|
BỘ
CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số:
09/2025/TT-BCT
|
Hà
Nội, ngày 01 tháng 02 năm 2025
|
THÔNG TƯ
QUY ĐỊNH HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC, PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH, PHÊ
DUYỆT KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN; QUY ĐỊNH HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC XÂY DỰNG, PHÊ
DUYỆT KHUNG GIÁ NHẬP KHẨU ĐIỆN
Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;
Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của
Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01
tháng 8 năm 2024 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của
Chính phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục
Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban
hành Thông tư quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định, phê
duyệt khung giá phát điện; quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục xây dựng, phê
duyệt khung giá nhập khẩu điện.
Chương I
QUY ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi
điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Phạm vi điều chỉnh
Thông tư này quy định chi tiết một số
điều của Luật Điện lực số 61/2024/QH15, bao
gồm:
a) Khoản 5 Điều 46
quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục xây dựng, phê duyệt khung giá nhập khẩu điện,
phương pháp lập khung giá nhập khẩu điện;
b) Khoản 3 Điều 51 Luật
Điện lực quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định khung giá phát
điện; phê duyệt khung giá phát điện do đơn vị điện lực xây dựng và trình.
2. Thông tư này áp dụng đối với các
đối tượng sau đây:
a) Các cơ quan, tổ chức, cá nhân sở
hữu nhà máy điện hoạt động trên lãnh thổ nước Cộng hòa xã hội chủ nghĩa Việt Nam
đấu nối với hệ thống điện quốc gia trừ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu,
các nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy
điện và tổ máy cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện áp dụng cơ chế giá mua điện
tại các văn bản của cấp có thẩm quyền;
b) Các tổ chức trong nước có hoạt động
nhập khẩu điện từ các tổ chức, cá nhân trên lãnh thổ nước Cộng hòa dân chủ nhân
dân Lào (sau đây viết tắt là Lào) và Cộng hòa nhân dân Trung Hoa (sau đây viết tắt
là Trung Quốc).
c) Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
d) Các tổ chức, cá nhân khác có liên
quan.
Điều 2. Giải
thích từ ngữ
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây
được hiểu như sau:
1. Bộ thông số tính toán là các
thông số tính toán khung giá phát điện do đơn vị điện lực xây dựng khung giá thu
thập trên cơ sở Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng dự án nhà máy điện được
phê duyệt, thiết kế cơ sở được thẩm định trong 48 tháng liền trước thời điểm tính
toán khung giá đối với loại hình nhà máy nhiệt điện than, khí và 24 tháng liền trước
thời điểm tính toán khung giá đối với loại hình nhà máy điện không phải nhiệt điện
than, khí.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện
và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng của Đơn vị điều độ hệ thống
điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định tại Luật Điện lực (hiện nay là Công ty TNHH MTV Vận
hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia).
3. Nhà máy thủy điện tích năng
là nhà máy thủy điện sử dụng hệ thống chứa nước ở các mức cao trình khác nhau để
tích trữ năng lượng và phát điện, trong đó nước được bơm từ khu vực chứa nước có
cao độ thấp lên khu vực chứa nước có cao độ lớn hơn vào các thời điểm không phát
điện để tích trữ năng lượng.
4. Nhà máy điện mặt trời nổi
là nhà máy điện mặt trời đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, có các tấm quang điện
được lắp đặt trên cấu trúc nổi trên mặt nước.
5. Nhà máy điện mặt trời mặt đất
là nhà máy điện mặt trời đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện
quy định tại khoản 4 Điều này.
6. Nhà máy điện gió trên đất liền
là nhà máy điện gió đấu nối vào hệ thống điện quốc gia, trừ các nhà máy điện gió
quy định tại khoản 5 Điều 20 Luật Điện lực.
Chương II
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH
KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Điều 3. Nguyên
tắc lập 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 tương
ứng cho từng loại hình nhà máy điện (không bao gồm loại hình nhà máy thủy điện)
được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này.
3. Đối với loại hình nhà máy thủy điện,
mức giá tối đa được xây dựng trên cơ sở biểu giá chi phí tránh được hàng năm theo
phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.
