Thuộc tính
Nội dung
Tiếng Anh (English)
Văn bản gốc/PDF
Lược đồ
Liên quan hiệu lực
Liên quan nội dung
Thuộc tính
Tải về
Các bản dự thảo

Đang tải văn bản...

Thông tư 31/2011/TT-BCT điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào

Số hiệu:	31/2011/TT-BCT	Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương	Người ký:	Hoàng Quốc Vượng
Ngày ban hành:	19/08/2011	Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày công báo:	Đã biết	Số công báo:	Đã biết
		Tình trạng:	Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ----------------
Số: 31/2011/TT-BCT	Hà Nội, ngày 19 tháng 8 năm 2011

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN THEO THÔNG SỐ ĐẦU VÀO CƠ BẢN

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 44/2011/NĐ-CP ngày 14 tháng 6 năm 2011của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Điều 3 Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 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;

Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;

Căn cứ Quyết định số 24/2011/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ về điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường;

Bộ Công Thương quy định điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản như sau:

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

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

1. Thông tư này hướng dẫn thực hiện việc điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản được quy định tại Quyết định số 24/2011/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ về điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường.

2. Thông tư này áp dụng đối với các đơn vị thực hiện điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản và các đơn vị cung cấp thông số giá nhiên liệu để thực hiện điều chỉnh giá bán điện.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1. Chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện là các chi phí sản xuất kinh doanh điện hợp lý, hợp lệ thực tế phát sinh từ các năm trước chưa được tính vào giá bán điện bình quân hiện hành.

2. Giá bán điện bình quân tính toán là giá bán điện bình quân được Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán, kiểm tra theo biến động của các thông số đầu vào cơ bản, theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 4 Thông tư này.

3. Sản lượng điện thương phẩm là tổng sản lượng điện Tập đoàn Điện lực Việt Nam bán cho khách hàng sử dụng điện cuối cùng và cho các đơn vị bán lẻ điện.

Chương II

CƠ CHẾ ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN

Điều 3. Nguyên tắc xác định các thông số đầu vào cơ bản

Giá bán điện được tính toán kiểm tra hàng tháng trên cơ sở biến động của các thông số đầu vào cơ bản so với thông số được sử dụng để xác định giá bán điện hiện hành theo nguyên tắc sau:

1. Tỷ giá tính toán là tỷ giá đô la Mỹ được tính bình quân theo ngày, từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 của tháng tính toán (hoặc của ngày làm việc liền trước nếu ngày 15 trùng với ngày nghỉ cuối tuần hoặc ngày lễ), được lấy bằng tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam.

2. Giá nhiên liệu tính toán là giá nhiên liệu bình quân theo ngày, từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 của tháng tính toán (hoặc của ngày làm việc liền trước nếu ngày 15 trùng với ngày nghỉ cuối tuần hoặc ngày lễ), trong đó giá than được lấy bằng giá than trong nước cho phát điện tại điểm giao hàng do Tập đoàn Công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam công bố; giá khí cho nhà máy điện Cà Mau do Tổng công ty Khí Việt Nam tính theo giá dầu quốc tế; giá khí từ các nguồn khí khác (Nam Côn Sơn và Cửu Long) do Thủ tướng Chính phủ quy định tại thời điểm tính toán giá bán điện theo hợp đồng; giá dầu xác định theo giá dầu bán lẻ của thị trường trong nước do Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam công bố.

Cơ cấu sản lượng điện phát của các tháng đã qua kể từ lần điều chỉnh trước với tổng sản lượng từ ngày 15 đến hết tháng được dự kiến tính toán.

