Từ khoá: Số Hiệu, Tiêu đề hoặc Nội dung ngắn gọn của Văn Bản...

Đăng nhập

Quên mật khẩu?   Đăng ký mới
Đăng nhập bằng Google

Thông tư 51/2015/TT-BCT sửa đổi Thông tư 30/2014/TT-BCT và Thông tư 56/2014/TT-BCT

Số hiệu: 51/2015/TT-BCT Loại văn bản: Thông tư
Nơi ban hành: Bộ Công thương Người ký: Hoàng Quốc Vượng
Ngày ban hành: 29/12/2015 Ngày hiệu lực: Đã biết
Ngày công báo: Đã biết Số công báo: Đã biết
Tình trạng: Đã biết
Thông tư 51/2015/TT-BCT sửa đổi Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành ngày 29/12/2015.

 

Điều 1. Sửa đổi Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh như sau:

- Thông tư 51 sửa đổi Khoản 1 Điều 11 về Giá trị nước như sau:

Giá trị nước được sử dụng cho việc xác định giới hạn giá chào của tổ máy thuỷ điện trong thị trường điện.

- Sửa đổi Điểm b Khoản 5, bổ sung Khoản 6 Điều 15 về hợp đồng mua bán điện dạng sai khác theo Thông tư số 51 năm 2015 của Bộ Công thương như sau:

 “b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng được quy định cho nhà máy điện theo loại hình công nghệ (thủy điện, nhiệt điện), tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều này.

6. Đối với tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng của các nhà máy điện BOT, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định tỷ lệ sản lượng đối với các nhà máy điện quy định tại Khoản này.”

- Khoản 2 Điều 35 về điều chỉnh giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện được Thông tư 51/2015/TT-BCT  sửa đổi như sau:

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông số áp dụng để tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện và kết quả tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường điện theo Phụ lục 1 Thông tư này.

Điều 2. Sửa đổi Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện như sau:

Theo Thông tư số 51/2015, bổ sung Khoản 2a sau Khoản 2 Điều 28 Điều khoản thi hành như sau:

Đối với dự án nhà máy điện khởi công trước ngày 03/02/2015, trường hợp cần thiết cho phép sử dụng tổng mức đầu tư dự án có hiệu lực tại thời điểm khởi công xây dựng nhà máy được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định để tính giá điện thay cho Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu. Trường hợp không xác định được tổng mức đầu tư dự án sử dụng tính toán giá điện tại thời điểm khởi công xây dựng nhà máy, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện báo cáo Bộ Công Thương xem xét tổng mức đầu tư sử dụng trong đàm phán giá điện và hợp đồng mua bán điện trên cơ sở tình hình thực tế.

 

Thông tư 51 có hiệu lực từ ngày 01/01/2016.

BỘ CÔNG THƯƠNG
--------

CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------

Số: 51/2015/TT-BCT

Hà Nội, ngày 29 tháng 12 năm 2015

 

THÔNG TƯ

SỬA ĐỔI, BỔ SUNG MỘT SỐ ĐIỀU CỦA THÔNG TƯ SỐ 30/2014/TT-BCT NGÀY 02 THÁNG 10 NĂM 2014 CỦA BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG QUY ĐỊNH VẬN HÀNH THỊ TRƯỜNG PHÁT ĐIỆN CẠNH TRANH VÀ THÔNG TƯ SỐ 56/2014/TT-BCT NGÀY 29 THÁNG 12 NĂM 2014 CỦA BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN, TRÌNH TỰ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN

Căn cứ Nghị định số 95/2012/NĐ-CP ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012;

Căn cứ Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg ngày 08 tháng 11 năm 2013 của Thủ tướng Chính phủ quy định về lộ trình, các điều kiện và cơ cấu ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực,

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh như sau:

1. Sửa đổi Khoản 3, bổ sung Khoản 3a sau Khoản 3 Điều 4 như sau: “3. Các nhà máy điện không tham gia thị trường điện bao gồm:

a) Các nhà máy điện BOT (đã ký kết hợp đồng hoặc đã thỏa thuận xong hợp đồng nguyên tắc);

b) Nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo, trừ thủy điện;

c) Nhà máy điện tuabin khí có các ràng buộc phải sử dụng tối đa nguồn nhiên liệu khí để đảm bảo lợi ích quốc gia;

d) Nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia mà đã ký hợp đồng mua bán điện trước ngày 01 tháng 01 năm 2016 và hợp đồng mua bán điện này còn hiệu lực đến sau ngày 01 tháng 01 năm 2016.”

