Thông tư 46/2025/TT-BCT Sửa đổi bổ sung Thông tư 04, 05, 06/2025/TT-BCT về cung cấp và vận hành điện

Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 04/2025/TT-BCT ngày
01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định trình
tự ngừng, giảm mức cung cấp điện, Thông tư số 05/2025/TT-BCT
ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và
Thông tư số 06/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý
sự cố, khởi động đèn và khôi phục hệ thống điện quốc gia

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 sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 04/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện, Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng và Thông tư số 06/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định điều độ, vận hành, thao tác, xử lý sự cố, khởi động đèn và khôi phục hệ thống điện quốc gia.

1. Sửa đổi khoản 6 Điều 3 như sau:

“6. Đơn vị phân phối điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phân phối, bao gồm:

a) Tổng công ty Điện lực trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt

b) Công ty Điện lực tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương (sau đây viết tắt là Công ty Điện lực cấp tỉnh) trực thuộc Tổng công ty Điện lực.”.

2. Bổ sung khoản 13 Điều 3 như sau:

“ 13. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh là Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương.”.

3. Bổ sung khoản 6 Điều 8 như sau:

“6. Bên bán điện và Bên mua điện có trách nhiệm thỏa thuận chi phí liên quan trực tiếp của Bên bán điện cho 01 (một) lần ngừng, cấp điện trở lại đối với các trường hợp ngừng cấp điện tại khoản 2, khoản 3 Điều 5 Thông tư này. Tổ chức, cá nhân yêu cầu bên bán điện ngừng cấp điện có trách nhiệm thanh toán cho Bên bán điện chi phí này.”.

4. Sửa đổi điểm a và điểm b khoản 4 Điều 10 như sau:

“a) Thanh toán đầy đủ tiền điện cho bên bán điện đối với trường hợp ngừng cấp điện theo quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này và chi phí liên quan cho một lần ngừng, cấp điện trở lại do hai bên thỏa thuận;

b) Bên mua điện đã thực hiện đầy đủ quyết định xử lý vi phạm hành chính của cơ quan nhà nước có thẩm quyền, đã chấm dứt hành vi vi phạm, đã tiến hành khắc phục hậu quả do hành vi vi phạm gây ra với trường hợp ngừng cấp điện theo quy định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này và thanh toán cho bên bán điện chi phí liên quan cho 01 (một) lần ngừng, cấp điện trở lại do hai bên thỏa thuận;”.

5. Sửa đổi khoản 1 Điều 11 như sau:

“1. Trước ngày 15 hằng tháng, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh, Công ty Điện lực cấp tỉnh và các Đơn vị phân phối, Đơn vị bán lẻ điện được cấp giấy phép hoạt động điện lực có tổng quy mô công suất lắp đặt của các trạm biến áp từ 03 MVA trở lên có trách nhiệm tổng hợp, báo cáo bằng văn bản gửi qua dịch vụ bưu chính hoặc hệ thống thư điện tử đến Ủy ban nhân dân cấp tỉnh kết quả thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện tháng trước liền kề trong phạm vi quản lý. Báo cáo bao gồm:

a) Báo cáo tổng hợp thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện hằng tháng theo mẫu quy định tại Phụ lục II ban hành kèm theo Thông tư này;

b) Báo cáo chi tiết thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện hằng tháng theo mẫu quy định tại Phụ lục III ban hành kèm theo Thông tư này.”.

6. Sửa đổi điểm b khoản 2 Điều 12 như sau:

“b) Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh, Công ty Điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm báo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh bằng thư điện tử (email) hoặc fax ngay sau khi xảy ra sự cố và bằng văn bản trong thời hạn 36 giờ kể từ thời điểm xảy ra sự cố.”.

7. Sửa đổi khoản 3 Điều 12 như sau:

“3. Bên bán điện có trách nhiệm báo cáo việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện bằng văn bản qua dịch vụ bưu chính hoặc hệ thống thư điện tử khi có yêu cầu của Bộ Công Thương hoặc Ủy ban nhân dân cấp tỉnh.”.

8. Sửa đổi Điều 13 như sau:

“Điều 13. Chế độ báo cáo của Công ty điện lực cấp tỉnh trong trường hợp thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện do thiếu nguồn điện

a) Trước 11h00 ngày thứ Sáu tuần W, Công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm báo cáo Tổng công ty Điện lực miền, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh tình hình cung cấp điện tại địa phương từ ngày thứ Sáu tuần W-1 đến ngày thứ Năm tuần W.

b) Báo cáo tuần của Công ty điện lực cấp tỉnh thực hiện theo Biểu mẫu báo cáo tuần về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này.