Điều 4. Trình tự điều chỉnh giá bán điện

1. Giá bán điện bình quân tính toán được tính toán, kiểm tra khi thông số đầu vào cơ bản biến động so với thông số sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành theo các công thức sau:

Trong đó:

G: Giá bán điện bình quân tính toán;

G^HH: Giá bán điện bình quân hiện hành;

ΔG: Chênh lệch giá phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện theo kế hoạch được phê duyệt;

ΔG_TG: Chênh lệch giá phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành;

ΔG_NL: Chênh lệch giá phát điện do giá nhiên liệu biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành;

ΔG: Chênh lệch giá bán điện bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản;

: Thành phần giá được tính từ chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện hiện hành được xác định theo quy định của cơ quan có thẩm quyền và quy định tại khoản 4 Điều này;

G_BO: Thành phần giá bán điện được trích từ giá bán điện đưa vào Quỹ bình ổn giá điện (+) hoặc được trích từ Quỹ để bình ổn giá bán điện (-) theo hướng dẫn của Liên Bộ Tài chính - Công Thương;

ΔG: Chênh lệch giá bán điện bình quân toàn phần;

Phương pháp kiểm tra tính toán điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản được quy định tại Phụ lục ban hành kèm theo Thông tư này.

2. Trước ngày 20 hàng tháng, căn cứ trên các thông số đầu vào cơ bản thực tế được xác định theo quy định tại Điều 3 Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam kiểm tra, tính toán chênh lệch giá bán điện bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản (ΔG).

3. Trường hợp chênh lệch giá bán điện bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản bằng hoặc lớn hơn 5% so với giá bán điện bình quân hiện hành (), giá bán điện bình quân được điều chỉnh như sau:

a) Điều chỉnh giá bán điện bình quân ở mức 5%

Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương chấp thuận phương án điều chỉnh giá điện. Trường hợp Bộ Công Thương không có ý kiến, sau 5 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ tính toán điều chỉnh giá điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được điều chỉnh tăng giá bán điện bình quân ở mức 5% so với giá bán điện bình quân hiện hành;

b) Điều chỉnh giá bán điện bình quân tăng trên 5%

Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo Bộ Công Thương và Bộ Tài chính phương án giá điện để thẩm định. Trong thời hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ điều chỉnh giá điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Bộ Công Thương, Bộ Tài chính tổ chức thẩm định để Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt.

Trường hợp Thủ tướng Chính phủ chưa có ý kiến trả lời, sau 15 ngày làm việc kể từ ngày Bộ Công Thương trình phương án điều chỉnh giá điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được điều chỉnh giá bán điện bình quân ở mức 5%.

4. Trường hợp chênh lệch giá bán điện bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản nhỏ hơn 5% so với giá bán điện hiện hành (ΔG <5%G^HH), Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán phân bổ vào giá bán điện bình quân chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện để điều chỉnh giá bán điện bình quân tăng tối đa 5% và thực hiện điều chỉnh giá bán điện theo quy định tại điểm a khoản 3 Điều này.

Trường hợp cần thiết phải điều chỉnh tăng giá bán điện bình quân trên 5%, Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện việc điều chỉnh giá bán điện theo quy định tại điểm b khoản 3 Điều này.

5. Quỹ bình ổn giá điện được trích lập khi ΔG <0 và chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện đã được phân bổ hết.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện việc trích lập, quản lý và sử dụng Quỹ bình ổn giá điện theo hướng dẫn của Liên Bộ Tài chính - Công Thương.

Trường hợp sau khi trích lập Quỹ bình ổn giá điện theo quy định mà chênh lệch giá bán điện bình quân toàn phần ΔG ≤ -5%G^HH , Tập đoàn Điện lực Việt Nam điều chỉnh giảm giá bán điện bình quân xuống bằng giá bán điện bình quân tính toán, đồng thời báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính để giám sát.

6. Sau khi điều chỉnh giá bán điện bình quân, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định biểu giá bán điện chi tiết cho các nhóm khách hàng căn cứ vào giá bán điện bình quân điều chỉnh và cơ cấu biểu giá bán lẻ điện theo quy định hiện hành.

