BỘ CÔNG THƯƠNG CỘNG HOÀ XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc Số: 46/2025/TT-BCT Hà Nội, ngày 06 tháng 8 năm 2025 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 đen 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 đen và khôi phục hệ thống điện quốc gia. Điều 1. 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 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 Nam; 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 1. Báo cáo tuần 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. 2. Báo cáo tháng 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. 3. Trước 16h00 ngày thứ Sáu tuần W, căn cứ phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tuần được duyệt, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh 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 thành phố Hà Nội, Ủy ban nhân dân thành phố Hồ Chí Minh 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.”. Điều 2. Sửa đổi, bổ sung một số điều của 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 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. 2. 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 đã kết nối đến Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU được thiết lập một kết nối với hệ thống SCADA của Cấp điều độ có quyền điều khiển và hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển. Các trạm điện 110 kV được điều khiển và thao tác xa từ Trung tâm điều khiển phải được trang bị Gateway hoặc RTU thiết lập hai kết nối với hệ thống điều khiển tại Trung tâm điều khiển và từ Trung tâm điều khiển sẽ chia sẻ thông tin đến 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 Thô