4. Khung giá phát điện loại hình nhà
máy điện mặt trời được xây dựng căn cứ theo cường độ bức xạ trung bình năm của 03
(ba) miền: miền Bắc, miền Trung và miền Nam.
5. Trường hợp loại hình nhà máy điện
chưa có dự án được phê duyệt Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng, thiết kế
cơ sở được thẩm định, thông số tính toán khung giá phát điện theo phương pháp quy
định tại Thông tư này được xác định trên cơ sở tham khảo các tổ chức tư vấn.
6. Đối với loại hình nhà máy điện năng
lượng tái tạo có sử dụng kết hợp hệ thống lưu trữ điện, trường hợp hệ thống lưu
trữ điện chỉ tiêu thụ sản lượng điện từ chính các nhà máy điện năng lượng tái tạo
này trong chu kỳ sạc điện, tổng mức đầu tư để tính toán khung giá phát điện có tính
đến chi phí đầu tư các hạng mục của hệ thống lưu trữ điện.
Điều 4. Phương
pháp xác định giá phát điện
Giá phát điện PC (đồng/kWh)
được xác định theo công thức sau:
Pc
= FC + FOMC + VC
Trong đó:
|
FC:
|
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
năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này
(đồng/kWh).
|
|
VC:
|
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 FC (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);
|
|
Ebq:
|
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 hoặc đồng/kWp); kWp là đơn vị đo công
suất đỉnh đạt được của tấm quang điện mặt trời trong điều kiện tiêu chuẩn;
|
|
Pt:
|
Công suất tính toán (kW hoặc kWp)
được quy định tại khoản 3 Điều này;
|
|
n:
|
Đời sống kinh tế của nhà máy điện
được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này (năm);
|
|
i:
|
Tỷ suất chiết khấu tài chính của nhà
máy điện được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều này (%).
|
3. Công suất tính toán là công suất
của nhà máy điện được lựa chọn trong Bộ thông số tính toán trên cơ sở thực hiện
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia. Công suất tính toán được quy đổi đến điểm
giao nhận điện với bên mua điện thông qua tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến
áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây (nếu có).
4. Suất đầu tư tính toán là chi phí
đầu tư cho 01 kW (hoặc 01 kWp) công suất của nhà máy điện, trong đó tổng mức đầu
tư (chỉ bao gồm các hạng mục phục vụ sản xuất điện) 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 của nhà máy điện có giá
trị công suất tính toán được lựa chọn ở khoản 3 Điều này;
b) Suất đầu tư bình quân của các nhà
máy điện cùng loại hình công nghệ trên cơ sở Bộ thông số tính toán.
Trường hợp suất đầu tư tính toán không
xác định theo các phương án quy định tại điểm a, b khoản này, suất đầu tư tính toán
được lựa chọn trên cơ sở số liệu thực tế đàm phán hợp đồng mua bán điện; hoặc 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:
|
i
|
=
|
(D
x rd + E x re) x nD + re
x (n - nD)
|
|
n
|
Trong đó:
|
D:
|
Tỷ lệ vốn vay trong tổng mức đầu tư
được quy định tại Phụ lục Thông tư này (%);
|
|
E:
|
Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng
mức đầu tư được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này (%);
|
|
n:
|
Đời sống kinh tế của nhà máy điện
quy định tại khoản 2 Điều này (năm);
|
|
nD:
|
Thời gian trả nợ vay bình quân là
10 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,
được xác định 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 ban hành kèm theo Thông tư này (%);
|
|
DD:
|
Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn
vay được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này (%);
|
|
rd,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;
|
|
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 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 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 (%), được xác định là 12%;
|
|
t:
|
Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp
bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy điện 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
Ebq (kWh) được xác định như sau:
a) Đối với loại hình nhà máy nhiệt điện,
Ebq được xác định theo công thức sau:
Ebq
= Pt x Tmax x (1 - Kcs)
Trong đó:
|
Pt:
|
Công suất tính toán được quy định
tại khoản 3 Điều này;
|
|
Tmax:
|
Số giờ vận hành công suất cực đại
được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này (giờ);
|
|
Kcs:
|
Tỷ lệ suy giảm công suất được tính
bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại Phụ lục ban
hành kèm theo Thông tư này (%).
|
Đối với nhà máy điện không quy định
Tmax tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này, Tmax được
xác định trên cơ sở Bộ thông số tính toán, tham khảo số liệu của các tổ chức tư
vấn (nếu cần thiết).