Điều 5. Điều chỉnh giá bán lẻ điện của đơn vị bán lẻ điện mua điện từ lưới điện quốc gia kết hợp với nguồn phát điện tại chỗ để bán lẻ điện

Giá bán lẻ điện cho các nhóm khách hàng sử dụng điện của đơn vị bán lẻ điện mua điện từ lưới điện quốc gia kết hợp với nguồn phát điện tại chỗ để bán lẻ điện được điều chỉnh tương ứng với mức điều chỉnh giá bán điện bình quân.

Điều 6. Hồ sơ điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản

Hồ sơ điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản bao gồm các nội dung chính như sau:

1. Báo cáo phương án điều chỉnh giá bán điện.

2. Các thông số đầu vào cơ bản để xác định giá bán điện bình quân tính toán.

3. Bảng tính toán các thành phần chênh lệch giá phát điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản.

4. Thuyết minh phương án điều chỉnh giá bán điện, đánh giá sự biến động của các chi phí phát điện, phân tích tác động của mức giá điện mới đến từng nhóm khách hàng sử dụng điện.

5. Chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa tính hết vào giá bán điện đã được phân bổ và số dư còn lại.

6. Báo cáo về việc trích lập và sử dụng Quỹ bình ổn giá điện.

Chương III

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 7. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:

a) Chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính (Cục Quản lý giá) thẩm tra hoặc thẩm định phương án điều chỉnh giá bán điện theo quy định;

b) Kiểm tra, giám sát việc thực hiện điều chỉnh giá bán điện;

c) Hướng dẫn Tập đoàn Điện lực Việt Nam lập kế hoạch sản xuất điện và các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật hàng năm; thẩm định, trình Bộ Công Thương phê duyệt kế hoạch sản xuất điện và các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

d) Hướng dẫn các nội dung kiểm tra, quy định các nội dung phải kiểm toán giá thành sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;

đ) Công bố công khai giá thành sản xuất kinh doanh điện hàng năm;

e) Giải quyết các vướng mắc có liên quan đến việc xây dựng và điều chỉnh giá bán điện.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:

a) Thực hiện điều chỉnh biểu giá bán điện chi tiết cho các nhóm khách hàng khi điều chỉnh giá bán điện bình quân theo quy định của Thông tư này;

b) Trước ngày 25 hàng tháng, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kế hoạch vận hành tháng tiếp theo làm cơ sở cho việc kiểm tra, giám sát việc điều chỉnh giá bán điện; phân tích chênh lệch giữa cơ cấu sản lượng phát thực tế và cơ cấu sản lượng kế hoạch hàng tháng;

c) Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm, trình Bộ Công Thương phê duyệt kế hoạch sản xuất điện và các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật cho năm tiếp theo;

d) Trước ngày 01 tháng 6 hàng năm, báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính báo cáo tài chính kết quả sản xuất kinh doanh điện đã được kiểm toán độc lập, giá thành sản xuất kinh doanh điện các khâu và giá bán điện của năm tài chính;

đ) Báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính kết quả kiểm tra, tính toán giá bán điện bình quân điều chỉnh theo quy định tại Thông tư này;

e) Điều chỉnh kế hoạch sản xuất điện năm, trình Bộ Công Thương phê duyệt khi có biến động lớn về nhu cầu phụ tải, cơ cấu nguồn điện hoặc điều kiện thuỷ văn;

g) Công bố các nội dung chính của phương án điều chỉnh giá điện ngay sau khi điều chỉnh giá bán điện theo quy định của Thông tư này;

h) Bổ sung vào các hợp đồng mua bán điện của các đơn vị phát điện nội dung điều chỉnh giá mua bán điện theo biến động của giá nhiên liệu chính sản xuất điện đối với các hợp đồng mua bán điện chưa có nội dung điều chỉnh này trước khi thực hiện điều chỉnh giá bán điện.

