|
BỘ CÔNG
THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA
XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
|
|
Số: 41/2010/TT-BCT
|
Hà Nội,
ngày 14 tháng 12 năm
2010
|
THÔNG
TƯ
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
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;
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 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng
Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều kiện hình thành và phát triển
các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;
Xét đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,
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 như
sau:
Chương
I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều
1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này
quy định về:
a) Phương
pháp xác định giá phát điện;
b)
Trình tự, thủ tục xây dựng và ban hành khung giá phát điện hàng năm cho nhà máy
điện mới;
c) Hợp đồng
mua bán điện mẫu;
d) Trình tự
thủ tục thẩm định và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.
2.
Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
a) Đơn vị
phát điện sở hữu nhà máy điện có tổng công suất lắp đặt trên 30MW đấu nối với hệ
thống điện quốc gia trừ các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, các nhà
máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ kỹ thuật, các nhà máy điện độc lập được đầu
tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT) và các nhà máy điện
sử dụng năng lượng mới tái tạo (gió, địa nhiệt, thuỷ triều và sinh khối);
b) Tập đoàn
Điện lực Việt Nam và các tổ chức, cá nhân có liên quan.
Điều
2. Giải thích từ ngữ
Trong Thông
tư này các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên bán là Đơn vị
phát điện được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực phát điện.
2. Bên mua là Tập đoàn
Điện lực Việt Nam.
3. Chủ đầu tư
là
tổ chức, cá nhân sở hữu vốn hoặc người thay mặt chủ sở hữu hoặc người vay vốn
và trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án nhà máy
điện.
4. 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.
5. Điện năng giao
nhận là
toàn bộ điện năng Bên bán giao cho Bên mua tại các vị trí đo đếm phục vụ cho
việc thanh toán mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua.
6. Đơn vị
phát điện
là
đơn vị sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.
7. Đơn vị vận
hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều
khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện
quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.
8. Năm cơ sở là năm ký hợp
đồng mua bán điện.
9. Nhà máy
điện chuẩn là
nhà máy nhiệt điện mới có quy mô công suất của các tổ máy phổ biến được xác
định trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia bao gồm 300MW, 600MW, 1000MW
đối với nhiệt điện than, 3x150MW và 3x250MW đối với tua bin khí chu trình hỗn
hợp, đại diện cho một loại nhà máy nhiệt điện có cùng công nghệ phát điện, cấu
hình, loại nhiên liệu sử dụng, vận hành ở chế độ phụ tải nền của hệ thống điện,
được sử dụng để tính toán khung giá phát điện cho loại nhà máy điện đó.
10. Nhà máy
điện mới là
nhà máy điện chưa xây dựng, hoặc đang trong giai đoạn xây dựng nhưng chưa ký
hợp đồng mua bán điện.
11. Ngày vận
hành chính thức Thị trường phát điện cạnh tranh là ngày Thị trường
phát điện cạnh tranh bắt đầu hoạt động theo quyết định của cơ quan nhà nước có
thẩm quyền.
12. Hai
bên là
Bên bán và Bên mua trong hợp đồng mua bán điện.
13. Hợp đồng
mua bán điện mẫu là hợp đồng mẫu áp dụng cho việc mua bán điện của từng
nhà máy điện quy định tại Phụ lục 2 của Thông tư này.
14. Suất tiêu
hao nhiên liệu tinh là khối lượng nhiên liệu tiêu hao để sản xuất một kWh
điện năng giao nhận (kg/kWh).
15. Suất hao
nhiệt tinh
là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng giao nhận (BTU/kWh).
16. Thị
trường phát điện cạnh tranh là thị trường điện cấp độ 1 quy định tại khoản 2 Điều 1 Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26
tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ về việc phê duyệt lộ trình, các điều
kiện hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam.
Chương
II
PHƯƠNG
PHÁP XÂY DỰNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Mục
1. 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 không (0) đến mức giá trần của từng loại hình nhà
máy điện được xây dựng và ban hành hàng năm, để sử dụng trong đàm phán giá phát
điện năm cơ sở của hợp đồng mua bán điện ký kết trong năm đó.
2. Đối với nhà máy nhiệt điện: Khung giá phát
điện được xây dựng cho phần công nghệ của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Điều 4 của Thông tư
(sau đây gọi tắt là khung giá phát điện công nghệ) tương ứng với các thông số
đầu vào để xác định mức giá trần công nghệ toàn phần bao gồm: quy mô công suất,
suất đầu tư công nghệ cho xây dựng Nhà máy điện chuẩn, tỷ suất chiết khấu tài
chính, loại và nguồn cung cấp nhiên liệu.
Giá phát điện công nghệ toàn phần của Nhà máy
điện chuẩn tại năm áp dụng khung giá bằng tổng giá cố định bình quân có chiết
khấu của phần công nghệ chuẩn và giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn tại năm
tính giá, được quy định như sau:
a) Giá cố định công nghệ bình quân có chiết
khấu (sau đây gọi tắt là giá cố định bình quân) là thành phần để thu hồi chi
phí đầu tư và các chi phí cố định khác hàng năm cho phần công nghệ của Nhà máy
điện chuẩn và không phụ thuộc vào sản lượng điện năng phát.
b) Giá biến đổi công
nghệ của năm áp dụng khung giá 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 bình quân hàng năm trong đời sống kinh tế của dự án được quy định tại Phụ
lục 1 của Thông tư này.
3. Đối với nhà máy thủy
điện: Mức trần của khung giá phát điện là giá chi phí tránh được bình quân năm cơ
sở xác định theo Biểu giá chi phí tránh được được ban hành hàng năm theo quy
định tại Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương ban hành quy định về biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy
điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo.
Điều 4. Các Nhà máy
điện chuẩn
Nhà máy điện chuẩn được quy định như sau:
|
Công nghệ phát điện
|
Công suất tinh của
Nhà máy điện chuẩn (MW)
|
|
Than nội địa
|
Than nhập khẩu
|
|
1. Nhiệt điện 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
xây dựng khung giá phát điện công nghệ cho Nhà máy điện chuẩn
1. Khung giá phát điện
công nghệ là dải giá trị từ không (0) đến mức giá trần công nghệ toàn phần của
Nhà máy điện chuẩn.
2. Giá trần công nghệ
toàn phần của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau:
gCN = FCCN
+ VCCN
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình
quân của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 6 của Thông tư
này (đồng/kWh);
VCCN: giá biến đổi công nghệ của
năm áp dụng khung giá của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo phương pháp quy
định tại Điều 7 của Thông tư
này (đồng/kWh).
Điều 6. Phương pháp
xây dựng giá cố định công nghệ bình quân của Nhà máy điện chuẩn
1. Giá cố định công nghệ
bình quân của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCCN: giá cố
định công
nghệ bình quân (đồng/kWh);
CVĐT,CN: 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 (đồng);
CFOM: chi phí vận hành bảo dưỡng
cố định của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo tỷ lệ % trên tổng chi phí xây
lắp và thiết bị của Nhà máy điện chuẩn (đồng);
Pt: tổng công suất tinh được tính
bình quân cho cả đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Điều 4 của Thông tư
này (kW);
Tmax: thời gian vận hành công suất
cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong toàn bộ đời sống kinh tế
của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này
(giờ).