3a. Nhà máy điện BOT không thuộc trường hợp quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều này, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia không thuộc trường hợp quy định tại Điểm d Khoản 3 Điều này có trách nhiệm chuẩn bị cơ sở hạ tầng theo quy định tại Khoản 5 Điều này và tham gia thị trường điện theo quy định tại Khoản 1 Điều này.”

2. Bổ sung Khoản 1a sau Khoản 1, sửa đổi Khoản 3 Điều 5 như sau:

 “1a. Đơn vị phát điện có trách nhiệm nộp hồ sơ đăng ký tham gia thị trường điện đối với từng nhà máy điện về Cục Điều tiết điện lực theo một trong các hình thức sau:

a) Đăng ký theo hình thức trực tuyến tại địa chỉ sau:

http://thamgiathitruongdien.dvctt.gov.vn;

b) Gửi qua đường bưu điện;

c) Nộp trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện lực.

3. Số lượng hồ sơ

a) 01 bộ đối với đăng ký theo hình thức đăng ký trực tuyến;

b) 02 bộ đối với đăng ký qua đường bưu điện hoặc đăng ký trực tiếp tại trụ sở Cục Điều tiết điện lực.”

3. Bãi bỏ Khoản 1, sửa đổi Khoản 2, Khoản 3 Điều 6 như sau:

 “2. Cục Điều tiết điện lực tiếp nhận hồ sơ, kiểm tra tính đầy đủ và hướng dẫn bổ sung hoàn thiện hồ sơ ngay khi nhận hồ sơ trong trường hợp hồ sơ nộp trực tiếp hoặc trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ trong trường hợp tiếp nhận hồ sơ qua đường bưu điện hoặc đăng ký theo hình thức trực tuyến.

3. Trong thời hạn 02 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ, Cục Điều tiết điện lực gửi 01 bộ hồ sơ (gửi văn bản hoặc theo hình thức trực tuyến) cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện.”

4. Sửa đổi Điểm b Khoản 5 Điều 6 như sau:

 “b) Trường hợp hồ sơ không hợp lệ:

- Cục Điều tiết điện lực gửi văn bản theo hình thức trực tuyến hoặc gửi qua đường bưu điện tới Đơn vị phát điện nêu rõ trường hợp hồ sơ không hợp lệ và yêu cầu Đơn vị phát điện giải trình, hoàn thiện hồ sơ;

- Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày Đơn vị phát điện nhận được văn bản yêu cầu, Đơn vị phát điện gửi Cục Điều tiết điện lực bằng hình thức gửi trực tiếp hoặc trực tuyến hoặc qua đường bưu điện văn bản giải trình và hồ sơ hoàn thiện;

- Trong thời hạn 03 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ đầy đủ của Đơn vị phát điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm tổ chức đánh giá hồ sơ theo quy định tại Khoản này.”

5. Sửa đổi Khoản 1 Điều 11 như sau:

 “1. Giá trị nước được sử dụng cho việc xác định giới hạn giá chào của tổ máy thuỷ điện trong thị trường điện.”

6. Sửa đổi Điểm b Khoản 5, bổ sung Khoản 6 Điều 15 như sau:

 “b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng được quy định cho nhà máy điện theo loại hình công nghệ (thủy điện, nhiệt điện), tỷ lệ này không cao hơn 95% và không thấp hơn 60%, trừ các trường hợp quy định tại Khoản 6 Điều này.

6. Đối với tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng của các nhà máy điện BOT, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định tỷ lệ sản lượng đối với các nhà máy điện quy định tại Khoản này.”

7. Sửa đổi Điểm a Khoản 3 Điều 17 như sau:

 “a) Trường hợp xác định được giá trị suất hao nhiệt, chi phí biến đổi của tổ máy xác định như sau:

Trong đó:

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện (đồng/kWh);

: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh).