3. Tập đoàn công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam, Tổng công ty Khí Việt Nam, Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam có trách nhiệm gửi văn bản thông báo cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam khi có những thay đổi trong giá than, giá khí, giá dầu.

Điều 8. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 9 năm 2011.

2. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, đơn vị có liên quan có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.

Nơi nhận:
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Các UBND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao, Toà án Nhân dân Tối cao;
- Văn phòng Chính phủ;
- Văn phòng Quốc hội;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Bộ trưởng, các Thứ trưởng Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia;
- Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia;
- Công ty mua bán điện;
- Các Tổng công ty Điện lực;
- Lưu: VT, ĐTĐL, PC.

KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG

Hoàng Quốc Vượng

PHỤ LỤC

PHƯƠNG PHÁP KIỂM TRA TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN THEO THÔNG SỐ ĐẦU VÀO CƠ BẢN
(Ban hành kèm theo Thông tư số 31 /2011/TT-BCT ngày 19 tháng 8 năm 2011 của Bộ Công Thương)

I. Phương pháp tính toán chênh lệch giá phát điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản

1. Chênh lệch giá phát điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản xác định theo công thức sau:

Trong đó:

ΔG: Chênh lệch tăng hoặc giảm giá phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với ;

ΔC: Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, bao gồm chênh lệch do biến động sản lượng phát thủy điện ΔC và nhiệt điện ΔC, ;

ΔG_TG: Chênh lệch tăng hoặc giảm giá phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với ;

ΔC: Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành;

ΔG_NL: Chênh lệch tăng hoặc giảm giá phát điện do giá nhiên liệu biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với ;

ΔC: Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá nhiên liệu thực tế biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, bao gồm chênh lệch do biến động giá than ΔC, giá khí ΔC và giá dầu ΔC, ΔC_NL = ΔC_T + ΔC_K + ΔC_D;

A_TP: Sản lượng điện thương phẩm của các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước. Sản lượng điện thương phẩm của tháng cuối cùng được tính bằng dự kiến tổng sản lượng điện phát tháng cuối cùng tại điểm giao nhận nhà máy điện nhân với chỉ tiêu tổn thất bình quân lưới điện truyền tải và phân phối hàng năm được duyệt. Sản lượng điện phát tháng cuối cùng tại điểm giao nhận nhà máy điện được tính dự kiến. Sản lượng điện phát các ngày còn lại sau ngày 15 của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với sản lượng điện phát trung bình ngày của 15 ngày đầu tháng cuối cùng.

2. Phương pháp xác định chênh lệch chi phí phát điện

a) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát các nhà máy thủy điện biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá phát điện bình quân các nhà máy thủy điện trong phương án giá hiện hành;

: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện;

: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy thủy điện trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;

ΔA_TĐ : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện.

b) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện) biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá phát điện bình quân trong phương án giá hiện hành của thành phần chi phí biến động theo sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện), không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu;

: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát điện;

: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát điện; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát điện trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;

ΔA_NĐ : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện).

c) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Chi phí phát điện tính toán theo đô la Mỹ để thanh toán trong các hợp đồng mua bán điện bao gồm điện nhập khẩu, lấy trung bình cho một tháng trong phương án giá hiện hành, không biến động theo sản lượng điện phát;

n: số tháng đã qua tính từ lần điều chỉnh trước đến thời điểm kiểm tra;

: Tỷ giá đô la Mỹ được sử dụng khi xác định giá bán điện hiện hành;

: Tỷ giá đô la Mỹ thực tế tại thời điểm tính toán kiểm tra, được tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán, được lấy bằng tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa tại Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam;

ΔTG : Chênh lệch tỷ giá đô la Mỹ thực tế tại thời điểm tính toán kiểm tra với tỷ giá được sử dụng khi xác định giá bán điện hiện hành;

d) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá than biến động so với giá than sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than trong phương án giá hiện hành;