Trước ngày 05 hàng tháng, Công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm báo cáo Tổng công ty Điện lực miền, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh tình hình cung cấp và tiết giảm điện tại địa phương của tháng liền trước theo Biểu mẫu báo cáo tháng về tình hình cung cấp điện và tiết giảm điện quy định tại Phụ lục IV ban hành kèm theo Thông tư này và bao gồm các nội dung sau:

a) Sản lượng điện, công suất cực đại phân bổ và thực hiện của Công ty điện lực cấp tỉnh trong tháng;

b) Ước tính sản lượng điện, công suất phụ tải bị tiết giảm trong tháng;

c) Thực hiện phân bổ sản lượng điện, công suất tiết giảm cho các khách hàng sử dụng điện lớn và các khách hàng còn lại trên địa bàn tỉnh;

d) Phân tích, làm rõ nguyên nhân trong trường hợp việc thực hiện cung cấp điện thực tế khác với kế hoạch cung cấp điện tháng đã được Ủy ban nhân dân cấp tỉnh phê duyệt.”.

9. Sửa đổi điểm a khoản 1 Điều 14 như sau:

“a) Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội có trách nhiệm báo cáo Ủy ban nhân dân thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm báo cáo Ủy ban nhân dân thành phố Hồ Chí Minh tình hình cung cấp điện tại địa phương theo quy định tại khoản 1 Điều 13 Thông tư này;”.

10. Sửa đổi điểm a khoản 2 Điều 14 như sau:

“a) Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội có trách nhiệm báo cáo Ủy ban nhân dân thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh có trách nhiệm báo cáo Ủy ban nhân dân thành phố Hồ Chí Minh tình hình cung cấp điện tại địa phương theo quy định tại khoản 2 Điều 13 Thông tư này;”.

11. Sửa đổi điểm b khoản 1 Điều 16 như sau:

“b) Giám sát công tác tiết giảm điện của các công ty điện lực cấp tỉnh, đảm bảo việc tiết giảm điện tuân thủ các nguyên tắc quy định tại Điều 6 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.”.

12. Sửa đổi điểm b khoản 2 Điều 16 như sau:

“b) Giám sát công tác cung cấp điện của các Tổng công ty Điện lực và các công ty điện lực cấp tỉnh, đảm bảo việc tiết giảm điện tuân thủ các nguyên tắc quy định tại Điều 6 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này.”.

13. Sửa đổi khoản 3 Điều 16 như sau:

“3. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm:

a) Hằng năm, căn cứ vào tầm quan trọng về chính trị, xã hội, an ninh và quốc phòng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh chủ trì và phối hợp với Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh, Công ty Điện lực cấp tỉnh phê duyệt danh sách khách hàng thuộc diện ưu tiên cấp điện khi bên bán điện thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện trong hệ thống điện;

b) Giám sát việc thực hiện ngừng, giảm mức cung cấp điện của Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh, Công ty Điện lực cấp tỉnh, Đơn vị phân phối và Đơn vị bán lẻ điện tại địa phương theo quy định tại Thông tư này;

c) Giám sát việc cung cấp điện của đơn vị điện lực tại địa phương theo sản lượng điện, công suất được phân bổ khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện;

d) Giám sát công tác cung cấp điện tại địa phương theo phương án được duyệt và các nguyên tắc tiết giảm điện quy định tại Điều 6 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư này khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện;

đ) Giám sát việc sử dụng điện của các khách hàng sử dụng điện có biểu đồ phụ tải điện đã thỏa thuận với công ty điện lực cấp tỉnh tại địa phương khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện.”.

14. Bổ sung khoản 3 Điều 17 như sau:

“3. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm phối hợp với bên bán điện thực hiện việc ngừng, giảm và cấp điện trở lại theo quy định tại Thông tư này.”.

15. Sửa đổi khoản 1 Điều 18 như sau:

“1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 02 năm 2025. Thông tư số 34/2011/TT-BCT ngày 07 tháng 9 năm 2011 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về việc lập và thực hiện kế hoạch cung cấp điện khi hệ thống điện quốc gia thiếu nguồn điện, Thông tư số 22/2020/TT-BCT ngày 09 tháng 9 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định điều kiện, trình tự ngừng, giảm mức cung cấp điện, Thông tư số 23/2020/TT-BCT ngày 09 tháng 9 năm 2020 quy định phương pháp xác định và mức chi phí ngừng, cấp điện trở lại hết hiệu lực thi hành từ ngày Thông tư này có hiệu lực.”.

16. Sửa đổi khoản 5 Điều 8 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư như sau:

“5. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm phê duyệt và công bố phương án cung cấp điện tại địa phương năm tới trước ngày 15 tháng 12 hàng năm,”.

17; Sửa đổi khoản 5 Điều 10 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư như sau:

“5. Ủy ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm phê duyệt và công bố phương án cung cấp điện tại địa phương trong tháng tới.”.

18. Sửa đổi khoản 2 và khoản 3 Điều 11 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư như sau:

“2. Trường hợp hệ thống điện quốc gia thiếu điện năng, trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, căn cứ phương án phân bổ sản lượng điện của Tổng công ty Điện lực miền, công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm hoàn thành phương án cung cấp điện cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh phương án cung cấp điện tuần W+1 nếu cần thiết, báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh để theo dõi và giám sát thực hiện.

19. Sửa đổi khoản 2 Điều 13 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư như sau:

“2. Trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty điện lực cấp tỉnh có trách nhiệm hoàn thành phương án tiết giảm công suất tại địa phương cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh phương án tiết giảm công suất tuần W+1 theo nguyên tắc quy định tại Điều 6 Phụ lục này và báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh để theo dõi và giám sát thực hiện.”.