2. Chi phí vốn đầu tư phần
công nghệ của Nhà máy điện chuẩn được quy đổi đều hàng năm (CVĐT,CN)
theo công thức sau:
Trong đó:
SĐT: suất đầu tư công nghệ
của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kW) được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều
này;
Pt: tổng công suất tinh được tính
bình quân cho cả đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại Điều 4 của Thông tư
này (kW);
n: đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn
được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: tỷ suất chiết khấu tài chính của Nhà máy
điện chuẩn (%) là chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền trước thuế (WACC)
được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều này.
3. Chi phí vận hành bảo
dưỡng cố định hàng năm (CFOM) của Nhà máy điện chuẩn được xác định
theo công thức sau:
CFOM = SĐT
´ Pt ´ k ´ kFOM
Trong đó:
k: tỷ lệ chi phí vốn xây lắp và thiết bị
trong suất đầu tư công nghệ của Nhà máy điện chuẩn (%);
kFOM: hệ số vận hành bảo dưỡng cố
định (%) của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư
này.
4. Suất đầu tư công nghệ
là chi phí đầu tư cho một (01) kW công suất tinh bình quân của Nhà máy điện
chuẩn bao gồm các hạng mục chi phí nằm trong hàng rào nhà máy điện và chi phí
cho các hạng mục công trình dùng chung trong trường hợp tổ hợp có nhiều nhà máy
điện thuộc các chủ sở hữu khác nhau.
Các chi phí thành phần trong suất đầu tư công
nghệ 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 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;
d) 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;
đ) 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;
e) 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.
5. Tỷ suất chiết khấu
tài chính i (%): Áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định
trước thuế (WACC) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
D: tỷ lệ vốn vay
trong tổng mức đầu tư được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
E: tỷ lệ vốn góp chủ
sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
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 ´ rd,F
+ DD ´ rd,D
Trong đó:
DF: tỷ lệ vốn vay
ngoại tệ bình quân trong tổng vốn vay được quy định là 80%;
DD: tỷ lệ vốn vay
nội tệ trong tổng vốn vay được quy định là 20%;
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 9 tháng đầu của năm xây dựng khung giá trên thị
trường liên ngân hàng Luân Đôn (LIBOR swaps[1]) cộng với tỷ lệ bình
quân năm cho dịch vụ phí của các ngân hàng là 2,5%;
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 doanh nghiệp của 5 năm gần nhất
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 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 nhưng không
vượt quá mức tối đa bằng 3,5%.
b) Tỷ suất lợi nhuận
trước thuế re trên phần vốn góp chủ sở hữu 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 tính bằng tỷ suất lợi nhuận
bình quân gia quyền của các nguồn vốn góp. Trong đó, tỷ suất lợi nhuận sau thuế
trên phần vốn góp nhà nước[2]
được quy định là 10%; tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp tư nhân được
xác định bằng bình quân lãi suất trái phiếu Chính phủ kỳ hạn 5 năm của các đợt
phát hành trái phiếu Chính phủ trong 5 năm gần nhất cộng với 3%;
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.
Điều 7. Phương pháp
xác định giá biến đổi công nghệ của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung
giá
1. Giá biến đổi công
nghệ của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá (VCCN) được
xác định theo công thức sau:
VCCN = HR ´ PF ´ (1+f)
Trong đó:
VCCN: giá biến đổi công nghệ của
Nhà máy điện chuẩn (đồng/kWh);
HR: suất tiêu hao nhiên liệu tinh ở mức đầy
tải đối với nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh ở mức đầy tải đối
với nhiệt điện khí (BTU/kWh);
f: tỷ lệ phần trăm tổng các chi phí khởi động,
chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí khác cho phát điện so với chi phí
nhiên liệu chính và được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
PF: giá nhiên liệu chính cho phát
điện của năm áp dụng khung giá không bao gồm cước phí vận chuyển nhiên liệu, được
tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
2. Giá nhiên liệu chính
cho phát điện (PF) của năm áp dụng khung giá được tính theo giá
nhiên liệu trong phương án điều chỉnh giá điện của năm đó, trong đó:
a) Giá than nội địa là
giá than cám 5 có nhiệt trị 5.500 kcal/kg được xác định trên phương tiện vận
chuyển tại điểm xếp hàng (ga/cảng/bến) của đơn vị cung cấp than (đồng/kg);
b) Giá than nhập khẩu
được xác định tại cảng nhập khẩu than (đồng/kg);
c) Giá khí được xác định
tại mỏ cấp khí (đồng/BTU).
3. Tập đoàn Điện lực
Việt Nam có trách nhiệm xây dựng các thông số tính toán giá phát điện của các
Nhà máy điện chuẩn theo từng loại công nghệ và nguồn gốc xuất xứ các thiết bị
chính[3] trên cơ sở
kết quả đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư các dự án nguồn điện mới và các số liệu
thực tế của các nhà máy điện đã đàm phán hợp đồng mua bán điện, bao gồm:
a) Suất đầu tư công nghệ
của các Nhà máy điện chuẩn (đồng/kW);
b) Suất tiêu hao nhiên liệu
tinh ở mức đầy tải đối với Nhà máy điện chuẩn chạy than (kg/kWh) hoặc suất hao
nhiệt tinh ở mức đầy tải đối với Nhà máy điện chuẩn chạy khí (BTU/kWh).
Điều 8. Phương pháp
xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy thuỷ điện
Mức trần của khung giá phát điện cho nhà máy
thuỷ điện (gTĐ) của năm áp dụng khung giá được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
ACTbq,j: Giá chi phí
tránh được trung bình của ba miền Bắc, Trung, Nam được xác định theo biểu giá chi phí tránh
được
do Cục Điều tiết điện lực ban hành hàng năm theo quy định tại Quyết định số
18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành
quy định về biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng
lượng tái tạo.
tj: Tỷ lệ điện năng sản
xuất theo mùa và theo giờ cao thấp điểm 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 (%)
|
20,0%
|
50,0%
|
14,0%
|
5,0%
|
9,0%
|
2,0%
|
Mục
2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ ĐÀM PHÁN HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI
Điều
9. Nguyên tắc xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Giá đàm phán
hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện mới là giá toàn phần được tính
bằng đồng/kWh gồm hai thành phần:
a) Giá công nghệ không
vượt quá khung giá phát điện công nghệ của Nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương
phê duyệt, gồm giá cố định công nghệ bình quân và giá biến đổi công nghệ năm cơ
sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 10 của Thông tư
này;
b) Giá đặc thù do hai
bên thỏa thuận trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện, gồm giá cố định
đặc thù bình quân và giá biến đổi đặc thù năm cơ sở được xác định theo phương
pháp quy định tại Điều 10 của Thông tư này.