: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than xác định theo giá than thực tế, với ;

: Giá than bình quân gia quyền theo sản lượng điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành;

: Giá than bình quân gia quyền theo sản lượng điện được xác định theo giá nhiên liệu tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán; giá than trong nước được lấy theo giá than nội địa cho phát điện (giá tại điểm giao hàng chưa bao gồm cước phí vận chuyển và các chi phí liên quan đến vận chuyển than) công bố bởi Tập đoàn Công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam; giá các loại than không được công bố được quy đổi theo nhiệt trị than cám 5;

ΔG_T : Chênh lệch giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than khi tính theo giá than thực tế và giá than trong phương án giá hiện hành;

: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than;

: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy điện chạy than trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;

ΔA_T : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than.

đ) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá khí biến động so với giá khí sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá phát điện biến đổi theo giá khí trong phương án giá hiện hành;

: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí xác định theo giá khí thực tế, với ;

: Giá khí bình quân gia quyền theo sản lượng điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành;

: Giá khí bình quân gia quyền theo sản lượng điện được xác định theo giá khí tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán; giá khí PM-3 cho nhà máy điện Cà Mau là giá khí ngày 15 tháng kiểm tra do Tổng Công ty Khí Việt Nam tính theo giá dầu quốc tế; giá khí từ các nguồn khí khác (Nam Côn Sơn và Cửu Long) do Chính phủ quy định tại thời điểm tính toán giá bán điện;

ΔG_K : Chênh lệch giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí khi tính theo giá khí thực tế và giá khí trong phương án giá hiện hành;

: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí;

: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy điện chạy khí trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;

ΔA_K : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí.

e) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá dầu biến động so với giá dầu sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá phát điện biến đổi theo giá dầu trong phương án giá hiện hành;

: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu xác định theo giá dầu thực tế, với ;

: Giá dầu bình quân gia quyền theo sản lượng điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành;

: Giá dầu bình quân thực tế gia quyền theo sản lượng điện được xác định theo giá dầu tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán và theo giá dầu thị trường trong nước do Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam công bố;

ΔG_D : Chênh lệch giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu khi tính theo giá dầu thực tế và giá dầu trong phương án giá hiện hành;

: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu;

: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy điện chạy dầu trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;

ΔA_D : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu.

II. Công thức xác định chênh lệch giá bán điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản

Công thức tổng quát xác định chênh lệch giá bán điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản như sau:

III. Các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011

1. Các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011

TT	Hệ số tính toán	Giá trị
1.	Giá phát điện bình quân các nhà máy thủy điện trong phương án giá hiện hành,(đ/kWh)	657
2.	Giá phát điện bình quân trong phương án giá hiện hành của thành phần chi phí biến động theo sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện), không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu, (đ/kWh)	430
3.	Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than trong phương án giá hiện hành, (đ/kWh)	344
4.	Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí trong phương án giá hiện hành, (đ/kWh)	606
5.	Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu trong phương án giá hiện hành, (đ/kWh)	3.046
6.	Chi phí phát điện trong phương án giá hiện hành xác định bằng đô la Mỹ, không biến động theo sản lượng điện phát, (triệu USD/tháng)	64
7.	Thành phần giá phân bổ từ các chi phí còn treo lại chưa được tính vào giá bán điện năm 2011, G_CTH (đ/kWh)	Theo quy định tại Điều 4 Thông tư này
8.	Thành phần giá được trích đưa vào Quỹ bình ổn giá điện (+) hoặc lấy từ Quỹ bình ổn giá điện để giảm giá (-), G_BO (đ/kWh)	Theo quy định tại Điều 4 Thông tư này

