điều 9 Thông tư này, trình Cục Điện lực thẩm định.

Điều 9. Hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện

1. Hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện bao gồm:

a) Tờ trình đề nghị thẩm định và phê duyệt khung giá phát điện;

b) Bảng thông số và các tài liệu tính toán khung giá phát điện theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6, Điều 7 Thông tư này;

c) Các tài liệu liên quan đến các thông số tính toán mức giá tối đa của khung giá phát điện.

Chương III

NGUYÊN TẮC VÀ PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ DỊCH VỤ PHÁT ĐIỆN CỦA HỆ THỐNG PIN LƯU TRỮ NĂNG LƯỢNG

Điều 10. Nguyên tắc xác định giá dịch vụ phát điện

1. Giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được xây dựng trên cơ sở:

a) Các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ của chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế dự án;

b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.

2. Giá dịch vụ phát điện của hệ thống pin lưu trữ năng lượng bao gồm các thành phần sau:

4. Giá dịch vụ phát điện để so với khung giá phát điện năm cơ sở

Trong đó:

P_CS:

Giá công suất quy định tại khoản 1 Điều 11 Thông tư này (đồng/kW);

T_max:

Số giờ vận hành công suất cực đại quy đổi từ thông số thiết kế được xác định theo công thức sau:

Trong đó:
t_x:	Số giờ xả trong một chu kỳ của hệ thống pin lưu trữ năng lượng quy định tại khoản 6 Điều 5 Thông tư này;
T_BESS:	Số chu kỳ sạc - xả tối thiểu trong toàn bộ đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có). Trường hợp do hai bên thỏa thuận thì căn cứ theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có);
k_VB:	Tỷ lệ suy hao dung lượng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính bình quân theo năm cho toàn bộ đời sống kinh tế (%/năm) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở hồ sơ báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt (hoặc thiết kế cơ sở được thẩm định) hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không cao hơn 2%/năm;
η_RTB:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả của hệ thống pin tích trữ năng lượng (%) quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này;
t_td:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này;
n:	Đời sống kinh tế của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này.

P_ĐNb:

Giá điện năng năm cơ sở quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 11. Phương pháp xác định giá công suất, giá điện năng năm cơ sở

1. Giá công suất năm cơ sở P_CS (đồng/kW), được xác định theo công thức như sau:

P_CS = FC + FOMC_b

Trong đó:

FC:	Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này (đồng/kW);
FOMC_b:	Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 13 Thông tư này (đồng/kW).

2. Giá điện năng năm cơ sở P_ĐNb (đồng/kWh), được xác định theo công thức như sau:

Trong đó:

η_RTB:	Hiệu suất chu kỳ sạc - xả của hệ thống pin tích trữ năng lượng (%) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận trên cơ sở hồ sơ báo cáo nghiên cứu khả thi được phê duyệt (hoặc thiết kế cơ sở được thẩm định) hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không được thấp hơn 85%;
t_td:	Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của hệ thống pin lưu trữ, tổn thất đường dây đến điểm giao nhận điện với hệ thống điện quốc gia (nếu có) do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận hoặc áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền (nếu có) (%). Trường hợp do hai bên thỏa thuận thì căn cứ theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị tại thời điểm đàm phán (nếu có) nhưng không vượt quá giá trị tại thiết kế cơ sở được duyệt;
P_mua:	Đơn giá bán lẻ điện giờ thấp điểm áp dụng cho các ngành sản xuất quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).

Điều 12. Phương pháp xây dựng giá cố định bình quân

2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán FC

c) Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng (P_BESS) theo thiết kế được duyệt (kW);

g) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.

Điều 13. Phương pháp xây dựng giá vận hành và bảo dưỡng cố định

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở FOMC_b(đồng/kW) được xác định như sau:

Trong đó:

	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kW);
	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kW).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm cơ sở (đồng/kW) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

P_BESS:	Công suất lắp đặt của hệ thống pin lưu trữ năng lượng theo thiết kế được duyệt (kW);
TC_scl:	Tổng chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác (đồng) tại năm cơ sở được xác định như sau:

Trong đó:

VĐT_XD+TB:	Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 12 Thông tư này (đồng);
k_scl:	Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác(%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở (đồng/kW) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC_nc:

Tổng chi phí nhân công (đồng) tại năm cơ sở được xác định như sau:

TC_nc = VĐT_XD+TBx k_nc

Trong đó:

VĐT_XD+TB:	Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 12 Thông tư này (đồng);
k_nc:	Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng do bên bán điện và bên mua điện thỏa thuận.

Chương IV

PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 14. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện

b) Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản vay cho đầu tư xây dựng hệ thống pin lưu trữ năng lượng theo thời hạn hoàn trả vốn vay.

Điều 15. Nguyên tắc điều chỉnh giá dịch vụ phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện

1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:

Trong đó:

m:	Số loại ngoại tệ trong phương án giá dịch vụ phát điện bên bán điện và bên mua điện thống nhất (loại);
n:	Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);
D_i,j:	Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;
λ_i,j:	Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán;
λ_i,b:	Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i bên bán điện và bên mua điện thống nhất trong phương án giá dịch vụ phát điện (.../đồng).