2. Giá đàm phán hợp đồng
mua bán điện của nhà máy thuỷ điện mới là giá cố định bình quân được xác định
theo phương pháp quy định tại Điều 11, được tính
bằng đồng/kWh tương ứng với các thông số cho tính giá do hai bên thoả thuận và
không vượt quá khung giá phát điện của nhà máy thuỷ điện do Bộ Công Thương phê
duyệt.
Điều 10.
Phương pháp xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện
1. Giá đàm phán hợp đồng
mua bán điện của nhà máy nhiệt điện (gNĐ) được xác định theo công
thức sau:
gNĐ = gCN
+ gĐT
Trong đó:
gCN: giá công nghệ của nhà máy
được xác định theo phương pháp quy định tại điểm a khoản này (đồng/kWh);
gĐT: giá đặc thù của nhà máy được
xác định theo phương pháp quy định tại điểm b khoản này (đồng/kWh).
a) Giá công nghệ (gCN) được hai
bên thỏa thuận nhưng không vượt quá khung giá phát điện công nghệ do Bộ Công
Thương phê duyệt và được xác định theo công thức sau:
gCN = FCCN
+ VCCN,0
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình
quân của nhà máy được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
VCCN,0: giá biến đổi công nghệ của
nhà máy tại năm cơ sở được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này
(đồng/kWh).
Trường hợp nhà máy nhiệt điện có công suất
tinh bình quân khác với công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn, giá công
nghệ đàm phán của nhà máy điện này không vượt quá khung giá của Nhà máy điện
chuẩn có cùng số tổ máy và có tổng công suất tinh gần nhất. Đối với các nhà máy
nhiệt điện có tổng công suất tinh từ 200MW trở xuống, giá phát điện của các nhà
máy điện này được xác định cho từng trường hợp cụ thể theo phương pháp quy định
tại Chương này tương ứng với các thông số cho xác định khung giá phát điện của
Nhà máy điện chuẩn quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư.
b) Giá đặc thù (gĐT) được hai bên
thỏa thuận cho từng công trình cụ thể và được xác định theo công thức sau:
gĐT = FCĐT
+ VCĐT,0
Trong đó:
FCĐT: giá cố định đặc thù bình
quân của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều này
(đồng/kWh);
VCĐT,0: giá biến đổi
đặc thù của nhà máy tại năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản
5 Điều này (đồng/kWh).
2. Giá cố định công nghệ
bình quân của nhà máy (FCCN) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình
quân (đồng/kWh);
TMĐTCN: tổng mức đầu tư cho phần
công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo
quy định tại điểm a khoản này được xác định căn cứ vào tổng mức đầu tư của dự
án đầu tư được duyệt và phải tuân thủ các quy định hiện hành của nhà nước về quản
lý chi phí đầu tư xây dựng và các định mức chi phí xây dựng (đồng);
CFOM: chi phí vận hành bảo dưỡng
cố định của nhà máy điện xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng);
Pt: tổng công suất tinh của nhà
máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);
kCS: hệ số suy giảm
công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do
hai bên thỏa thuận (%);
Tmax: thời gian vận hành công suất
cực đại hàng năm được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy
điện được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này (giờ);
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định
tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: Tỷ suất chiết khấu tài chính được xác định
theo quy định tại khoản 5 Điều 6 của Thông tư
này, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay
vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện.
a) Tổng mức đầu tư cho phần
công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở gồm các hạng mục chi phí sau:
- 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;
- Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm
thiết bị công nghệ (kể cả thiết bị công nghệ phi tiêu chuẩn cần sản xuất, gia
công), chi phí đào tạo vận hành nhà máy; chi phí lắp đặt, thử nghiệm, hiệu
chỉnh; chi phí vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan;
- 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;
- 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;
- Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời
gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí trả lãi vay và các chi phí cho vay
vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;
- Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng
cho khối lượng công việc phát sinh chưa lường trước được khi lập dự án và chi
phí dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.
b) Chi phí vận hành bảo
dưỡng cố định hàng năm của nhà máy (CFOM) được quy đổi đều hàng năm
theo công thức sau:
Trong đó:
TCFOM:
giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định trong toàn bộ
đời sống kinh tế của nhà máy điện (đồng);
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định
tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: tỷ lệ trượt giá máy móc thiết bị và nhân công
hàng năm cho vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện được tính bình quân là
2,5%.
c) Giá trị hiện tại của
tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện trong toàn bộ đời sống
kinh tế được xác định theo công thức sau:
TCFOM = TCSCL
+ n ´ (CNC
+ CMN + CK)
Trong đó:
TCSCL: giá trị hiện
tại của tổng chi phí sửa chữa lớn theo định kỳ của toàn nhà máy trong toàn bộ
đời sống kinh tế của nhà máy;
CNC : tổng chi phí
nhân công tại năm cơ sở, gồm các chi phí tiền lương, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm
y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo được xác định theo các
quy định hiện hành;
CMN
:
tổng
chi phí dịch vụ mua ngoài tại năm cơ sở, gồm các chi phí trả cho tổ chức, cá
nhân ngoài đơn vị về các dịch vụ thực hiện theo yêu cầu gồm tiền nước, điện
thoại, sách báo; thuê tư vấn kiểm toán; thuê tài sản; bảo hiểm tài sản và cho
các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản
lý, vận hành nhà máy điện;
CK: tổng chi phí
bằng tiền khác tại năm cơ sở, gồm các chi phí văn phòng phẩm; khấu hao các
thiết bị văn phòng, các loại thuế và phí; đào tạo; nghiên cứu khoa học, tiền ăn
ca; dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; bảo hộ
lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi
trường; bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại và các chi phí khác;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định
tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
3. Giá biến đổi công
nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCCN,0) được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
HRbq: suất hao nhiên liệu tinh
bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân
đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh);
PF,0: giá nhiên liệu chính cho
phát điện của năm áp dụng khung giá không bao gồm cước vận chuyển nhiên liệu,
được tính bằng đồng/kg đối với nhiệt điện than hoặc đồng/BTU đối với nhiệt điện
khí;
Cvlp: tổng chi phí vật liệu phụ
hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật
liệu phụ sử dụng cho phát điện tại năm cơ sở (đồng);
Ckd: tổng chi phí khởi động cho
phép (bao gồm khởi động nguội và khởi động nóng) theo số lần khởi động tối đa
trong 01 năm (đồng);
Ck: các chi phí sửa chữa bảo dưỡng
nhỏ thường xuyên hàng năm (đồng);
Pt: tổng công suất tinh của nhà
máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);
kCS: hệ số suy giảm
công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do
hai bên thỏa thuận (%);
Tmax: thời gian vận hành công suất
cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà máy điện
(giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
a) Suất hao nhiên liệu
tinh bình quân (HRbq) đối với nhiệt điện than hoặc suất hao nhiệt
tinh bình quân đối với nhiệt điện khí được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
HRi: suất hao nhiên liệu
tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình
quân đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh) tương ứng ở mức tải i quy định tại Phụ lục 1
của Thông tư này (kJ/kWh);
Ti: số giờ vận
hành tại mức tải i trong năm của nhà máy quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư
này (giờ).
