|
BỘ CÔNG THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 12/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 05 tháng 9 năm 2017
|
THÔNG TƯ
QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP, TRÌNH TỰ XÂY DỰNG VÀ BAN
HÀNH KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Thông tư số
57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định
phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện, được sửa đổi, bổ
sung một số điều bởi:
Thông tư số
13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ
sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định
giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện; Thông tư số
30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số
57/2014/TT-BCT quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá
phát điện, có hiệu lực kể từ ngày 19 tháng 9 năm 2017.
Căn cứ Nghị định
số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng,
nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện
lực ngày 03 tháng 12 năm 2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của
Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Nghị định
số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi
hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật
Điện lực;
Theo đề nghị của
Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,
Bộ trưởng Bộ
Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban
hành khung giá phát điện.[1]
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này
quy định về phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện hàng
năm.
2. Thông tư này áp
dụng đối với các đối tượng sau đây:
a) Đơn vị phát điện sở hữu nhà máy
điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia có tổng công suất lắp đặt trên 30MW,
các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 30 MW trở xuống tự nguyện tham gia thị
trường điện, trừ các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà máy điện
chạy dầu, các nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh
doanh - Chuyển giao (BOT), các nhà máy điện sử dụng năng lượng mới tái tạo
(gió, địa nhiệt, thuỷ triều và sinh khối) và các nhà máy điện có cơ chế riêng
do Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương hoặc cơ quan quản lý nhà nước có thẩm
quyền quy định;
b) Các tổ chức, cá nhân khác có
liên quan.
Điều 2. Giải thích từ ngữ
Trong Thông tư này
các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Công suất tinh là công suất lắp đặt quy đổi về vị trí đo đếm phục vụ
cho việc thanh toán mua bán điện giữa bên bán và bên mua (kW).
2. Nhà
máy điện chuẩn là nhà máy nhiệt điện có quy mô công suất
của các tổ máy phổ biến được xác định trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc
gia đại diện cho một loại nhà máy nhiệt điện có cùng công nghệ phát điện, cấu
hình, loại nhiên liệu sử dụng và được sử dụng để tính toán khung giá phát điện
cho loại nhà máy điện đó.
3. Số giờ
vận hành công suất cực đại (Tmax) là số giờ vận hành
công suất cực đại trong năm được tính bình quân cho cả đời dự án của Nhà máy điện
chuẩn và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (giờ).
4. Tổng
mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu là tổng mức đầu
tư kèm theo thiết kế cơ sở lần đầu được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo
quy định tại Nghị định số 12/2009/NĐ-CP ngày 12 tháng 02 năm 2009 của Chính phủ
về quản lý dự án đầu tư xây dựng công trình hoặc các văn bản thay thế.
5. [2] (được
bãi bỏ)
PHƯƠNG PHÁP XÂY
DỰNG KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Điều 3. Nguyên tắc xây dựng khung giá phát điện
1. Khung giá phát điện là dải giá trị từ 0 (không) đến
mức giá trần của từng loại hình nhà máy nhiệt điện, nhà máy thủy điện được xây
dựng và ban hành hàng năm.
2. Đối với nhà máy nhiệt điện: giá trần là giá
phát điện của Nhà máy điện chuẩn với các loại hình công nghệ, mức công suất
quy định tại Điều 4 Thông tư này, phương pháp xác định
giá phát điện của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Điều 5,
Điều 6, Điều 7, Điều 8 Thông tư này.
3. Đối với nhà máy thủy điện: giá trần được xây
dựng trên cơ sở giá chi phí tránh được hàng năm theo phương pháp quy định
tại Điều 9 Thông tư này.