20. Sửa đổi khoản 4 Điều 14 Phụ lục I ban hành kèm theo Thông tư như sau;

“4. Trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, Tổng công ty điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh và các công ty điện lực cấp tỉnh trong khu vực thiếu công suất cục bộ có trách nhiệm hoàn thành phương án tiết giảm công suất tại địa phương cho tuần W+2 và cập nhật, điều chỉnh phương án tiết giảm công suất tuần W+1 theo nguyên tắc quy định tại Điều 6 Phụ lục này và báo cáo Ủy ban nhân dân cấp tỉnh để theo dõi và giám sát thực hiện.”.

1. Sửa đổi khoản 9 Điều 26 như sau:

“9. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành hướng dẫn phạm vi, cách bố trí và yêu cầu kỹ thuật đối với các thiết bị rơ le bảo vệ cho tổ máy phát điện, máy biến áp, thanh cái, thiết bị bù và đường dây đấu nối vào lưới điện truyền tải, lấy ý kiến của đơn vị truyền tải điện và các đơn vị có liên quan, báo cáo Bộ Công Thương trước khi áp dụng.”.

2. Bổ sung khoản 8 Điều 27 như sau:

“8. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm tổ chức xây dựng và ban hành hướng dẫn phạm vi, cách bố trí và yêu cầu kỹ thuật đối với các thiết bị rơ le bảo vệ cho tổ máy phát điện, máy biến áp, thanh cái, thiết bị bù và đường dây đấu nối vào lưới điện phân phối, lấy ý kiến của các đơn vị điều độ phân phối và các đơn vị có liên quan, báo cáo Bộ Công Thương trước khi áp dụng.”.

3. Sửa đổi khoản 1 và khoản 2 Điều 30 như sau:

“1. Trạm điện có cấp điện áp từ 110 kV trở lên, nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 10 MW trở lên (không phân biệt cấp điện áp đấu nối) và nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải chưa kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU và thiết lập hai kết nối độc lập về mặt vật lý với hệ thống SCADA của cấp điều độ có quyền điều khiển.

4. Sửa đổi khoản 8 Điều 41 như sau:

“8. Nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời có tổng công suất từ 10 MW đến 30 MW và đấu nối vào cấp điện áp từ 110 kV trở lên phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống AGC của cấp điều độ có quyền điều khiển phục vụ điều khiển từ xa công suất nhà máy theo lệnh điều độ của cấp điều độ có quyền điều khiển.”.

5. Sửa đổi khoản 8 Điều 42 như sau:

“8. Chủ đầu tư nguồn điện mặt trời, điện gió có công suất từ 100 kW đến 01 MW và lựa chọn bán điện dư vào hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phân phối điện về trang thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển của cấp điều độ phân phối. Trường hợp không bán điện dư vào hệ thống điện quốc gia, chủ đầu tư nguồn điện mặt trời, điện gió có công suất từ 100 kW đến 01 MW có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phân phối điện về trang thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát của cấp điều độ phân phối.”.

6. Bổ sung khoản 9 Điều 43 như sau:

“9. Chủ đầu tư hệ thống điện mặt trời có công suất từ 100 kW trở lên và lựa chọn bán điện dư vào hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phân phối điện về trang thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát, điều khiển của cấp điều độ phân phối. Trường hợp không bán điện dư vào hệ thống điện quốc gia, chủ đầu tư hệ thống điện mặt trời có công suất từ 100 kW trở lên có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất với Đơn vị phân phối điện về trang thiết bị, phương tiện kết nối với hệ thống thu thập, giám sát của cấp điều độ phân phối.”.

7. Sửa đổi khoản 14 Điều 44 như sau:

“14. 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 phải đầu tư các trang thiết bị, hệ thống điều khiển, tự động đảm bảo kết nối ổn định, tin cậy và bảo mật với hệ thống điều khiển công suất tổ máy (AGC) của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia phục vụ điều khiển xa công suất phát theo lệnh điều độ của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia.”.

8. Sửa đổi điểm a khoản 1 Điều 51 như sau:

a) Các tài liệu xác nhận công trình đủ các thủ tục về pháp lý và kỹ thuật:

- Văn bản xác nhận của chủ đầu tư khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành và yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;

- Văn bản thông báo về việc chính thức chấp thuận đóng điện của đơn vị truyền tải điện;

- Biên bản nghiệm thu lắp đặt Hệ thống đo đếm điện năng đủ điều kiện để phục vụ công tác đóng điện chạy thử, nghiệm thu đã chốt chỉ số các công tơ giao nhận điện năng;

- Hợp đồng mua bán điện đã ký hoặc thỏa thuận về mua bán, giao nhận điện trừ các nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh.”.

9. Sửa đổi điểm d khoản 1 Điều 52 như sau:

“d) Thử nghiệm kết nối AGC.”.

10. Sửa đổi điểm d khoản 2 Điều 52 như sau:

“d) Thử nghiệm kết nối AGC.”.