Đối với nhà máy điện không quy định
Kcs tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này, Kcs được lấy
bằng 0 (không).
b) Đối với loại hình nhà máy điện mặt
trời, Ebq được xác định theo công thức sau:
Ebq
= A x r x H x PR
Trong đó:
|
A:
|
Tổng diện tích lắp đặt tấm quang điện
(m2) tương ứng với công suất tính toán;
|
|
H:
|
Cường độ bức xạ trung bình năm tương
ứng với 03 (ba) khu vực Bắc, Trung và Nam (kWh/m2/năm);
|
|
R:
|
Hiệu suất chuyển đổi tấm quang điện
(%);
|
|
PR:
|
Hiệu suất của nhà máy điện (%).
|
Các thông số A, r, PR được xác định
theo một trong các cơ sở sau: Bộ thống số tính toán cho loại hình nhà máy điện mặt
trời; tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn hoặc số liệu vận hành thực tế của
các nhà máy điện mặt trời hiện hữu.
Thông số H tương ứng tại miền Bắc, miền
Trung và miền Nam được xác định trên cơ sở thông tin về điều tra cơ bản tài nguyên
điện năng lượng tái tạo do cơ quan có thẩm quyền công bố, chia sẻ theo quy định
của pháp luật. Trường hợp không có thông tin này, thông số H tương ứng tại miền
Bắc, miền Trung và miền Nam được xác định trên cơ sở tham khảo số liệu của các tổ
chức tư vấn hoặc số liệu cường độ bức xạ trung bình năm của nhà máy điện mặt trời
đã phát điện.
c) Đối với loại hình nhà máy điện gió,
Ebq được xác định là điện năng giao nhận bình quân nhiều năm theo kỳ
vọng là 50% trên cơ sở Bộ thông số tính toán hoặc theo công thức sau:
Ebq
= 8760 x Pt x kCF
Trong đó:
|
Pt:
|
Công suất tính toán được quy định
tại khoản 3 Điều này (kW);
|
|
kCF:
|
Hệ số công suất (%) tương ứng với
sản lượng bình quân nhiều năm theo kỳ vọng là 50%;
|
Các thông số kCF được xác
định theo một trong các cơ sở sau: Bộ thông số tính toán; tham khảo số liệu của
các tổ chức tư vấn hoặc số liệu vận hành thực tế của các nhà máy điện.
d) Đối với loại hình nhà máy thủy điện
tích năng, Ebq được thiết kế theo nhu cầu hệ thống điện, lượng nước bơm
lên hồ chứa trong Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng được phê duyệt của
các dự án. Trường hợp không xác định được, Ebq được lựa chọn trên cơ
sở số liệu từ các nhà máy thủy điện tích năng có quy mô tương tự, xác định được
Ebq.
Điều 6. Phương
pháp xác định giá biến đổi
1. Giá biến đổi (VC) là thành phần để
thu hồi chi phí nhiên liệu, các chi phí biến đổi khác của nhà máy điện, được xác
định theo công thức sau:
VC
= HR x Pnlc x (1 + f)
Trong đó:
|
VC:
|
Giá biến đổi của nhà máy điện (đồng/kWh);
|
|
HR:
|
Suất tiêu hao nhiên liệu tinh được
tính toán ở mức tải 85% và được xác định trên cơ sở suất tiêu hao nhiên liệu tinh
của loại hình nhà máy điện tương ứng trong Bộ thông số tính toán hoặc tham khảo
của các các tổ chức tư vấn (kg/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kCal/kWh hoặc BTU/kWh);
|
|
Pnlc:
|
Giá nhiên liệu chính của nhà máy điện
(đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU hoặc đồng/kg);
|
|
f:
|
Tỷ lệ phần trăm chi phí khởi động,
chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí biến đổi khác cho phát điện so với
chi phí nhiên liệu chính và được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông
tư này (%).
|
Đối với loại hình nhà máy điện không
quy định f tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này, f được lấy bằng 0 (không).