Điều 4. Các Nhà máy điện chuẩn
Nhà máy điện chuẩn
được quy định đối với từng loại hình công nghệ và thiết bị theo các dải công suất
tại bảng sau:
|
Loại nhà máy điện
|
Công suất tinh của Nhà máy điện chuẩn (MW)
|
|
Than nội địa
|
Than nhập khẩu
|
|
1. Nhiệt điện
than (theo loại hình công nghệ đốt than)
|
1x300
|
|
|
2x300
|
|
|
1x600
|
1x600
|
|
2x600
|
2x600
|
|
1x1.000
|
1x1.000
|
|
2x1.000
|
2x1.000
|
|
2. Nhiệt điện
khí chu trình hỗn hợp (cấu hình 2-2-1)
|
3x150
|
|
3x250
|
Điều 5. Phương pháp xác định giá phát điện của Nhà máy điện chuẩn
Giá phát điện PNĐ
(đồng/kWh) của Nhà máy điện chuẩn
được xác định theo công thức sau:
PNĐ = FC + FOMC + VC
Trong
đó:
FC:
Giá cố định bình quân của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo phương pháp quy
định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);
FOMC:
Giá vận hành và bảo dưỡng cố định của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo
phương pháp quy định tại Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
VC:
Giá biến đổi của năm áp dụng khung giá của Nhà máy điện chuẩn được xác định
theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này (đồng/kWh).
Giá
phát điện của Nhà máy điện chuẩn không bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu
chính.
Điều 6. Phương pháp xây dựng giá cố định bình quân của Nhà máy điện chuẩn
1. Giá
cố định bình quân FC (đồng/kWh) của Nhà máy điện chuẩn là thành phần để thu hồi chi phí đầu
tư, được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TCVĐT:
Chi phí vốn đầu tư xây dựng Nhà máy điện chuẩn (chưa bao gồm thuế giá trị gia
tăng) được quy đổi đều hàng năm xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng);
Abp:
Điện năng bình quân năm tại điểm giao nhận xác định theo quy định tại khoản
5 Điều này (kWh).
2. Chi
phí vốn đầu tư của Nhà máy điện chuẩn được quy đổi đều hàng năm TCVĐT (đồng) theo
công thức sau:
Trong đó:
SĐT: Suất
đầu tư của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều này
(đồng/kW);
Pt:
Tổng công suất tinh của Nhà máy điện chuẩn (kW);
n: Đời
sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại Phụ lục 1 ban hành kèm
theo Thông tư này (năm);
i: Tỷ
suất chiết khấu tài chính của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo quy định tại
Khoản 4 Điều này (%).
3. [3] Suất đầu tư là chi phí đầu tư cho 01 kW
công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn được tính toán trên cơ sở tổng
mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu, cập nhật tỷ giá ngoại tệ tại thời điểm
tính toán. Các chi phí thành phần trong suất đầu tư bao gồm:
a) Chi phí xây dựng
gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật
liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công
trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành
thi công;
b) Chi phí thiết bị
gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ, đào tạo vận hành nhà máy; lắp đặt,
thử nghiệm, hiệu chỉnh; vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan
khác;c) Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng và chi phí tái định cư theo quyết
định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền; chi phí xử lý gia cố nền móng công
trình;
d) Chi phí quản lý
dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý dự án từ khi lập
dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;
đ) Chi phí tư vấn
xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn
thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;
e) Chi phí khác gồm
vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí lãi vay và
các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí
cần thiết khác;
g) Chi phí dự
phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh và dự phòng
cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.
4. 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 được quy định tại
Phụ lục 1 Thông tư này (%);
E: Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy
định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);
n: Đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại
Phụ lục 1 Thông tư này (năm);
nD: Thời gian trả nợ vay bình quân được quy định
tại Phụ lục 1 Thông tư này (năm);
rd: Lãi suất vốn vay được xác định theo quy định
tại Điểm a Khoản này (%);
re: 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 rd (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các
nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức sau:
rd = DF x rd,F + DD
x rd,D
Trong
đó:
DF:
Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư
này (%);
DD:
Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư
này (%);
rd,F:
Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng giá trị trung bình của lãi suất
hoán đổi đồng Đôla Mỹ thời hạn 10 năm trong 36 tháng liền kề của năm xây dựng
khung giá trên thị trường liên ngân hàng Luân Đôn (LIBOR swaps [4]) cộng với tỷ lệ
bình quân năm cho dịch vụ phí của các ngân hàng, phí bảo lãnh, thuế liên quan
là 3% hoặc do Bộ Công Thương ban hành trong tính toán khung giá phát
điện (%/năm);
rd,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 5 năm
trước liền kề của năm xây dựng khung giá, xác định tại ngày 30 tháng 9 hàng
năm, 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
bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương
ban hành trong tính toán khung giá phát điện (%/năm).
b) Tỷ
suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu re (%) được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
re,pt:
Tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%;
t: Thuế
suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của Nhà máy điện
chuẩn được xác định theo quy định hiện hành của Nhà nước (%).