2. Số liệu sử dụng để xác định các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011

TT	Số liệu	Giá trị
1.	Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện, không biến động theo tỷ giá (tỷ đồng)	5.427
2.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy thủy điện có chi phí không biến động theo tỷ giá (tỷ kWh)	8,26
3.	Tổng chi phí phát điện biến động theo sản lượng điện phát của nhà máy nhiệt điện, không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu (chi phí cố định nhà máy nhiệt điện biến động theo sản lượng điện) (tỷ đồng)	10.017
4.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện có chi phí cố định biến động theo sản lượng điện (tỷ kWh)	23,27
5.	Tổng chi phí phát điện biến động theo tỷ giá ngoại tệ, không phụ thuộc vào sản lượng điện phát và giá nhiên liệu (tỷ đồng)	14.896
6.	Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá than (tỷ đồng)	7.326
7.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện chạy than (tỷ kWh)	21,29
8.	Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá khí (tỷ đồng)	25.697
9.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện chạy khí (tỷ kWh)	42,43
10.	Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá dầu (tỷ đồng)	10.196
11.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện chạy dầu (tỷ kWh)	3,35

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIET NAM Independence - Freedom – Happiness ---------
No. 31/2011/TT-BCT	Hanoi, August 19, 2011

CIRCULAR

PROVIDING FOR THE ADJUSTMENT OF ELECTRICITY SALE PRICES ACCORDING TO BASIC INPUT PARAMETERS

Pursuant to the Government's Decree No. 189/2007/ND-CP of December 27, 2007, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade, and Decree No. 44/2011/ND-CP of June 14, 2011, amending and supplementing Article 3 of Decree No. 189/2007/ND-CP of December 27, 2007;

Pursuant to the December 3, 2004 Electricity Law;

Pursuant to the Government's Decree No. 105/2005/ND-CP of August 17, 2005, detailing and guiding a number of articles of the Electricity Law;

Pursuant to the Prime Minister's Decision No. 24/2011/QD-TTg of April 15, 2011, on the adjustment of electricity sale prices under the market mechanism;

The Ministry of Industry and Trade provides for the adjustment of electricity sale prices according to basic input parameters as follows:

Chapter 1

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Article 1. Scope of regulation and subjects of application

1. This Circular guides the adjustment of electricity sale prices according to basic input parameters prescribed in the Prime Minister's Decision No. 24/2011/QD-TTg of April 15, 2011, on the adjustment of electricity sale prices under the market mechanism.

2. This Circular applies to units which adjust electricity sale prices according to basic input parameters and units which supply fuel price parameters for the adjustment of electricity sale prices.

Article 2. Interpretation of terms

In this Circular, the terms below are construed as follows:

1. Electricity production and business costs not yet fully accounted into the electricity sale price are reasonable and regular electricity production and business expenses arising in previous years not yet accounted into the current average electricity sale price.

2. Computed average electricity sale price is the average electricity sale price computed and examined by Electricity of Vietnam according to fluctuations of basic input parameters by the method prescribed in Clause 1, Article 4 of this Circular.

3. Commercial electricity output is the total electricity output sold by Electricity of Vietnam to end-users and electricity-retailing units.

Chapter II

...

Article 3. Principles of determination of basic input parameters

The electricity sale price shall be computed and examined every month, taking into account fluctuations of basic input parameters against those used for determining the current electricity sale price, according to the following principles:

1. The computing exchange rate is the USD exchange rate calculated on an average daily basis from the date of the last electricity sale price adjustment to the 15th day of the computing month (or the preceeding working day if the 15th day falls on a week-end or holiday), which is the USD selling rate at the closing hour of the headquarters of the Joint-Stock Bank for Foreign Trade of Vietnam.

2. The computing fuel price is the daily average fuel price calculated from the date of the last electricity sale price adjustment to the 15th day of the computing month (or the preceeding working day if the 15th day falls on a week-end or holiday), with the coal price being the domestic coal price for electricity generation at the location of coal delivery publicized by Vietnam National Coal, Mineral Industries Holding Corporation Limited; the gas price for the Ca Mau power plant calculated by PetroVietnam Gas Corporation according to international oil prices: the prices of gas from other sources (Nam Con Son and Cuu Long) prescribed by the Prime Minister at the time of computing electricity sale prices under contracts; and the oil price determined according to the oil retail prices in the domestic market, publicized by Vietnam National Petroleum Corporation.