2. Giá nhiên liệu chính (Pole) được
xác định như sau:
a) Đối với loại hình nhà máy nhiệt điện
than, nhà máy điện sinh khối, Pnlc đã bao gồm hao hụt, phí điều hành,
phí quản lý, bảo hiểm (nếu có) và bao gồm cước vận chuyển;
b) Đối với loại hình nhà máy tua bin
khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí tự nhiên, Pnlc là giá khí tại miệng
giếng có tính đến chi phí vận chuyển về đến nhà máy (nếu có);
c) Đối với loại hình nhà máy tua bin
khí chu trình hỗn hợp sử dụng LNG, giá nhiên liệu chính bao gồm giá LNG nhập khẩu,
thuế nhập khẩu LNG (nếu có), chi phí vận chuyển LNG về đến kho cảng tái hóa và chi
phí tồn trữ, tái hóa, phân phối khí sau tái hóa;
d) Đối với loại hình nhà máy điện chất
thải (điện sản xuất từ rác), Pnlc có tính đến trợ giá từ việc thu gom,
vận chuyển và xử lý nhiên liệu theo quy định của pháp luật về bảo vệ môi trường
(nếu có).
3. Đối với loại hình nhà máy thủy điện
(không bao gồm loại hình nhà máy thủyđiện tích năng), nhà máy điện mặt trời, nhà
máy điện gió: giá biến đổi được lấy bằng 0 (không).
4. Đối với loại hình nhà máy thủy điện
tích năng, giá biến đổi là thành phần để thu hồi chi phí tích trữ nước được xác
định theo sản lượng điện tiêu thụ trong chu kỳ tích trữ nước, đơn giá bán lẻ điện
giờ thấp điểm áp dụng cho các ngành sản xuất theo quy định và chi phí mua công suất
phản kháng.
Trong đó, sản lượng điện tiêu thụ trong
chu kỳ tích trữ nước được xác định trên cơ sở Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư
xây dựng được phê duyệt của các dự án. Trường hợp không xác định được, sản lượng
điện tiêu thụ trong chu kỳ tích trữ nước được lựa chọn trên cơ sở số liệu từ các
nhà máy thủy điện tích năng có quy mô tương tự, xác định được mức sản lượng này.
Điều 7. Phương
pháp xác định giá vận hành và 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:
|
TCFOMC:
|
Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng
cố định của nhà máy điện được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng);
|
|
Ebq:
|
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 TCFOMC (đồng) của nhà máy điện được xác định theo công
thức sau:
TCFOMC
= SĐT x Pt x kO&M
Trong đó:
|
SĐT:
|
Suất đầu tư của nhà máy điện được
xác định theo quy định tại khoản 4 Điều 5 Thông tư này (đồng/kW);
|
|
Pt:
|
Công suất tính toán được quy định
tại khoản 3 Điều 5 Thông tư này;
|
|
kO&M:
|
Tỷ lệ chi phí vận hành và bảo dưỡng
cố định trong suất đầu tư được quy định tại Phụ lục Thông tư này (%).
|
Đối với các loại hình nhà máy điện không
quy định kO&M tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này, kO&M
được xác định trên cơ sở tham khảo số liệu của các tổ chức tư vấn hoặc số liệu vận
hành thực tế từ các dự án tương tự đã thực hiện.
Điều 8. Phương
pháp xác định mức giá tối đa của khung giá phát điện loại hình nhà máy thủyđiện
Mức giá tối đa của nhà máy thủyđiện
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 Bộ Công
Thương ban hành hàng năm;
|
|
tj:
|
Tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa
và theo giờ trong năm được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư
này (%).
|
Chương III
PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH
KHUNG GIÁ NHẬP KHẨU ĐIỆN TỪ LÀO VÀ TRUNG QUỐC
Điều 9. Phương
pháp xác định khung giá nhập khẩu điện
Khung giá nhập khẩu điện là mức giá
tối đa (giá trần) được quy đổi theo tỷ giá ngoại tệ tại năm xây dựng khung giá được
áp dụng cho từng quốc gia cụ thể và được xác định như sau:
1. Trường hợp có quy định tại Điều
ước quốc tế mà Việt Nam là thành viên (Hiệp định giữa hai Chính phủ), mức giá tối
đa của khung giá nhập khẩu điện được xác định theo quy định tại Hiệp định này.