5. Điện năng
bình quân năm tại điểm giao nhận Abq (kWh) của Nhà máy điện
chuẩn được xác định theo công thức sau:
Abq = Pt x Tmax
Trong
đó:
Pt:
Tổng công suất tinh của Nhà máy điện chuẩn (kW);
Tmax:
Số giờ vận hành công suất cực đại
(giờ).
Điều 7. Phương pháp xây dựng giá vận hành và bảo dưỡng cố định của
Nhà máy điện chuẩn
1. Giá
vận hành và bảo dưỡng cố định FOMC
(đồng/kWh) của Nhà máy điện chuẩn là thành phần
để thu hồi chi phí sửa chữa lớn, nhân công và các chi phí vận hành và bảo dưỡng
cố định khác hàng năm, được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TCFOM:
Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định của
Nhà máy điện chuẩn, được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng);
Abq:
Điện năng bình quân năm tại điểm giao nhận của
Nhà máy điện chuẩn, được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều
6 Thông tư này (kWh).
2. Tổng chi phí
vận hành và bảo dưỡng cố định TCFOM (đồng) của
Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau:
TCFOM
= SĐT x Pt x k
Trong
đó:
SĐT: Suất đầu tư của Nhà
máy điện chuẩn được xác định theo quy định tại Khoản 3 Điều 6
Thông tư này (đồng/kW);
Pt: Tổng công suất
tinh của Nhà máy điện chuẩn (kW);
k: Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo
dưỡng cố định trong suất đầu tư của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại Phụ lục
1 Thông tư này (%).
Điều 8. Phương pháp xác định giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn cho
năm áp dụng khung giá
1. Giá
biến đổi của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá (VC) là thành phần để
thu hồi chi phí nhiên liệu, các chi phí biến đổi khác của Nhà máy điện chuẩn với
số giờ vận hành công suất cực đại, được xác định theo công thức sau:
VC
= HR x Pnlc x
(1+f)
Trong đó:
VC: Giá
biến đổi của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kWh);
HR: Suất
tiêu hao nhiên liệu tinh được tính toán ở mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông
tư này, được tính bằng kg/kWh hoặc BTU/kWh;
f: Tỷ
lệ phần trăm tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và
các chi phí biến đổi khác cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính và được
quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (%);
Pnlc:
Giá
nhiên liệu chính của Nhà máy điện chuẩn và không bao gồm cước vận chuyển; đối với
nhà máy điện than đã bao gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có);
trường hợp hợp đồng cung cấp nhiên liệu không tách được cước vận chuyển nhiên
liệu thì giá nhiên liệu chính được xác định bằng giá trong hợp đồng mua bán
nhiên liệu chính; Pnlc được tính bằng đồng/kg hoặc đồng/BTU.
Điều 9. Phương pháp xác định giá trần của nhà máy thuỷ điện
Giá trần của nhà máy thuỷ điện
PTĐ (đồng/kWh) được xác định theo công thức
sau:
Trong đó:
ACTbq,j:
Giá chi phí tránh được trung bình của miền Bắc, miền Trung,
miền Nam theo biểu giá chi phí tránh được do Cục Điều tiết điện lực công bố
hàng năm theo quy định tại Thông tư số 32/2014/TT-BCT
ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định về
trình tự xây dựng, áp dụng Biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua
bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ hoặc các văn bản thay thế;
tj:
Tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa và theo giờ trong năm được quy định tại
Phụ lục 1 Thông tư này (%).
TRÌNH TỰ XÂY DỰNG
VÀ BAN HÀNH KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Điều 10. Trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện
1. Trước
ngày 01 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a)
Trên cơ sở các số liệu thực tế đàm phán hợp đồng mua bán điện và quy định tại
Điều 5, Điều 6, Điều 7, Điều 8 Thông tư này, tính toán
giá phát điện các nhà máy nhiệt điện có công suất trên 200 MW dự kiến vận hành trong năm tới hoặc đang
đàm phán hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện
lực Việt Nam;
b) Lập
hồ sơ tính toán giá phát điện các nhà máy điện nêu trên theo quy định tại Điều
11 Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định.
2.
Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ tính toán giá phát
điện các nhà máy điện nêu tại điểm a khoản 1 Điều này, Cục Điều tiết điện lực
có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ trình duyệt. Trường hợp cần thiết,
Cục Điều tiết điện lực có văn bản yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam bổ sung sửa
đổi hoặc giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ.
3. Chậm
nhất 20 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực
có trách nhiệm:
a) Tổ
chức thẩm định giá phát điện các nhà máy điện do Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình;
b)
Lựa chọn các Nhà máy điện chuẩn, công suất tinh của nhà máy lựa
chọn được quy về mức công suất gần nhất theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.
4. Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm tính toán giá trần của nhà máy thủy điện theo
phương pháp quy định tại Điều 9 Thông tư này.
5. Trước
ngày 31 tháng 12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm trình Bộ
trưởng Bộ Công Thương phê duyệt khung giá phát điện cho năm tiếp theo và công
bố theo trên trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực. 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 11. Hồ sơ đề nghị phê duyệt giá phát điện các nhà máy điện để
xây dựng khung giá phát điện
Hồ sơ
đề nghị phê duyệt giá phát điện các nhà máy điện gồm:
1. Tờ
trình, tính toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về giá phát điện các nhà máy
điện nêu tại điểm a khoản 1 Điều 10 Thông tư này.
2. Bảng
thông số tính toán giá phát điện cho các nhà máy điện nêu trên theo mẫu quy
định tại Phụ lục 2 Thông tư này và file tính toán giá phát điện của
các nhà máy điện này dưới dạng excel.
3. Các
tài liệu liên quan đến các thông số tính toán giá phát điện của các
nhà máy điện nêu trên.
Chương IV
ĐIỀU KHOẢN THI
HÀNH [5]
Điều 12. Tổ chức thực hiện
1. Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm thẩm định khung giá phát điện hàng năm và
trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
2.
Hàng năm, trên cơ sở thực tế thực hiện các hợp đồng mua bán điện hoặc ý kiến của
các đơn vị phát điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trong trường hợp cần thiết, Cục
Điều tiết điện lực xây dựng lại bảng các thông số được sử dụng tính toán giá
phát điện cho Nhà máy điện chuẩn quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trình Bộ
trưởng Bộ Công Thương xem xét ban hành trước ngày 01 tháng 10 hàng năm.
Điều 13. Hiệu lực thi hành
1. Thông
tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 03 tháng 02 năm 2015.
2. Thông
tư này bãi bỏ các quy định tại Điều 3, 4, 5, 6, 7, 17, 18, Khoản 1 Điều 24, Khoản
1 Điều 25 Thông tư số 41/2010/TT-BCT ngày 14 tháng 12 năm 2010 của Bộ
trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ
tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.
3.
Trong quá trình thực hiện nếu có vướng mắc, yêu cầu các đơn vị có liên quan phản
ánh trực tiếp về Cục Điều tiết điện lực để xem xét, giải quyết theo thẩm
quyền hoặc báo cáo Bộ Công Thương để giải quyết./.
|
Nơi nhận:
- Văn phòng Chính phủ (để
đăng Công báo);
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, PC, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN HỢP NHẤT
BỘ TRƯỞNG
Trần Tuấn Anh
|
PHỤ LỤC 1
CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG TÍNH TOÁN GIÁ