3. The generated electricity output structure of previous months counting from the last adjustment with the total output from the 15th day to the end of the month projected for computing.

Article 4. Sequence of electricity sale price adjustment

1. The average electricity sale price shall be computed and examined when basic input parameters fluctuate as compared to those used for computing the current electricity sale price according to the following formulas:

...

Of which:

G: The computed average electricity sale price;

G^HH: The current average electricity sale price;

G_SL,: The generated-electricity price difference due to fluctuation of the generated electricity output compared to the planned electricity output already approved;

G_TG: The generated-electricity price difference due to fluctuation of the USD exchange rate compared to the exchange rate used for computing the current average electricity sale price:

G_NL : The generated-electricity price difference due to fluctuation of the fuel price compared to the fuel price used for computing the current average electricity sale price:

G: The average electricity sale price difference due to fluctuation of basic input parameters;

G_CTH. The price components calculated from the electricity production and business costs not yet fully accounted into the current electricity sale price, which are determined under regulations of competent bodies and Clause 4 of this Article:

G_BO: The electricity sale price components subtracted from the electricity sale price and put into the electricity price valorization fund (+) or subtracted from the electricity price valorization fund (-) under the joint guidance of the Ministry of Finance and the Ministry of Industry and Trade;

...

The methods of examining and computing the electricity sale price adjustment according to basic input parameters are prescribed in the appendix to this Circular (not printed herein).

2. Before the 20th day every month, based on the real basic input parameters determined under Article 3 of this Circular. Electricity of Vietnam shall examine and calculate the average electricity sale price difference due to fluctuation of basic input parameters (a G).

3. If the average electricity sale price difference due to fluctuation of basic input parameters is equal to. or higher than 5% as compared to the current electricity sale price (G e"5% G^HH), the average electricity sale price shall be adjusted as follows:

a/ To adjust the average electricity sale price at the level of 5%

Electricity of Vietnam shall report the electricity sale price adjustment plan to the Ministry of Industry and Trade for approval. If the latter gives no comments, alter 5 days from the date of receiving the electricity price adjustment computing dossier. Electricity of Vietnam may increase the average electricity sale price 5% over the current electricity sale price;

b/ To adjust the average electricity sale price with an increase of over 5%

Electricity of Vietnam shall report the electricity price plan to the Ministry of Industry and Trade and the Ministry of Finance for appraisal. Within 10 days after receiving the complete electricity price adjustment dossier of Electricity of Vietnam, the Ministry of Industry and Trade and the Ministry of Finance shall organize an appraisal thereof for the Ministry of Industry and Trade to submit it to the Prime Minister for consideration and approval.

If the Prime Minister has no reply within 15 working days after the Ministry of Industry and Trade submits the electricity price adjustment plan, Electricity of Vietnam may adjust the average electricity sale price at the level of 57c.

4. If the average electricity sale price difference due to fluctuation of basic input parameters is smaller than 5%- as compared to the current electricity sale price (G < 5% G^HH), Electricity of Vietnam shall calculate the electricity production and business costs not yet fully accounted into the electricity sale price for allocation to the average electricity sale price in order to increase the average electricity sale price by 5% at most, and adjust the electricity sale price according Point a. Clause 3 of this Article.

...

5. The electricity price valorization fund is established when G < 0 and the electricity production and business costs not yet fully accounted into the electricity price have been fully allocated.

Electricity of Vietnam shall establish, manage and use the electricity price valorization fund under the joint guidance of the Ministry of Finance and the Ministry of Industry and Trade.