2. Đối với việc nhập khẩu điện từ các
nhà máy điện, mức giá tối đa lấy bằng bình quân các biểu giá chi phí tránh được
trung bình của miền Bắc, miền Trung, miền Nam theo kết quả tính toán Biểu giá chi
phí tránh được do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia tính
toán, trình cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương theo phương
pháp xác định và nguyên tắc áp dụng Biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các
nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
3. Đối với việc nhập khẩu điện thông
qua lưới điện quốc gia (không phải mua điện từ các nhà máy điện), mức giá tối đa
là chi phí biên theo điện năng bình quân phần nguồn điện đối với kịch bản cơ sở
trong đề án quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia gần nhất được Hội đồng thẩm định
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thông qua.
Chương IV
HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, THỦ
TỤC, PHÊ DUYỆT KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN VÀ KHUNG GIÁ NHẬP KHẨU ĐIỆN
Điều 10. Hồ
sơ, 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 nhà máy điện được phê duyệt, thiết
kế cơ sở được thẩm định, chủ đầu tư các nhà máy điện 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) Đề xuất Bộ thông số tính toán và
lựa chọn thông số tính toán khung giá phát điện cho các loại hình nhà máy điện;
b) Tính toán hoặc có thể thuê tư vấn
lựa chọn Bộ thông số tính toán, tính toán mức giá tối đa của khung giá phát điện
cho các loại hình nhà máy điện theo quy định tại Chương II Thông tư này.
c) Lập hồ sơ tính toán khung giá phát
điện theo quy định tại Điều 12 Thông tư này, trình cơ quan quản
lý nhà nước về 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, cơ
quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính đầy đủ và hợp lệ
của hồ sơ trình duyệt. Trường hợp cần thiết, cơ quan quản lý nhà nước về điện lực
tại Bộ Công Thương 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
cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương, 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, cơ quan quản lý nhà
nước về điện lực tại Bộ Công Thương 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 11. Lập,
thẩm định và phê duyệt khung giá nhập khẩu điện
1. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện quốc gia có trách nhiệm lập biểu giá chi phí tránh được hằng năm
trình cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương thẩm định theo phương
pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy
điện năng lượng tái tạo nhỏ do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
2. Trong thời hạn 25 ngày kể từ ngày
nhận được biểu giá chi phí tránh được do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường
điện quốc gia trình, cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương có
trách nhiệm tổ chức thẩm định, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt khung giá
nhập khẩu điện theo quy định tại khoản 2 Điều 9 Thông tư này.
Trường hợp khung giá nhập khẩu điện của năm tiếp theo chưa được công bố, cho phép
tạm thời áp dụng khung giá nhập khẩu điện của năm liền kề trước đó.
Điều 12. Hồ sơ
đề nghị phê duyệt khung giá phát điện
1. Hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá
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 và Điều 8 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
Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực tại Bộ Công Thương.
Chương V
ĐIỀU KHOẢN THI HÀNH
Điều 13. Tổ
chức thực hiện
1. Cơ quan quản lý nhà nước về điện
lực tại Bộ Công Thương có trách nhiệm:
a) Thẩm định và trình Bộ trưởng Bộ Công
Thương phê duyệt khung giá phát điện;
b) Thẩm định và trình Bộ trưởng Bộ Công
Thương phê duyệt khung giá nhập khẩu điện.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách
nhiệm lập hồ sơ tính toán khung giá phát điện hằng năm theo quy định tại Điều 10 và Điều 12 Thông tư này.
3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện quốc gia có trách nhiệm lập biểu giá chi phí tránh được hằng năm
theo quy định tại Điều 11 Thông tư này.
Điều 14. Điều
khoản chuyển tiếp
Đối với các tổ chức, cá nhân tham gia
triển khai đầu tư nhà máy hoặc phần nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió đã ký
kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhưng không đáp ứng điều
kiện áp dụng giá mua điện quy định tại các quyết định của Thủ tướng Chính phủ trước
thời điểm Thông tư này có hiệu lực, mức giá tối đa của khung giá phát điện cho từng
loại hình được quy định như sau:
|
STT
|
Loại
hình
|
Mức
giá tối đa của khung giá phát điện (đồng/kWh)
|
|
1
|
Nhà máy điện mặt trời mặt đất
|
1.184,90
|
|
2
|
Nhà máy điện mặt trời nổi
|
1.508,27
|
|
3
|
Nhà máy điện gió trong đất liền
|
1.587,12
|
|
4
|
Nhà máy điện gió gần bờ
|
1.815,95
|
Điều 15. Hiệu
lực thi hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành
từ ngày 01 tháng 02 năm 2025.