11. Sửa đổi khoản 3 Điều 52 như sau:.

“3. Ngoài các thử nghiệm quy định tại khoản 1, khoản 2 Điều này, khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thực hiện các thử nghiệm kết nối SCADA, FRS/PQ/PMU trước thời điểm đóng điện phù hợp với phạm vi tại Điều 51 và các thử nghiệm khác để đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đã thỏa thuận thống nhất trong Thỏa thuận đấu nối và Hợp đồng mua bán điện.”.

12. Sửa đổi khoản 10 Điều 52 như sau:

“10. Khách hàng có nhu cầu đấu nối lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối chỉ được chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thử nghiệm, chạy thử, nghiệm thu đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định tại Thông tư này. Trường hợp hạng mục công trình, công trình được cơ quan nhà nước có thẩm quyền kiểm tra công tác nghiệm thu thì phải có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu hoàn thành hạng mục công trình, công trình. Khách hàng có nhu cầu đấu nối có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị truyền tải điện và cấp điều độ có quyền điều khiển thời điểm đưa công trình vào vận hành chính thức. Đối với các thử nghiệm chưa thực hiện được do nguồn năng lượng sơ cấp không sẵn sàng quy định tại các điểm a, b, c, d và điểm đ khoản 2 Điều này, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải hoàn thiện trong thời gian tối đa không quá thời hạn 01 năm kể từ ngày hòa lưới lần đầu.”.

13. Sửa đổi khoản 8 Điều 53 như sau:

“8. Đối với các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện truyền tải, đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện kiểm tra, thử nghiệm lại đối với hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc của tổ máy phát khi thay thế, nâng cấp các hệ thống kích từ, điều tốc. Sau khi hoàn thành thử nghiệm, phải thông báo bằng văn bản cho bên có liên quan về kết quả thử nghiệm, các đánh giá và yêu cầu, kiến nghị cần thiết. Cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra và gửi văn bản về việc xác nhận kết quả thử nghiệm đáp ứng hoặc không đáp ứng các yêu cầu về vận hành và điều độ theo quy định. Trong trường hợp có hạng mục không đáp ứng yêu cầu theo quy định, cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo trong văn bản các hạng mục không đạt yêu cầu để đối tác thực hiện cài đặt, hiệu chỉnh và thử nghiệm lại.”.

14. Sửa đổi điểm a khoản 1 Điều 59 như sau:

“a) Các tài liệu pháp lý và kỹ thuật:

- Văn bản xác nhận và cam kết của Khách hàng có nhu cầu đấu nối khẳng định các thiết bị trong phạm vi đóng điện đã được thử nghiệm, kiểm tra đáp ứng các yêu cầu vận hành, yêu cầu kỹ thuật tại điểm đấu nối và tuân thủ đầy đủ quy định pháp luật;

- Văn bản thông báo về việc chính thức chấp thuận đóng điện của đơn vị phân phối điện;

- Biên bản nghiệm thu lắp đặt Hệ thống đo đếm điện năng đủ điều kiện để phục vụ công tác đóng điện chạy thử, nghiệm thu, đã chốt chỉ số công tơ giao nhận điện năng;

- Hợp đồng mua bán điện đã ký hoặc thỏa thuận về mua bán, giao nhận điện trừ các nhà máy điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh.”.

15. Sửa đổi điểm d khoản 1 Điều 60 như sau:

“d) Khách hàng có nhu cầu đấu nối lưới điện, nhà máy điện và các thiết bị điện sau điểm đấu nối chính thức đưa vào vận hành sau khi đã có đầy đủ biên bản thử nghiệm, chạy thử, nghiệm thu đáp ứng đầy đủ các yêu cầu quy định tại Thông tư này. Trường hợp hạng mục công trình, công trình được cơ quan nhà nước có thẩm quyền kiểm tra công tác nghiệm thu thì phải có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu hoàn thành hạng mục công trình, công trình. Khách hàng đề nghị đấu nối có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị phân phối điện và cấp điều độ có quyền điều khiển thời điểm đưa công trình vào vận hành chính thức.”.

16. Bổ sung khoản 3 và khoản 4 Điều 60 như sau:

“3. Các nhà máy điện đấu nối vào lưới điện phân phối trung áp trở lên cần phải thực hiện các thử nghiệm tối thiểu theo quy định tại Điều 52 Thông tư này, trừ các thử nghiệm các hệ thống mà Thông tư này không bắt buộc và nhà máy không trang bị. Trường hợp các thử nghiệm chưa thực hiện được do nguồn năng lượng sơ cấp không sẵn sàng, khách hàng có nhu cầu đấu nối phải hoàn thiện trong thời gian tối đa không quá thời hạn 01 năm kể từ ngày hòa lưới lần đầu. Đối với những hệ thống có tại nhà máy điện nhưng Thông tư không bắt buộc phải trang bị, nhà máy điện thỏa thuận với cấp điều độ có quyền điều khiển để thực hiện thử nghiệm.