b) Giá nhiên liệu năm cơ
sở (PF,0) được quy định như sau:
- Đối với nhiên liệu
than nội địa: Giá than là giá trên phương tiện tại điểm xếp hàng của đơn vị
cung cấp than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu
than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng nhập khẩu than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu
khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU).
c) Tổng chi phí khởi
động cho phép trong năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ckd: tổng chi phí
khởi động cho
phép trong
năm;
pk: số lần khởi
động tổ máy của nhà máy điện tối đa trong năm ở trạng thái khởi động k;
k: trạng thái khởi động
(nóng, nguội);
Mi: khối lượng nhiên liệu tiêu hao
than và dầu (kg/kWh) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí
(BTU/kWh) đối với nhiệt điện khí cho một lần khởi động của tổ máy ở trạng thái
khởi động k;
Di: đơn giá nhiên liệu tại năm cơ
sở cho một lần khởi động nguội, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than
và dầu và tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
m: số loại nhiên liệu được sử dụng cho một lần
khởi động nguội của tổ máy;
t: số tổ máy của nhà máy điện.
4. Giá cố định đặc thù
bình quân của nhà máy điện (FCĐT) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCĐT: giá cố
định đặc thù
bình quân (đồng/kWh);
TCĐT: Tổng các chi phí đặc
thù cho xây dựng nhà máy điện do hai bên thỏa thuận trên cơ sở tổng đầu tư cho các
hạng mục chi phí này của dự án đầu tư được duyệt và được điều chỉnh sau khi
hoàn thành đầu tư xây dựng nhà máy điện phù hợp với tổng chi phí các hạng mục
đặc thù thực tế thực hiện gồm: 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 và chi phí
xử lý gia cố nền móng công trình đã được kiểm toán;
Pt: tổng công suất tinh của nhà
máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);
kCS: hệ số suy giảm
công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do
hai bên thỏa thuận (%);
Tmax: thời gian vận hành công suất
cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà máy điện
(giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định
tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: Tỷ suất chiết khấu tài chính được xác định
theo quy định tại khoản 5 Điều 6 của Thông tư
này, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay
vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện.
5. Giá biến đổi đặc thù
của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCĐT,0) được xác định theo công thức
sau:
VCĐT,0 =
HRbq ´
Pv/c,0
Trong đó:
HRbq: suất hao nhiên liệu tinh
bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) (kJ/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh
bình quân đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh) được xác định theo quy định tại điểm
a khoản 3 Điều này;
Pv/c,0: cước phí vận chuyển nhiên
liệu cho phát điện tại năm cơ sở (bao gồm toàn bộ các chi phí liên quan đến quá
trình vận chuyển nhiên liệu tới điểm giao nhiên liệu cho nhà máy điện kể cả phí
bảo hiểm của đơn vị cung cấp nhiên liệu), được tính bằng đồng/kg đối với nhiên
liệu than hoặc tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Điều 11.
Phương pháp xây dựng giá đàm phán của nhà máy thủy điện
1. Giá đàm phán của nhà
máy thủy điện (gTĐ) là giá cố định bình quân được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
TMĐT: tổng mức đầu tư xây dựng nhà máy điện tại năm cơ
sở (chưa
bao gồm thuế giá trị gia tăng) được xác định căn cứ vào tổng mức đầu tư của
dự
án đầu tư được
duyệt và phải tuân thủ các quy định hiện hành của nhà nước về quản lý
chi phí đầu tư xây dựng và các định mức chi phí xây dựng (đồng);
COM: chi phí vận
hành bảo dưỡng của nhà máy được quy đổi đều hàng năm theo phương pháp quy định
tại khoản 3 Điều này (đồng);
AP: điện năng phát bình quân nhiều
năm tại đầu cực máy phát ứng với tần suất nước về trung bình nhiều năm của nhà
máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kWh);
ttd: tỷ lệ điện tự dùng xác định
theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy thủy điện (%) nhưng không vượt quá
mức trần quy định tại mục 2 Phụ lục 1 của Thông tư này;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện được quy
định tại mục 2 Phụ lục 1 của Thông tư này (năm);
i: tỷ suất chiết khấu tài chính được xác định
theo quy định tại khoản 5 Điều 6 của Thông tư
này, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay
vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện.
2. Chi phí vận hành và
bảo dưỡng của nhà máy điện được quy đổi đều hàng năm (COM) theo công
thức sau:
Trong đó:
COM:
tổng chi phí vận hành bảo dưỡng của nhà máy thuỷ điện được quy đổi đều hàng năm
(đồng);
TCOM: giá trị hiện tại của
tổng chi phí vận hành bảo dưỡng trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy thủy điện
(đồng);
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện được quy
định tại Phụ lục 1 của Thông tư này (năm);
i: tỷ lệ trượt giá máy móc thiết bị và nhân công
hàng năm cho vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện được tính bình quân là
2,5%.
3. Giá trị hiện tại của
tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy thủy điện trong toàn bộ đời
sống kinh tế (TCOM) được xác định theo công thức sau:
TCOM = TCSCL
+ n ´ (CVLP
+ CNC + CMN + CK)
Trong đó:
TCSCL:
giá trị hiện
tại của tổng chi phí sửa chữa lớn theo các chu kỳ sửa chữa lớn trong toàn bộ
đời sống kinh tế của nhà máy phù hợp với quy chuẩn ngành điện;
CVLP:
tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy được xác định theo khối
lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện;
CNC:
tổng chi phí nhân công tại năm cơ sở gồm tổng chi phí tiền lương, chi phí
bảo hiểm xã hội, chi phí bảo hiểm y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp
kèm theo;
CMN:
tổng chi phí dịch vụ mua ngoài tại năm cơ sở gồm: các chi phí trả cho tổ chức,
cá nhân ngoài đơn vị về các dịch vụ thực hiện theo yêu cầu gồm tiền nước, điện
thoại, sách báo; chi phí thuê tư vấn kiểm toán; chi phí thuê tài sản; chi phí
bảo hiểm tài sản và chi phí cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch
vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành nhà máy điện;
CK:
tổng chi phí bằng tiền khác tại năm cơ sở gồm: chi phí văn phòng phẩm; chi phí
khấu hao các thiết bị văn phòng, các loại thuế và phí[4]; chi phí đào tạo; chi phí
nghiên cứu khoa học, tiền ăn ca; chi phí dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống
bão lụt, phòng cháy chữa cháy; chi phí bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an
toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; bồi dưỡng hiện vật ca đêm,
độc hại và các chi phí khác;
n: đời sống
kinh tế của nhà máy điện được quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này (năm).
Mục
3. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều
12. Nguyên tắc xác định giá phát điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
1. Hai bên có quyền
áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp
đồng.