Điều 16. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện tại thời điểm thanh toán

a) Giá công suất tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

P_CS,j,t= FC_j + FOMC_j,t

Trong đó:

FC_j:	Giá cố định năm j được xác định theo quy định tại Điều 14 Thông tư này (đồng/kW);
FOMC_j,t:	Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kW).

b) Giá điện năng tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

η_RTB:

Hiệu suất chu kỳ sạc - xả (%) của hệ thống pin lưu trữ năng lượng quy định tại điểm khoản 2 Điều 11 Thông tư này (%);

t_td:

P_mua,j,t:

2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác năm j, được xác định theo quy định tại điểm a khoản này (đồng/kW);
	:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j, được xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng/kW).

a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 13 Thông tư này;
i:	Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;
l:	Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l=1).

b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định như sau:

Trong đó:

:	Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 13 Thông tư này;
	Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do cơ quan thống kê quốc gia ban hành trong tháng 12 năm (j-1) nhưng không vượt quá 2,5%/năm;
l:	Số thứ tự năm thanh toán tính từ năm cơ sở (đối với năm cơ sở l = 1, i₁ = 0).

Chương V

HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Điều 17. Nội dung chính hợp đồng mua bán điện

Điều 18. Tài liệu phục vụ đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa bên bán điện và bên mua điện

1. Dự thảo hợp đồng mua bán điện theo các nội dung chính quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này;

2. Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc quyết định chủ trương đầu tư hoặc giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;

4. Thỏa thuận đấu nối hệ thống pin lưu trữ năng lượng vào hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng;

5. Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu giữa chủ đầu tư và các bên cho vay, kế hoạch hoặc thực tế giải ngân các nguồn vốn vay;

7. Phương án giá bán điện được xác định theo phương pháp quy định tại Chương III và Chương IV Thông tư này;

8. Các tài liệu liên quan khác (nếu có).

Chương VI

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 19. Trách nhiệm của Cục Điện lực

Điều 20. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện

4. Vận hành tối ưu hệ thống điện khi thực hiện điều độ, huy động công suất và thực hiện các chức năng khác của hệ thống pin lưu trữ năng lượng.

Điều 21. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam

1. Có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện hằng năm theo quy định tại Điều 9 Thông tư này.

Điều 22. Trách nhiệm của bên mua điện

Điều 23. Trách nhiệm của bên bán điện

Điều 24. Điều chỉnh giá dịch vụ phát điện

Điều 25. Hiệu lực thi hành

Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 26 tháng 01 năm 2026./.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Nguyễn Hoàng Long

PHỤ LỤC I

TT	Hạng mục	Ký hiệu	Thông số
I	Đời sống kinh tế	n	15 năm
II	Thông số kỹ thuật
1	Thời gian xả thiết kế trong một chu kỳ	t_x	2 giờ
2	Số chu kỳ xạc xả tối thiểu trong toàn bộ đời sống kinh tế	T_sx	8000
3	Tỷ lệ suy hao dung lượng của hệ thống pin lưu trữ năng lượng được tính bình quân theo năm cho toàn bộ đời sống kinh tế	k_v	2%/năm
4	Hiệu suất chu trình sạc - xả	ƞ_RT	85%
III	Tỷ lệ các nguồn vốn trong tổng vốn đầu tư
1	Tỷ lệ vốn vay	D	70%
2	Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu	E	30%
3	Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ	D_F	80%
4	Tỷ lệ vốn vay nội tệ	D_D	20%
IV	Thời gian trả nợ bình quân	n_D	10 năm

PHỤ LỤC II

TT	Hạng mục	Thông số
I	Đời sống kinh tế	15 năm
II	Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%/năm)	2,5%/năm

PHỤ LỤC III

Biểu 1 - Dự toán kết quả kinh doanh

Đơn vị tính:……………….

STT	Nội dung	Năm N	Năm N+1	Năm N+2	…	Tổng cộng
I	Tổng thu nhập
1	Doanh thu từ bán điện
2	Lợi ích khác thu được từ hệ thống pin lưu trữ năng lượng (nếu có)
3	Trợ giá (nếu có)
II	Tổng chi phí
1	Chi phí khấu hao tài sản cố định
2	Chi phí vận hành và bảo dưỡng
3	Chi phí khác (nếu có)
4	Chi phí lãi vay
III	Lợi nhuận trước thuế (I)-(II)
IV	Thuế thu nhập doanh nghiệp
V	Lợi nhuận sau thuế (III)-(IV)

Ghi chú: Doanh thu từ bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng và các loại thuế phí khác (nếu có). Biểu 01 lập từ năm bắt đầu có thu nhập.

Biểu 2 - Dòng tích lũy tài chính và các chỉ tiêu tài chính

Đơn vị tính: …………………..

STT	Nội dung	…	Năm N-1	Năm N	Năm N+1	…	Tổng cộng
I	Nguồn
1	Doanh thu từ bán điện
2	Lợi ích khác thu được từ hệ thống pin lưu trữ năng lượng (nếu có)
3	Trợ giá (nếu có)
4	Giá trị còn lại của Tài sản cố định (tính vào năm cuối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng)
5	Giá trị thu hồi vốn lưu động (tính vào năm cuối của hệ thống pin lưu trữ năng lượng)
II	Sử dụng
1	Vốn chủ sở hữu, vốn vay (phân bổ theo tiến độ hệ thống pin lưu trữ năng lượng)
2	Chi phí khác (nếu có)
3	Trả gốc vay
4	Chi phí lãi vay
5	Thuế thu nhập doanh nghiệp
III	Tích lũy tài chính (I)-(II)
IV	Tích lũy tài chính chiết khấu
V	Tích lũy tài chính chiết khấu lũy kế