17. Bổ sung khoản 7 Điều 61 như sau:

“7. Đối với các nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt lớn hơn 30 MW đấu nối vào lưới điện phân phối, đơn vị phát điện có trách nhiệm thực hiện kiểm tra, thử nghiệm lại đối với hệ thống kích từ, hệ thống điều tốc của tổ máy phát khi thay thế, nâng cấp các hệ thống kích từ, điều tốc. Sau khi hoàn thành thử nghiệm, phải thông báo bằng văn bản cho bên có liên quan về kết quả thử nghiệm, các đánh giá và yêu cầu, kiến nghị cần thiết, cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm kiểm tra và gửi văn bản về việc xác nhận kết quả thử nghiệm đáp ứng hoặc không đáp ứng các yêu cầu về vận hành và điều độ theo quy định. Trong trường hợp có hạng mục không đáp ứng yêu cầu theo quy định, cấp điều độ có quyền điều khiển thông báo trong văn bản các hạng mục không đạt yêu cầu để đối tác thực hiện cài đặt, hiệu chỉnh và thử nghiệm lại.”.

18. Sửa đổi khoản 1 Điều 78 như sau:

“1. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm tính toán, xác định giới hạn vận hành ổn định của hệ thống điện. Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phân phối điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải phải cung cấp thông tin theo yêu cầu của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia phục vụ cho việc nghiên cứu đánh giá ổn định hệ thống điện.”.

19. Sửa đổi điểm b và điểm c khoản 1 Điều 100 như sau:

“b) Bản sao hoặc bản ký sổ của Giấy chứng nhận kiểm định đối với CT, VT, công tơ đo đếm của Đơn vị thử nghiệm, kiểm định trong trường hợp sử dụng với dấu kiểm định kiểu 1;

c) Bản sao Biên bản thử nghiệm (bao gồm kết quả sai số) đối với CT, VT và công tơ đo đếm của Đơn vị thử nghiệm, kiểm định;”.

20. Sửa đổi khoản 1 Điều 119 như sau:

“1. Hồ sơ kỹ thuật

a) Bản sao Giấy chứng nhận kiểm định đối với CT, VT và công tơ đo đếm của Đơn vị thử nghiệm, kiểm định;

b) Bản sao Quyết định phê duyệt mẫu đối với công tơ đo đếm, CT, VT (nếu có);

c) Bản sao Biên bản thử nghiệm đối với CT, VT và công tơ đo đếm của Đơn vị thử nghiệm, kiểm định;

d) Biên bản kiểm tra, thử nghiệm tổng mạch nhị thứ của Hệ thống đo đếm của Đơn vị thử nghiệm, kiểm định;

đ) Biên bản cài đặt thông số của công tơ đo đếm.”.

21. Sửa đổi khoản 1 và khoản 2 Điều 120 như sau:

“1. Sau khi hoàn thành việc lắp đặt Hệ thống đo đếm và Hệ thống thu thập số liệu đo đếm, chậm nhất 14 ngày trước ngày dự kiến thực hiện nghiệm thu, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm gửi văn bản đề nghị tiến hành nghiệm thu kèm 01 (một) bộ hồ sơ phục vụ nghiệm thu cho Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện và các Đơn vị giao nhận điện liên quan. Thành phần hồ sơ gồm các hạng mục quy định tại điểm a, b, c khoản 1 và tại khoản 2, khoản 3 Điều 119 Thông tư này. Đối với các hạng mục quy định tại điểm d, đ khoản 1 Điều 119 Thông tư này, Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm có trách nhiệm gửi các bên tham gia nghiệm thu trước thời điểm hoàn thành công tác nghiệm thu.

a) Trường hợp hồ sơ hợp lệ theo quy định và đảm bảo điều kiện để tiến hành nghiệm thu, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi văn bản cho các đơn vị tham gia nghiệm thu để thống nhất kế hoạch nghiệm thu;

b) Trường hợp hồ sơ chưa đủ điều kiện nghiệm thu, Công ty Mua bán điện hoặc Đơn vị phân phối điện có trách nhiệm gửi văn bản yêu cầu Đơn vị đầu tư hệ thống đo đếm bổ sung và thông báo cho các đơn vị tham gia nghiệm thu.”.

22. Sửa đổi điểm b khoản 3 Điều 131 như sau:

“b) Sau khi xác định được nguyên nhân và đưa ra biện pháp khắc phục sự cố, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm khắc phục sự cố Hệ thống đo đếm, cụ thể như sau:

- Trường hợp thiết bị đo đếm bị hư hỏng, Đơn vị sở hữu hệ thống đo đếm chủ trì, phối hợp với Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm thay thế hoặc sửa chữa trong thời hạn ngắn nhất để các thiết bị đo đếm đảm bảo yêu cầu quy định tại Thông tư này và hoạt động trở lại bình thường. Việc thay thế hoặc sửa chữa phải thực hiện theo quy định tại Điều 127 Thông tư này;

- Trường hợp không thể khắc phục ngay sự cố, Đơn vị quản lý vận hành hệ thống đo đếm chủ trì, phối hợp với các Đơn vị giao nhận điện liên quan xác định phương án đo đếm thay thế tạm thời (nếu cần thiết).”.