Trường hợp hai bên thống nhất quy đổi giá cố
định bình quân đã thỏa thuận thành giá từng năm trong thời hạn hợp đồng thì
việc xác định các mức giá này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2,
khoản 3 Điều này.
2. Đối với các nhà máy
điện mới, trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính của dự
án, giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện và nhà máy thuỷ điện được hai
bên thỏa thuận quy đổi thành giá từng năm trong hợp đồng mua bán điện theo các nguyên
tắc sau:
a) Đảm bảo cho nhà đầu
tư thực hiện được các nghĩa vụ hoàn trả các khoản nợ vay cho đầu tư xây dựng
nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay được quy định là mười (10) năm kể
từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện.
b) Giá cố định của năm cao
nhất kể từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên không vượt quá 1,08 lần
giá cố định bình quân đã thỏa thuận đối với dự án có một trăm phần trăm (100%)
vốn góp là vốn tư nhân hoặc 1,2 lần đối với dự án có một trăm phần trăm (100%)
vốn góp là vốn nhà nước.
c) Tỷ suất lợi nhuận trên
phần vốn góp chủ sở hữu của dự án duy trì mức tối thiểu trong thời gian hoàn
trả vốn vay và tăng dần trong các năm sau đó để đảm bảo giá cố định bình quân
trong đời sống kinh tế của nhà máy điện không thay đổi so với mức giá đã được
hai bên thỏa thuận.
3. Trường hợp thời hạn
hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện hiện có đã hết hiệu lực, giá từng
năm trong hợp đồng mua bán điện ký lại được quy định như sau:
a) Trừ các nhà máy được
quy định tại điểm b khoản này, các nhà máy điện hiện có có giá cố định quy định
trong hợp đồng là giá bình quân trong thời gian sống kinh tế của nhà máy, giá
từng năm trong hợp đồng mua bán điện được ký lại giữ nguyên như giá hợp đồng
hiện có.
b) Đối với nhà máy điện của
Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã được cổ phần hóa, giá cố định từng năm trong hợp
đồng được quy định như sau:
(i) Trường hợp nhà máy điện không còn nghĩa
vụ trả nợ vốn vay đầu tư xây dựng nhà máy, giá cố định từng năm giữ nguyên như
giá hợp đồng hiện có.
(ii) Trường hợp nhà máy điện còn nghĩa vụ trả
nợ vốn vay đầu tư xây dựng nhà máy, giá cố định từng năm trong hợp đồng mua bán
điện ký lại được xác định theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo cho nhà đầu
tư thực hiện được các nghĩa vụ hoàn trả các khoản nợ vay cho đầu tư xây dựng
nhà máy điện theo hợp đồng tín dụng đã ký.
- Đảm bảo tỷ suất lợi
nhuận trước thuế trên vốn chủ sở hữu ở mức được xác định trong phương án cổ phần
hóa.
Điều 13.
Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện
1. Giá cố định được điều
chỉnh hàng năm theo tỷ giá thực tế tại thời điểm thanh toán do một ngân hàng
thương mại công bố do hai bên thoả thuận trên cơ sở đảm bảo cho nhà đầu tư có
khả năng thanh toán giá trị nợ gốc vốn vay ngoại tệ và lãi vốn vay ngoại tệ đến
hạn phải trả trong năm đó.
2. Giá biến đổi của nhà
máy nhiệt điện được điều chỉnh hàng năm theo biến động giá nhiên liệu cho phát
điện tại thời điểm thanh toán. Trường hợp, giá nhiên liệu được quy định bằng
ngoại tệ, giá biến đổi được điều chỉnh theo tỷ giá thực tế tại thời điểm thanh
toán do một ngân hàng thương mại công bố do hai bên thoả thuận.
Điều 14.
Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy nhiệt điện theo từng năm của hợp
đồng mua bán điện
1. Giá phát điện theo
từng năm của nhà máy nhiệt điện được hai bên thỏa thuận (gNĐ) gồm
hai thành phần:
a) Giá cố định bình quân (FC) được tính theo
công thức sau:
FC = FCCN
+ FCĐT
Trong đó:
FCCN:
giá cố định công nghệ bình quân được xác định theo phương pháp quy định
tại khoản 2 Điều 10 của Thông tư
này;
FCĐT:
giá cố định
đặc thù bình quân được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều 10 của Thông tư
này.
b) Giá biến đổi tại năm cơ sở (VC0)
được tính theo công thức sau:
VC0 = VCCN,0
+ VCĐT,0
Trong đó:
VCCN,0:
giá biến đổi công nghệ năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định
tại khoản 3 Điều 10 của Thông tư
này;
VCDT,0:
giá biến đổi đặc thù năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định
tại khoản 5 Điều 10 của Thông tư
này.
2. Giá cố định bình quân
của nhà máy nhiệt điện (FC) sau khi được chuyển đổi thành giá cố định từng năm
của hợp đồng mua bán điện (FCj) theo nguyên tắc quy định tại Điều 12 của Thông tư
này sẽ được điều chỉnh theo biến động tỷ giá như sau:
a) Giai đoạn trước Ngày
vận hành chính thức Thị trường phát điện cạnh tranh:
Trong đó:
FCj,T:
giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, được tính bằng
đồng/(kW.tháng);
FCj:
giá cố định năm thứ j (đồng/kWh);
αF,j: tỷ lệ phần
trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá của năm thứ j (%) được xác định
theo quy định tại điểm c khoản này;
λj,T: tỷ giá giữa
đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD);
λ0: tỷ giá giữa
đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD).
b) Giai đoạn Thị trường
phát điện cạnh tranh:
Trong đó:
FCj,TT:
giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
FCj:
giá cố định năm thứ j (đồng/kWh);
αF,j: tỷ lệ phần
trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá của năm thứ j (%) được xác định
theo quy định tại điểm c khoản này;
λj,T: tỷ giá giữa
đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD);
λ0: tỷ giá giữa
đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD).
c) Tỷ lệ phần trăm giá
cố định được điều chỉnh theo tỷ giá năm thứ j (F,j) được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
FCj:
giá cố định năm thứ j (đồng/kWh);
DF,j: tổng giá trị nợ
gốc vốn vay ngoại tệ và lãi vốn vay ngoại tệ đến hạn phải thanh toán trong năm
j được xác định tương ứng với tỷ giá tại năm cơ sở theo các hợp đồng tín
dụng vay
vốn cho đầu tư xây dựng nhà máy (đồng);
Abq: sản lượng
điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện của nhà máy (kWh).
3. Giá biến đổi của nhà
máy nhiệt điện được điều chỉnh theo giá nhiên liệu như sau:
Trong đó:
VCj,TT:
giá biến đổi năm thứ j tại thời điểm thanh toán (đồng/kWh);
VC0: giá biến đổi
năm cơ sở được xác định theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
kHS,j: hệ số suy
giảm hiệu suất năm thứ j do hai bên thỏa thuận (%)
PF,0: giá nhiên
liệu cho phát điện tại năm cơ sở, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than
hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
PF,j: giá nhiên
liệu cho phát điện tại năm thứ j tại thời điểm thanh toán, tính bằng đồng/tấn
đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Điều 15.
Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy thủy điện mới theo từng năm của
hợp đồng mua bán điện
1. Giá bình quân của nhà
máy thủy điện (gTĐ) xác định theo phương pháp quy định tại Điều 11 của Thông tư
này sau khi được hai bên thỏa thuận sẽ được chuyển đổi thành giá từng năm của
hợp đồng mua bán điện (gj) theo nguyên tắc quy định tại Điều 12 của Thông tư
này.
2. Giá của nhà
máy thủy điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện được điều chỉnh theo biến
động tỷ giá thực tế tại thời điểm thanh toán theo công thức sau:
+ Tj
Trong đó:
gj,TT:
giá tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
gj:
giá của nhà máy thuỷ điện năm thứ j (đồng/kWh);
DF,j: tổng giá trị
nợ gốc vốn vay ngoại tệ và lãi vốn vay ngoại tệ đến hạn phải thanh toán trong
năm j được xác định tương ứng với tỷ giá tại năm cơ sở theo các hợp đồng tín
dụng vay
vốn cho đầu tư xây dựng nhà máy (đồng);
Abq: sản lượng
điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện của nhà máy (kWh);
λj,T: tỷ giá giữa
đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD);
λ0: tỷ giá giữa
đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD);
Tj: Phí môi
trường rừng và thuế tài nguyên sử dụng nước năm j (đồng/kWh).
Điều 16.
Phương pháp chuyển đổi giá phát điện của nhà máy nhiệt điện hiện có để áp dụng
cho hợp đồng mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh
1. Trong giai đoạn Thị trường
phát điện cạnh tranh, giá phát điện toàn phần quy đổi áp dụng cho thanh toán
theo hợp đồng sai khác được xác định theo công thức sau:
PC,j = FCj
+ VCj
Trong đó:
PC,j:
giá phát điện toàn phần quy đổi tại thời điểm thanh toán của năm thứ j
(đồng/kWh);
FCj:
giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
VCj:
giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ
j (đồng/kWh).
2. Đối với các nhà máy
điện hiện có có giá hợp đồng là giá phát điện toàn phần một thành phần tính
bằng đồng/kWh, thì giá phát điện toàn phần của hợp đồng sai khác được chuyển đổi
thành giá hai thành phần. Trong đó giá cố định các năm bằng giá cố định được
xác định theo hợp đồng hiện có, giá biến đổi được điều chỉnh hàng năm theo biến
động giá nhiên liệu.
3. Đối với các nhà máy
điện có giá phát điện là giá hai thành phần với giá cố định tính bằng đồng/(kW.tháng)
và giá biến đổi tính bằng đồng/kWh, thì giá phát điện toàn phần quy đổi của hợp
đồng sai khác hàng năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
PC,j: giá hợp đồng
mua bán điện dạng sai khác năm thứ j của nhà máy điện (đồng/kWh);
FCj: giá cố định năm thứ j theo
hợp đồng mua bán điện hiện có của nhà máy điện (đồng/(kW.tháng));
Tmax:
thời
gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân nhiều năm cho cả đời dự
án nhà máy điện (giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư
này.
VC0: giá biến đổi của nhà
máy điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh);
kHS,j: hệ số suy giảm hiệu
suất năm thứ j (%) do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng hiện có (nếu có)
PF,0: giá nhiên
liệu cho phát điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác, tính bằng
đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
PF,j: giá nhiên
liệu cho phát điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, tính bằng đồng/tấn
đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
4. Đối với các nhà máy
điện hiện có có giá hợp đồng đã bao gồm giá công suất, giá vận hành và bảo
dưỡng cố định và các thành phần giá khác thì giá phát điện toàn phần quy đổi của
hợp đồng mua bán điện dạng sai khác hàng năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
PC,j: giá phát điện toàn phần quy đổi của hợp
đồng mua bán điện dạng sai khác năm thứ j của nhà máy điện (đồng/kWh);
FCCj: giá công suất năm
thứ j theo hợp đồng hiện có (đồng/(kW.tháng));
FCOMj: giá vận hành bảo
dưỡng cố định năm thứ j theo hợp đồng hiện có của nhà máy điện (đồng/(kW.tháng));
Tmax:
thời
gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân nhiều năm cho cả đời dự
án nhà máy điện (giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư
này;
VC0: giá biến đổi của nhà
máy điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác được xác định theo
phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 10 của Thông
tư này (kWh);
kHS,j: hệ số suy giảm hiệu
suất năm thứ j (%) do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng hiện có (nếu có).
PF,0: giá nhiên
liệu cho phát điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác, tính bằng
đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
PF,j: giá nhiên
liệu cho phát điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, tính bằng đồng/tấn
đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Chương
III
TRÌNH
TỰ, THỦ TỤC XÂY DỰNG VÀ BAN HÀNH KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Điều 17.
Trình tự, thủ tục xây dựng và ban hành khung giá phát điện
1. Trước ngày 01 tháng 10
hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm cập nhật số liệu và tính
toán khung giá phát điện áp dụng cho năm tiếp theo trình Cục Điều tiết điện lực
thẩm định.
2. Trong thời hạn năm (05)
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ trình duyệt khung giá phát điện, Cục Điều
tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ trình duyệt và có
văn bản yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam bổ sung hoặc sửa đổi các nội dung
trong hồ sơ nếu thấy hồ sơ không đủ điều kiện để tiến hành thẩm định.
3. Chậm nhất hai mươi (20)
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có
trách nhiệm tổ chức thẩm định, lấy ý kiến của các đơn vị điện lực liên quan và
trình Bộ Công Thương ban hành.
4. Trước ngày 15 tháng
12 hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm công bố khung giá phát điện
cho năm tới trên trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực. Trường hợp
khung giá phát điện công nghệ cho Nhà máy điện chuẩn của năm tiếp theo chưa
được công bố, cho phép tạm thời áp dụng khung giá phát điện công nghệ của năm liền
kề trước đó.
Điều
18. Hồ sơ đề nghị phê duyệt khung giá phát điện
Hồ sơ đề nghị
phê duyệt khung giá phát điện gồm:
1. Tờ trình phê
duyệt khung giá phát điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Năm (05) bộ
thuyết minh và đĩa CD các bảng tính toán khung giá phát điện bao gồm các nội
dung chính sau:
a) Thuyết minh và bảng
tính khung giá công nghệ cho nhà máy nhiệt điện gồm: giá cố định công nghệ và
giá biến đổi công nghệ của các Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá.
b) Thuyết minh và
bảng tính khung giá cho nhà máy thủy điện.