2. Bãi bỏ các Thông tư sau:
a) 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;
b) Thông tư số 31/2022/TT-BCT ngày 08 tháng 11 năm 2022 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương sửa đổi bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 quy định
phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện và Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12 năm 2020 của
Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua
bán điện;
c) Thông tư số 19/2023/TT-BCT ngày 01 tháng 11 năm 2023 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện áp dụng cho nhà
máy điện mặt trời, điện gió;
d) Thông tư số 20/2024/TT-BCT ngày 10 tháng 10 năm 2024 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định phương pháp lập khung giá phát điện của nhà máy điện chất
thải rắn và nhà máy điện sinh khối;
đ) Thông tư số 15/2022/TT-BCT ngày 03 tháng 10 năm 2022 của Bộ trưởng
Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng khung giá phát điện nhà máy điện mặt
trời, điện gió chuyển tiếp.
3. Trong quá trình thực hiện, nếu phát
sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để xem
xét sửa đổi, bổ sung, cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Văn phòng Quốc hội;
- Thủ tướng và các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Viện KSNDTC; Toà án NDTC;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Các Lãnh đạo Bộ; đơn vị thuộc Bộ;
- UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc TW;
- Các Sở Công Thương;
- Cục Kiểm tra VBQPPL - Bộ Tư pháp;
- Cục KSTTHC - Văn phòng Chính phủ;
- Website Chính phủ; Website Bộ Công Thương;
- Công báo;
- Lưu: VT, ĐTĐL.
|
KT.
BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Trương Thanh Hoài
|
PHỤ LỤC
CÁC THÔNG SỐ ĐƯỢC SỬ DỤNG ĐỂ TÍNH TOÁN KHUNG GIÁ PHÁT
ĐIỆN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 09/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02
năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)
I. Thông số sử dụng trong tính toán
giá phát điện
|
TT
|
Hạng
mục
|
Thông
số
|
|
I
|
Đời sống kinh tế
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
30
năm
|
|
2
|
Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp
|
25
năm
|
|
3
|
Nhà máy thủyđiện
|
40
năm
|
|
4
|
Nhà máy thủyđiện tích năng
|
40
năm
|
|
5
|
Nhà máy điện mặt trời
|
20
năm
|
|
6
|
Nhà máy điện gió
|
20
năm
|
|
7
|
Nhà máy điện chất thải (điện sản xuất
từ rác)
|
20
năm
|
|
8
|
Nhà máy điện sinh khối
|
20
năm
|
|
II
|
Số giờ vận hành công suất cực đại
bình quân nhiều năm - Tmax(giờ)
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
6.500
|
|
2
|
Nhà máy tua bin khí chu trình hỗn
hợp
|
6.000
|
|
III
|
Tỷ lệ các nguồn vốn trong tổng
vốn đầu tư
|
|
|
1
|
Tỷ lệ vốn vay
|
70%
|
|
2
|
Tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu
|
30%
|
|
IV
|
Tỷ lệ các nguồn vốn vay trong tổng
vốn vay đầu tư
|
|
|
1
|
Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ
|
80%
|
|
2
|
Tỷ lệ vốn vay nội tệ
|
20%
|
|
V
|
Tỷ lệ chi phí vận hành, bảo dưỡng
cố định trong suất đầu tư (%)
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
3,2%
|
|
2
|
Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp
|
5,0%
|
|
VI
|
Hệ số f (%)
|
|
|
1
|
Nhà máy nhiệt điện than
|
5%
|
|
2
|
Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp
|
3,2%
|
|
III
|
Hệ số Kcs (%)
|
|
|
1
|
Nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp
|
1,75%
|
II. Thông số được sử dụng trong tính
toán mức giá trần của khung giá loại hình 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
theo quy định của Bộ Công Thương.