23. Sửa đổi Điều 139 như sau:  

“Điều 139. Yêu cầu về kiểm định thiết bị đo đếm cấp điện áp hạ áp

Ngoài các quy định về kiểm định thiết bị đo đếm quy định tại Điều 133 Thông tư này, việc kiểm định thiết bị đo đếm cấp điện áp hạ áp phải đáp ứng các yêu cầu sau:

24. Sửa đổi khoản 3 Điều 141 như sau:

“3. Vị trí đo đếm điện năng và Hệ thống đo đếm được xác định theo quy định tại Chương V Thông tư này.”.

25. Sửa đổi khoản 3 Điều 158 như sau:

“3. Thực hiện các thử nghiệm để đánh giá trong quá trình vận hành của hệ thống thiết bị theo quy định tại Điều 79 Thông tư này.”.

26. Sửa đổi khoản 3 Điều 163 như sau:

“3. Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm xây dựng và công bố biểu mẫu cung cấp thông tin dự báo, phương pháp đánh giá kết quả dự báo công suất và điện năng phát của các nguồn năng lượng tái tạo, mẫu báo cáo đánh giá sai số dự báo, độ chính xác với từng khoảng thời gian dự báo công suất và điện năng phát của các nhà máy điện năng lượng tái tạo; hằng năm công bố yêu cầu về độ chính xác đối với từng khoảng thời gian dự báo công suất phát của các nhà máy điện năng lượng tái tạo.”.

“THÔNG TIN ĐĂNG KÝ ĐẤU NỐI CHO KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI LƯỚI ĐIỆN (ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI)”.

“THÔNG TIN VỀ NHÀ MÁY ĐIỆN VÀ TỔ MÁY PHÁT ĐIỆN CỦA KHÁCH HÀNG CÓ NHU CẦU ĐẤU NỐI (ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI)”.

“THÔNG TIN VỀ NHU CẦU SỬ DỤNG ĐIỆN CỦA ĐƠN VỊ PHÂN PHỐI ĐIỆN, ĐƠN VỊ BÁN LẺ ĐIỆN VÀ KHÁCH HÀNG SỬ DỤNG ĐIỆN (ĐẤU NỐI VÀO LƯỚI ĐIỆN TRUYỀN TẢI)”.

a) Sửa đổi tên như sau:

(Ban hành kèm theo Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)”;

b) Sửa đổi đoạn một của căn cứ ký kết Thỏa thuận đấu nối như sau:

“Căn cứ Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng¹;”;

c) Sửa đổi Điều 4 như sau:

“Điều 4. Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung

Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại khoản 2 Điều 53 Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được hai bên thống nhất như sau: .

a) Sửa đổi đoạn một của căn cứ ký kết Thỏa thuận đấu nối như sau:

“Căn cứ Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng²;”;

b) Sửa đổi khoản 2 Điều 1 như sau:

“2. Đo đếm điện năng

(Tuân thủ Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành)”;

c) Sửa đổi điểm b khoản 2 Điều 2 như sau:;

“b) [Tên khách hàng đề nghị đấu nối] cam kết quản lý, vận hành hệ thống điện/nhà máy điện của mình tuân thủ Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng.”;

d) Sửa đổi Điều 4 như sau:

“Điều 4. Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung

Chi phí kiểm tra và thử nghiệm bổ sung trong trường hợp quy định tại khoản 3 Điều 61 Thông tư số 05/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện năng được hai bên thống nhất như sau:

đ) Sửa đổi khoản 1 và khoản 2 Điều 6 như sau:

“ 1. Bên B có quyền đề nghị tách đấu nối tự nguyện trong các trường hợp cụ thể quy định tại Tài liệu đính kèm số 5 và phải tuân thủ các quy định có liên quan tại Quy định hệ thống truyền tải điện, phân phối điện và đo đếm điện hãng do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.

e) Sửa đổi khoản 3 Điều 7 như sau:

“3. Thỏa thuận đấu nối này được làm thành 04 bản có giá trị như nhau, mỗi bên giữ 02 bản.”.

1. Sửa đổi khoản 3 Điều 4 như sau:

“3. Cấp điều độ phân phối tỉnh là cấp chỉ huy, điều độ hệ thống phân phối điện trên địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương, chịu sự chỉ huy trực tiếp về điều độ của Cấp điều độ miền tương ứng. Cấp điều độ phân phối tỉnh do đơn vị điều độ trực thuộc Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh và các Công ty Điện lực tỉnh đảm nhiệm.”.

2. Sửa đổi khoản 2, khoản 3 và khoản 4 Điều 12 như sau:

“2. Điện áp trên lưới điện trung áp thuộc địa bàn tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương.

3. Sửa đổi Điều 17 như sau:

“Điều 17. Quyền kiểm tra của cấp điều độ phân phối tỉnh

Lưới điện phân phối thuộc quyền điều khiển của cấp điều độ phân phối tỉnh nhưng đã được ủy quyền điều khiển cho đơn vị quản lý vận hành.”.

4. Bổ sung điểm l khoản 1 Điều 35 như sau:

“l) Đánh giá nhu cầu thực hiện các chương trình điều chỉnh phụ tải điện.”.

5. Sửa đổi khoản 3 và khoản 4 Điều 42 như sau:

“3. Sau khi nhận được sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống điện miền đã được phê duyệt, trước ngày 15 tháng 12 hàng năm, cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm phê duyệt và công bố sơ đồ kết dây cơ bản của hệ thống phân phối điện.