If, after the establishment of the electricity price valorization fund, the complete electricity sale price difference G_TP is<5% G^HH, Electricity of Vietnam shall reduce the average electricity sale price to be equal to the computed average electricity sale price and at the same lime report such to the Ministry of Industry and Trade and the Ministry of Finance for supervision.

6. After adjusting the average electricity sale price, Electricity of Vietnam shall determine the detailed electricity sale price tariffs for different groups of customers based on the adjusted average electricity sale price and the structure of electricity retail prices under current regulations.

Article 5. Adjustment of electricity retailing prices by electricity retailing units which buy electricity from national grids in combination with on-spot generated electricity sources for retail

The electricity retail prices applicable to different groups of electricity users by electricity retailing units which buy electricity from national grids in combination with cm-spot generated electricity sources for retail shall be adjusted corresponding to the adjustment of the average electricity sale price.

Article 6. Dossiers on adjustment of electricity sale prices according to basic input parameters

A dossier on adjustment of the electricity sale price according to basic input parameters has the following principal contents:

1. Report on the electricity sale price adjustment plan.

...

3. Table of calculation of components of generated-electricity price difference due to fluctuations of basic input parameters.

4. Explanation about the electricity sale price adjustment plan, evaluation of the fluctuation of generated-electricity costs, analysis of new electricity prices impacts on every group of electricity users.

5. Electricity production and business costs not yet fully accounted into the electricity sale prices which have been already allocated, and the remainder.

6. Report on the establishment and use of the electricity price valorization fund.

Chapter III

ORGANIZATION OF IMPLEMENTATION

Article 7. Organization of implementation

1. The Electricity Regulatory Authority of Vietnam shall:

a/ Assume the prime responsibility for, and coordinate with the Ministry of Finance (the Price Management Department) in. verifying or appraising electricity sale price adjustment plans according to regulations:

...

c/ Guide Electricity of Vietnam in elaborating annual electricity production plans and techno-economic norms: appraise and submit to the Ministry of Industry and Trade for approval annual electricity production plans and techno-economic norms of Electricity of Vietnam;

d/ Guide the contents of electricity production and business costs of Electricity Vietnam to be inspected and prescribe the contents to be audited:

e/ Publicize annual electricity production and business costs;

f/ Settle problems related to the formulation and adjustment of electricity sale prices.

2. Electricity of Vietnam shall:

a/ Adjust the detailed electricity sale price tariffs applicable to different groups of users when adjusting the average electricity sale price under this Circular:

b/ Before the 25th every month, report to the Electricity Regulatory Authority of Vietnam on the following month's operation plan as the basis for inspection and supervision of the electricity sale price adjustment: analyze the difference between the real generated electricity output structure and the monthly plan output structure;

c/ Annually before November 15, submit to the Ministry of Industry and Trade for approval the electricity production plan and techno-economic norms for the following year;

d/ Annually before June 1, report to the Ministry of Industry and Trade and the Ministry of Finance on the financial statement of electricity production and business results already audited independently, electricity production and business costs at different stages and the electricity sale price of the fiscal year;

...

f/ Adjust annual electricity production plans and submit them to the Ministry of Industry and Trade for approval upon major fluctuations in additional power load demands, electricity source structure or hydrological conditions;

g/ Publicize the principal contents of electricity price adjustment plans immediately after the adjustment of electricity sale prices under this Circular;

h/ Add to electricity trading contracts of electricity generation units the contents of electricity sale price adjustment according to fluctuations of the price of the main fuel for electricity production, with regard to electricity trading contracts without this adjustment content, before adjusting the electricity sale prices.

3. Vietnam National Coal. Mineral Industries Holding Corporation Limited, Petro Vietnam Glas Corporation and Vietnam National Petroleum Corporation shall send written notifications to Electricity of Vietnam when they change coal, gas or oil prices.

Article 8. Effect

1. This Circular takes effect on September 1, 2011.

2. Problems arising in the course of implementation shall be reported to the Ministry of Industry and Trade for appropriate supplementation and amendment.-

...