PHÁT ĐIỆN NHÀ MÁY ĐIỆN CHUẨN VÀ GIÁ TRẦN CỦA NHÀ MÁY THỦY ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày
19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
I. Thông số
sử dụng trong tính toán giá phát điện của nhà máy điện chuẩn
|
TT
|
Hạng
mục
|
Ký
hiệu
|
Thông
số
|
|
I
|
Đời sống kinh
tế (năm)
|
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
n
|
30
năm
|
|
2
|
Nhà máy tuabin
khí chu trình hỗn hợp
|
n
|
25
năm
|
|
II
|
Tỷ lệ chi phí
vận hành, bảo dưỡng cố định trong suất đầu tư (%)
|
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
k
|
3,2%
|
|
2
|
Nhà máy tuabin
khí chu trình hỗn hợp
|
k
|
5%
|
|
III
|
Tỷ lệ các nguồn
vốn trong tổng vốn đầu tư của Nhà máy điện chuẩn (%)
|
|
|
|
1
|
Tỷ lệ vốn vay
|
D
|
70%
|
|
2
|
Tỷ lệ vốn góp chủ
sở hữu
|
E
|
30%
|
|
IV
|
Tỷ lệ các nguồn
vốn vay trong tổng vốn vay đầu tư của Nhà máy điện chuẩn (%)
|
|
|
|
1
|
Tỷ lệ vốn vay
ngoại tệ
|
DF
|
80%
|
|
2
|
Tỷ lệ vốn vay nội
tệ
|
DD
|
20%
|
|
V
|
Thời gian trả
nợ bình quân (năm)
|
nD
|
10
năm
|
|
VI
|
Hệ số f (%)
|
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
f
|
5%
|
|
2
|
Nhà máy tuabin
khí chu trình hỗn hợp
|
f
|
3,2%
|
|
VII
|
Số giờ vận
hành công suất cực đại (giờ)
|
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
Tmax
|
6.500
giờ
|
|
2
|
Nhà máy tuabin
khí chu trình hỗn hợp
|
Tmax
|
6.000
giờ
|
|
VIII
|
Biên lãi suất
vốn vay (%/năm)
|
|
|
|
1
|
Biên lãi suất vốn
vay ngoại tệ
|
|
3%/năm
|
|
2
|
Biên lãi suất vốn
vay nội tệ
|
|
3,5%/năm
|
|
IX
|
Mức tải
của Nhà máy điện chuẩn (%)
|
|
85%
|
II. Thông số
được sử dụng trong tính toán giá trần của nhà máy thủy điện
Tỷ lệ điện
năng sản xuất theo mùa và theo giờ trong năm (%) được quy định như sau:
|
|
Mùa
khô
|
Mùa
mưa
|
|
Cao
điểm
|
Bình
thường
|
Thấp
điểm
|
Cao
điểm
|
Bình
thường
|
Thấp
điểm
|
|
Tỷ lệ điện năng
sản xuất (%)
|
20%
|
23%
|
7%
|
10%
|
29%
|
11%
|
Số giờ cao
điểm, bình thường, thấp điểm được quy định tại Thông tư số
16/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 5 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định về
thực hiện giá bán điện hoặc các văn bản thay thế.
PHỤ LỤC 2
BẢNG THÔNG SỐ CHÍNH CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN CHUẨN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương)
|
TT
|
Nội dung
|
Ký hiệu
|
Đơn vị tính
|
|
I
|
Chi phí vốn đầu tư xây dựng
được quy đổi đều hàng năm
|
TCVĐT
|
đồng
|
|
1
|
Suất đầu tư nhà máy điện chuẩn
|
SĐT
|
đồng/kW
|
|
2
|
Tổng công suất tinh nhà máy điện
chuẩn
|
Pt
|
kW
|
|
II
|
Đời sống kinh tế
|
N
|
năm
|
|
III
|
Điện năng bình quân năm tại
điểm giao nhận
|
Abq
|
kWh
|
|
1
|
Số giờ vận hành công suất cực đại
|
Tmax
|
h
|
|
IV
|
Tỷ suất chiết khấu tài chính
|
i
|
%
|
|
1
|
Lãi suất vốn vay ngoại tệ
|
rd,F
|
%
|
|
2
|
Lãi suất vốn vay nội tệ
|
rd,D
|
%
|
|
3
|
Tỷ suất lợi nhuận trước thuế
|
re
|
%
|
|
3.1
|
Tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần
vốn góp chủ sở hữu
|
re,pt
|
%
|
|
3.2
|
Thuế suất thuế thu nhập doanh
nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế
|
t
|
%
|
|
A
|
Giá cố định bình quân
|
FC
|
đồng/kWh
|
|
1
|
Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng
cố định
|
TCFOM
|
đồng
|
|
B
|
Giá vận hành và bảo dưỡng cố
định
|
FOMC
|
đồng/kWh
|
|
1
|
Suất tiêu hao nhiên liệu tinh
|
HR
|
kg/kWh hoặc
BTU/kWh
|
|
2
|
Giá nhiên liệu chính
|
Pnlc
|
đồng/kg
hoặc đồng/BTU
|
|
C
|
Giá biến đổi
|
VC
|
đồng/kWh
|
|
D
|
Giá phát điện (A+B+C)
|
PC
|
đồng/kWh
|