6. Sửa đổi khoản 2 Điều 51 như sau:

“2. Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm công bố trên Trang thông tin điện tử các thông tin đánh giá khả năng bảo đảm cung cấp điện cho các tháng còn lại trong năm.

7. Sửa đổi khoản 5 Điều 54 như sau:

“5. Các đơn vị quản lý vận hành chịu ảnh hưởng có trách nhiệm phối hợp, tạo điều kiện cho đơn vị quản lý vận hành có công tác thực hiện kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa theo khoản 4 Điều này. Các đơn vị chịu ảnh hưởng có trách nhiệm đăng ký tách thiết bị, ngừng hoặc giảm khả dụng nguồn điện thuộc phạm vi quản lý với cấp điều độ có quyền điều khiển.”.

8. Sửa đổi điểm b khoản 5 Điều 65 như sau:

“b) Trước ngày 25 hàng tháng, căn cứ thông tin do các đơn vị phát điện cung cấp, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm xác định và công bố Danh sách các nhà máy điện, tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ điều tần thứ cấp tháng tới trên Trang thông tin điện tử.”.

9. Sửa đổi Điều 66 như sau:

“Điều 66. Nội dung đăng ký phương thức vận hành

Căn cứ vào phạm vi quản lý, quyền điều khiển và quyền kiểm tra, cấp điều độ miền, Cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm lập và đăng ký phương thức vận hành bao gồm các nội dung sau:

10. Sửa đổi điểm b và điểm c khoản 2 Điều 67 như sau:

“b) Trước ngày 15 hàng tháng, cấp điều độ phân phối tỉnh gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho cấp điều độ miền;

c) Trước ngày 20 hàng tháng, cấp điều độ miền gửi đăng ký phương thức vận hành tháng tới cho cấp điều độ quốc gia.”.

11. Sửa đổi điểm c khoản 2 Điều 68 như sau:

“c) Trước ngày 25 hàng tháng, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm hoàn thiện, phê duyệt Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia cho tháng tới, báo cáo Bộ Công Thương.”.

12. Sửa đổi điểm c khoản 1 Điều 71 như sau:

“c) Trước ngày 20 tháng 12 hàng năm, cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành Phương thức vận hành hệ thống phân phối điện năm tới đã được duyệt.”.

13. Sửa đổi điểm a, điểm b và điểm c khoản 2 Điều 71 như sau:

“a) Trước ngày 26 hàng tháng, cấp điều độ quốc gia có trách nhiệm thông báo Phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tháng được thông qua cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam, cấp điều độ miền và Đơn vị quản lý vận hành và công bố trên Trang thông tin điện tử;

b) Trước ngày 27 hàng tháng, cấp điều độ miền có trách nhiệm thông báo cho Cấp điều độ phân phối tỉnh, Đơn vị quản lý vận hành Phương thức vận hành hệ thống điện miền của tháng tới đã được duyệt;

c) Trước ngày 28 hàng tháng, cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành Phương thức vận hành hệ thống phân phối điện của tháng tới đã được duyệt.”.

14. Sửa đổi điểm c khoản 3 Điều 71 như sau:

“c) Trước 17h00 ngày thứ Sáu hàng tuần, cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành phương thức vận hành hệ thống phân phối điện tuần tới đã được duyệt.”.

15. Sửa đổi điểm c khoản 4 Điều 71 như sau:

“c) Trước 17h00 hàng ngày, cấp điều độ phân phối tỉnh có trách nhiệm thông báo cho Đơn vị quản lý vận hành phương thức vận hành hệ thống phân phối điện ngày tới nếu có thay đổi so với phương thức vận hành tuần.”.

16. Sửa đổi khoản 1 Điều 75 như sau:

“1. Cấp điều độ quốc gia là cấp chỉ huy điều độ cao nhất của hệ thống điện quốc gia, là nơi ra lệnh điều độ tới cấp điều độ miền, nhà máy điện thuộc quyền điều khiển, trạm điện thuộc quyền điều khiển và các Đơn vị quản lý vận hành trong hệ thống điện quốc gia.”.

17. Sửa đổi Điều 77 như sau:

“Điều 77. Cấp điều độ phân phối tỉnh

a) Trưởng ca nhà máy điện có thiết bị thuộc quyền điều khiển;

b) Trưởng kíp trạm điện (trực tại trạm điện hoặc tại trung tâm điều khiển trạm điện) có thiết bị thuộc quyền điều khiển;

c) Nhân viên trực thao tác lưu động (trong trường hợp thao tác tại các thiết bị thuộc quyền điều khiển).”.