3. Các tài liệu
kèm theo bao gồm các số liệu và nguồn cung cấp các số liệu, cụ thể như sau:
a) Suất đầu tư
của các Nhà máy điện chuẩn và chi phí thành phần trong suất đầu tư gồm: chi phí
xây dựng, chi phí thiết bị, chi phí quản lý dự án, chi phí tư vấn xây dựng, chi
phí khác và chi phí dự phòng;
b) Lãi suất vay
vốn, tỷ suất lợi nhuận vốn góp chủ sở hữu đối với phần vốn góp tư nhân;
c) Suất hao
nhiệt thô, suất hao nhiệt tinh của các Nhà máy điện chuẩn;
d) Giá nhiên
liệu chính cho phát điện của năm áp dụng khung giá;
đ) Tỷ giá dự
kiến giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ của năm áp dụng khung giá;
e) Biểu giá chi
phí tránh được dự kiến áp dụng cho năm tới.
Chương
IV
TRÌNH
TỰ THỦ TỤC ĐÀM PHÁN VÀ PHÊ DUYỆT HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều 19.
Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu
1. Hợp đồng mua bán điện
mẫu ban hành kèm theo Thông tư này được áp dụng cho việc mua bán điện của các
nhà máy điện giữa Đơn vị phát điện và Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Đối với các nhà máy
điện xây dựng mới, Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 2 của Thông
tư này là bắt buộc áp dụng sau thời điểm Thông tư có hiệu lực.
3. Thời hạn hoàn thành việc
chuyển đổi hợp đồng mua bán điện hiện có theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 của
Thông tư này là một trong hai thời điểm sau tuỳ theo thời điểm nào đến trước:
a) Ngày Thị trường phát
điện cạnh tranh chính thức hoạt động theo công bố của cơ quan có thẩm quyền;
hoặc:
b) Chín (09) tháng kể từ
ngày Thông tư này có hiệu lực.
Điều 20.
Trình tự đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Chủ đầu tư dự án nhà
máy điện có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện gửi Bên
mua để đàm phán và thực hiện các thủ tục thẩm định, phê duyệt để ký hợp đồng
mua bán điện trước khi khởi công dự án.
2. Trong thời hạn mười
lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua
bán điện hợp lệ của chủ đầu tư, Bên mua có trách nhiệm tổ chức đàm phán hợp
đồng mua bán điện với chủ đầu tư. Kết thúc quá trình đàm phán hợp đồng mua bán
điện, hai bên phải ký tắt dự thảo hợp đồng mua bán điện.
3. Trong thời hạn năm (05)
ngày làm việc kể từ ngày dự thảo hợp đồng mua bán điện được ký tắt, Bên mua có
trách nhiệm lập hồ sơ trình duyệt hợp đồng mua bán điện trình Cục Điều tiết
điện lực thẩm định và phê duyệt.
4. Quá thời hạn sáu (06)
tháng kể từ ngày Bên mua nhận được hồ sơ hợp lệ đề nghị đàm phán hợp đồng mua
bán điện mà hai bên chưa đạt được thỏa thuận cuối cùng, Bên mua có trách nhiệm
lập báo cáo về các nội dung chưa thỏa thuận được trình Cục Điều tiết điện lực xem
xét, giải quyết. Đối với các vấn đề vượt thẩm quyền giải quyết, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương.
Điều 21.
Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Hồ sơ đề nghị đàm
phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện mới gồm các tài liệu sau:
a) Công văn đề nghị đàm
phán hợp đồng mua bán điện;
b) Dự thảo hợp đồng mua
bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 Thông tư này;
c) Quyết định đầu tư xây
dựng công trình kèm theo thuyết minh và thiết kế cơ sở của dự án đầu tư;
d) Quyết định phê duyệt
tổng mức đầu tư dự án gồm tổng đầu tư phần công nghệ và tổng chi phí cho đầu tư
các hạng mục công trình đặc thù của dự án;
đ) Văn bản thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào
hệ thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện;
e) Báo cáo thẩm định dự
án đầu tư nhà máy của tư vấn độc lập và các tài liệu kèm theo;
g) Hợp đồng cung cấp
nhiên liệu cho nhà máy điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, cước vận
chuyển nhiên liệu và các phụ phí kèm theo, điểm giao nhận nhiên liệu và thời
hạn cung cấp nhiên liệu;
h) Tài liệu tính toán
tổn thất công suất và điện năng của máy biến áp, đường dây truyền tải từ nhà
máy điện đến điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện
tự dùng trong nhà máy điện;
i) Tài liệu tính suất
hao nhiên liệu đối với nhà máy điện than hoặc suất hao nhiệt đối với nhà máy
điện khí;
k) Phương án giá bán điện được xác định theo
phương pháp quy định tại Mục 2 và Mục 3 Chương II của Thông tư này.
2. Hồ sơ đề nghị đàm
phán hợp đồng mua bán điện cho các nhà máy điện hiện có gồm các tài liệu sau:
a) Công văn đề nghị đàm
phán hợp đồng mua bán điện;
b) Dự thảo hợp đồng mua
bán điện theo mẫu quy định tại Phụ lục 2 của Thông tư này;
c) Hồ sơ hợp đồng mua
bán điện hiện có;
d) Hồ sơ kỹ thuật của
nhà máy tới thời điểm hiện tại;
đ) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy
điện;
e) Phương án giá bán
điện của nhà máy được xác định theo quy định tại Mục 2 và Mục 3 Chương II của Thông
tư này;
g) Báo cáo tài chính có kiểm toán của nhà máy
điện của năm gần nhất tính tới thời điểm đàm phán hợp đồng mua bán điện.
Điều 22.
Hồ sơ trình duyệt hợp đồng mua bán điện
1. Hồ sơ trình duyệt hợp
đồng mua bán điện gồm:
a) Tờ trình đề
nghị phê duyệt hợp đồng mua bán điện;
b) Dự thảo hợp
đồng mua bán điện đã được hai bên ký tắt;
c) Thuyết minh tính
toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại khoản 2 Điều này;
d) Thuyết minh giải
trình các nội dung sửa đổi, bổ sung khác với hợp đồng mua bán điện mẫu được hai
bên thỏa thuận đưa vào nội dung hợp đồng.