18. Sửa đổi điểm đ khoản 5 Điều 173 như sau:

“đ) Ngoài các quy định về chế độ báo cáo sự cố theo quy định tại các điểm a, điểm b, điểm c và điểm d khoản 5 Điều này, cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm thực hiện các chế độ báo cáo sự cố trong hệ thống điện quốc gia như sau:

- Đối với sự cố kéo dài xảy ra trong hệ thống truyền tải điện từ cấp điện áp 220 kV trở lên gây hư hỏng thiết bị hoặc sự cố trên hệ thống điện quốc gia gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc sự cố dẫn đến sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên, ngay sau khi cô lập phần tử bị sự cố trong hệ thống điện quốc gia, gửi báo cáo về thông tin sự cố cho Bộ Công Thương, thông qua hình thức tin nhắn hoặc thư điện tử (email);

- Trong thời hạn 36 giờ kể từ khi xảy ra sự cố, gửi Báo cáo sự cố về Bộ Công Thương bằng thư điện tử (email) theo mẫu quy định tại Phụ lục VIII ban hành kèm theo Thông tư này;

- Định kỳ trước ngày 20 hàng tháng, Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia có trách nhiệm tổng hợp báo cáo phân tích các sự cố theo mẫu quy định tại Phụ lục IX ban hành kèm theo Thông tư này (đối với các sự cố phải phân tích, đánh giá) và các sự cố xảy ra trong tháng trước gửi về Bộ Công Thương theo đường văn thư và thư điện tử (email) đối với các sự cố sau:

+ Các sự cố kéo dài trên lưới điện 500 kV;

+ Các sự cố kéo dài trên lưới điện 220 kV, 110 kV và nhà máy điện mà gây mất điện diện rộng trên phạm vi từ một tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương hoặc ba (03) phường nội thành của thành phố Hà Nội và thành phố Hồ Chí Minh hoặc phải sa thải phụ tải với quy mô công suất từ 200 MW trở lên hoặc ảnh hưởng trực tiếp đến chế độ vận hành của nhà máy điện tham gia thị trường điện cạnh tranh.”.

19. Sửa đổi Điều 220 như sau:

“Điều 220. Quy định về tổ chức kiểm tra, cấp và sử dụng Chứng nhận vận hành

a) Chứng nhận vận hành Trưởng ca nhà máy điện có tổng công suất đặt lớn hơn 30 MW được áp dụng cho tất cả các nhà máy điện khác có cùng loại hình công nghệ và cùng cấp điện áp đấu nối hoặc cấp điện áp đấu nối thấp hơn;

b) Chứng nhận vận hành Trưởng ca nhà máy điện có tổng công suất đặt từ 10 MW đến 30 MW được áp dụng cho các nhà máy điện đến 30 MW khác có cùng loại hình công nghệ và cùng cấp điện áp đấu nối hoặc cấp điện áp đấu nối thấp hơn;

c) Chứng nhận vận hành Trưởng ca nhà máy điện có tổng công suất đặt dưới 10 MW được áp dụng cho các nhà máy điện dưới 10 MW khác có cùng loại hình công nghệ và cùng cấp điện áp đấu nối hoặc cấp điện áp đấu nối thấp hơn;

d) Chứng nhận vận hành đối với chức danh Trưởng kíp trạm điện được áp dụng đối với Nhân viên vận hành dự kiến làm Trưởng kíp trạm điện cùng cấp điện áp hoặc cấp điện áp thấp hơn.”.

20. Sửa đổi khoản 5 Điều 224 như sau:

“5. Có đủ sức khoẻ để làm việc theo chế độ ca, kíp đối với chức danh Điều độ viên, kỹ sư SCADA hệ thống điện quốc gia, trực ca năng lượng tái tạo.”.

“3. Chứng nhận vận hành cấp cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ tại Cấp điều độ phân phối tỉnh

a) Chứng nhận vận hành cấp cho Điều độ viên phân phối tỉnh có ký hiệu là ĐĐ.Bx.01;

b) Chứng nhận vận hành cấp cho Kỹ sư phương thức hệ thống phân phối điện có ký hiệu là ĐĐ.Bx.02;

c) Chứng nhận vận hành cấp cho Kỹ sư SCADA/DMS hệ thống phân phối điện có ký hiệu là ĐĐ.Bx.03.”.

1. Bãi bỏ khoản 2 và khoản 7 Điều 42.

2. Bãi bỏ khoản 7 Điều 161.

1. Bãi bỏ điểm d khoản 15 Điều 3, điểm i khoản 2 Điều 26, điểm đ khoản 4 Điều 26, điểm a khoản 11 Điều 26, điểm a khoản 1 Điều 67, điểm a khoản 2 Điều 67, điểm a khoản 3 Điều 67, điểm a khoản 4 Điều 67, điểm b khoản 1 Điều 80, điểm i khoản 1 Điều 123.

2. Bãi bỏ khoản 10 Điều 26, khoản 1 Điều 41, khoản 1 Điều 70, khoản 4 Điều 100, khoản 3 Điều 136, khoản 3 Điều 137, khoản 5 Điều 221.

3. Bãi bỏ Điều 13, Điều 18, Điều 22, Điều 27, Điều 78, Điều 128, Điều 240, Điều 241, Điều 242.

¹ Đối với các văn bản quy phạm pháp luật được nêu trong mẫu Thỏa thuận đấu nối này, các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Thỏa thuận đấu nối

² Đối với các văn bản quy phạm pháp luật được nêu trong mẫu Thỏa thuận đấu nối này, các bên hiệu chỉnh theo tên văn bản có hiệu lực tại thời điểm ký Thỏa thuận đấu nối