2. Nội dung thuyết minh
tính toán giá hợp đồng mua bán điện gồm:
a) Thông số kỹ
thuật của nhà máy điện được quy định trong Dự án đầu tư xây dựng nhà máy được
duyệt gồm công suất đặt, công suất khả dụng, tỷ lệ điện tự dùng, các thông số
kỹ thuật của nhiên liệu chính, nhiên liệu phụ cho phát điện, thời gian vận hành
công suất cực đại trong năm được tính bình quân nhiều năm của nhà máy, chu kỳ
đại tu sửa chữa các thiết bị trong thời gian sống kinh tế của nhà máy;
b) Các số liệu về
kinh tế - tài chính của nhà máy điện được hai bên thống nhất sử dụng cho tính
toán giá hợp đồng mua bán điện gồm tổng mức đầu tư xây dựng nhà máy điện (gồm tổng
chi phí đầu tư phần công nghệ và tổng chi phí đầu tư cho các hạng mục đặc thù),
cơ cấu vốn đầu tư và kế hoạch huy động vốn, các mốc thời gian thực hiện dự án
(ngày khởi công dự án, ngày chính thức đưa vào vận hành thương mại của từng tổ
máy), giá nhiên liệu chính, nhiên liệu phụ và vật liệu cho phát điện, cước vận
chuyển nhiên liệu;
c) Các định mức chi
phí được sử dụng cho tính toán chi phí vận hành và bảo dưỡng và các thông số
liên quan khác;
d) Các tài liệu
được sử dụng làm căn cứ để xác định tính hợp lý, hợp lệ khi lập chi phí các
hạng mục đầu tư và chi phí vận hành và bảo dưỡng của dự án;
đ) Bảng tính
giá hợp đồng mua bán điện được lập dưới dạng excel, bao gồm kết quả tính toán
giá hợp đồng mua bán điện và phân tích độ nhậy các phương án giá khi thay đổi
thông số đầu vào;
e) Các tài liệu
kèm theo thuyết minh bao gồm:
- Bản sao Quyết định phê
duyệt dự án đầu tư nhà máy điện kèm theo thuyết minh và thiết kế cơ sở của dự
án đầu tư xây dựng nhà máy điện được duyệt;
- Bản sao hợp đồng cung
cấp nhiên liệu cho nhà máy điện của chủ đầu tư với đơn vị cung cấp nhiên liệu
trong nước và / hoặc nước ngoài;
- Bản sao hợp đồng giữa
chủ đầu tư và đơn vị cung cấp dịch vụ bảo dưỡng vận hành nhà máy (nếu có);
- Bản sao các tài liệu
liên quan đến thu xếp vốn cho dự án;
- Bản sao các biên bản
đàm phán giữa bên bán và bên mua.
Điều 23.
Trình tự thủ tục phê duyệt hợp đồng mua bán điện
1. Sau khi kết thúc đàm
phán hợp đồng mua bán điện, Bên mua có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị phê duyệt hợp
đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 22 của Thông tư
này trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định và phê duyệt.
2. Trong thời hạn năm (05)
ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ trình duyệt hợp đồng mua bán điện, Cục
Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ trình duyệt và
có văn bản yêu cầu Bên mua và Bên bán bổ sung hoặc sửa đổi các nội dung trong
hồ sơ nếu thấy hồ sơ trình duyệt hợp đồng mua bán điện chưa hợp lệ.
3. Trong thời hạn ba
mươi (30) ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ trình duyệt hợp đồng mua bán
điện hợp lệ, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thẩm định và phê duyệt hợp
đồng mua bán điện.
4. Trong thời hạn mười
lăm (15) ngày làm việc kể từ ngày có quyết định phê duyệt hợp đồng mua bán
điện, hai bên có trách nhiệm ký chính thức hợp đồng mua bán điện. Trường hợp
quá thời hạn quy định tại khoản 3 Điều này mà Cục Điều tiết điện lực chưa ban
hành quyết định phê duyệt hợp đồng, hai bên được phép ký chính thức hợp đồng
mua bán điện theo các nội dung đã thỏa thuận. Bên mua có trách nhiệm gửi một
(01) bản sao hợp đồng mua bán điện đã ký cho Cục Điều tiết điện lực để lưu và
theo dõi thực hiện.
5. Trường hợp sửa đổi,
bổ sung nội dung hợp đồng mua bán điện các đơn vị có liên quan phải thực hiện trình
tự, thủ tục theo quy định tại Điều này.
6. Hợp đồng mua bán điện
được phê duyệt khi đáp ứng các yêu cầu sau:
a) Giá công nghệ của nhà
máy nhiệt điện hoặc giá của nhà máy thuỷ điện nằm trong khung giá phát điện do
Bộ Công Thương ban hành.
b) Giá từng năm trong
hợp đồng được xác định phù hợp với các nguyên tắc quy định tại Điều 12 của Thông tư
này.
c) Các nội dung của hợp
đồng mua bán điện phù hợp với nội dung của hợp đồng mua bán điện mẫu do Bộ Công
Thương ban hành.
d) Giải trình đầy đủ các
sửa đổi hoặc bổ sung các nội dung khác với nội dung quy định tại hợp đồng mua bán
điện mẫu.
7. Trường hợp các nhà
máy thuỷ điện có giá đàm phán vượt khung giá phát điện do Bộ Công Thương ban
hành, Đơn vị phát điện có trách nhiệm giải trình cho Cục Điều tiết điện lực chi
tiết các hạng mục chi phí đã thống nhất với Bên mua trong quá trình đàm phán.
Chương V
Điều
24. Trách nhiệm của Cục Điều tiết điện lực
1.
Thẩm định và trình Bộ Công Thương ban hành khung giá phát điện hàng năm.
2. Thẩm định và phê
duyệt hợp đồng mua bán điện và các hiệu chỉnh bổ sung hợp đồng của các nhà máy
điện.
3. Hướng dẫn và giải
quyết các vướng mắc phát sinh trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện
giữa các bên.
4. Giải quyết
các tranh chấp phát sinh trong quá trình thực hiện hợp đồng mua bán điện trong
trường hợp hai bên thỏa thuận thực hiện giải quyết tranh chấp tại Cục Điều tiết
điện lực.
Điều
25. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1.
Xây dựng khung giá phát điện trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định.
2. Trình Cục Điều
tiết điện lực thẩm định và phê duyệt hợp đồng mua bán điện.
3. Hàng năm, báo
cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực về tác động của giá điện các nhà máy
điện mới lên giá phát điện và giá điện bình quân chung.
Điều
26. Trách nhiệm của chủ đầu tư hoặc Đơn vị phát điện
1. Chủ đầu tư
các nhà máy điện mới có trách nhiệm:
a) Đàm phán và ký
kết hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Thông tư này;
b) Cung cấp đầy
đủ các thông tin và số liệu cần thiết cho các đơn vị, cơ quan có liên quan
trong quá trình đàm phán và thẩm định hợp đồng mua bán điện.
2. Đối với các
nhà máy điện hiện có tham gia Thị trường phát điện cạnh tranh, Đơn vị phát điện
có trách nhiệm thực hiện việc chuyển đổi hợp đồng theo quy định tại khoản 3 Điều 19 của Thông tư
này.
Điều
27. Điều khoản thi hành
1. Thông tư này
có hiệu lực thi hành kể từ ngày 28 tháng 01 năm 2011.
2. Trong quá
trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản
ánh về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.
|
Nơi nhận:
-
Thủ tướng Chính phủ, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- Ủy ban nhân dân các tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao;
- Toà án Nhân dân Tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Bộ trưởng và các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam; Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam; Tập đoàn CN
Than và Khoáng sản; Tập đoàn công nghiệp xây dựng Việt Nam;
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, ĐTĐL, PC.
|
KT. BỘ
TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Hoàng Quốc Vượng
|