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện  (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: - Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu chính do hai bên thỏa thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị và được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện;

: Giá nhiên liệu chính được quy định như sau:

- Đối với nhiên liệu than nội địa: Giá than là giá tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than, bao gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có), nhưng không bao gồm cước vận chuyển (đồng/tấn). Trường hợp nếu hợp đồng mua bán than không tách được cước vận chuyển nhiên liệu, giá nhiên liệu được xác định bằng giá trong hợp đồng mua bán than (đồng/tấn);

- Đối với nhiên liệu than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng xuất khẩu than (đồng/tấn);

- Đối với nhiên liệu khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU).

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện  (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu), do hai bên thoả thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);

: Giá nhiên liệu phụ (dầu) bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).

- Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu (chính, phụ) do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp và được hiệu chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trường hợp suất hao nhiệt trong hợp đồng là suất hao nhiệt bình quân cả đời dự án thì không điều chỉnh theo hệ số suy giảm hiệu suất. Trong trường hợp hợp đồng hoặc hồ sơ đàm phán hợp đồng chỉ có đường đặc tính suất hao tại các mức tải thì suất hao nhiệt của các tổ máy được xác định tại mức tải tương ứng với sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm của nhà máy điện được quy định trong hợp đồng mua bán điện.

Trường hợp tổ máy nhiệt điện không có số liệu suất hao nhiệt trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, suất hao nhiệt của nhà máy điện đó được xác định bằng suất hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm theo công nghệ phát điện và công suất đặt. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán suất tiêu hao nhiệt của nhà máy điện chuẩn;

- Hệ số suy giảm hiệu suất của tổ máy nhiệt điện được xác định bằng hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện do Đơn vị mua buôn duy nhất cung cấp.

Trường hợp nhà máy nhiệt điện không có số liệu hệ số suy giảm hiệu suất trong hợp đồng hoặc trong hồ sơ đàm phán hợp đồng mua bán điện, áp dụng hệ số suy giảm hiệu suất của nhà máy điện chuẩn cùng nhóm với nhà máy điện đó do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định;

- Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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 (đồng);

Ckd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng);

Ck: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện (đồng);

Pt: Tổng công suất tinh của nhà máy điện (kW);

kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);

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) và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.”

8. Bổ sung Điểm e Khoản 1 Điều 18 như sau:

“e) Đối với nhà máy thủy điện thuộc nhóm các nhà máy có hồ chứa điều tiết trên 01 tuần, nếu sản lượng điện trong Kế hoạch cung cấp điện năm do Bộ Công Thương ban hành hàng năm thấp hơn 65% sản lượng điện bình quân nhiều năm (GO), thì việc tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó được áp dụng như đối với nhóm nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày quy định tại Thông tư này.

Đối với các nhà máy thủy điện sử dụng nước từ hồ chứa thủy lợi để phát điện và có các yêu cầu đặc biệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền thì Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương xem xét quyết định hình thức tham gia thị trường điện của nhà máy điện trong năm đó.”

9. Sửa đổi Khoản 1 Điều 22 như sau:

“1. Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Ptr = (1 + K DC ) x (PNLC x HRC + PNLP x HRP)

Trong đó:

Ptr : Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả ph n loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;

PNLC: Giá nhiên liệu chính của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);

PNLP: Giá nhiên liệu phụ của tổ máy nhiệt điện (đồng/kCal hoặc đồng/BTU);

HRC: Suất tiêu hao nhiên liệu chính tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh);

HRP: Suất tiêu hao nhiên liệu phụ tại mức tải bình quân của tổ máy nhiệt điện (BTU/kWh hoặc kCal/kWh).”

10. Sửa đổi Điểm a Khoản 2 Điều 22 như sau:

“a) Giá trần bản chào giá của tổ máy nhiệt điện được xác định theo công thức sau:

Ptr : Giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện (đồng/kWh);

KDC: Hệ số điều chỉnh giá trần theo kết quả ph n loại tổ máy nhiệt điện. Đối với tổ máy nhiệt điện chạy nền KDC = 0%; tổ máy nhiệt điện chạy lưng KDC = 5%; tổ máy nhiệt điện chạy đỉnh KDC = 20%;

: Giá biến đổi cho năm N theo hợp đồng mua bán điện dạng sai khác của nhà máy điện (đồng/kWh).”

11. Sửa đổi Khoản 1 Điều 24 như sau:

“1. Nhà máy điện mới tốt nhất cho năm N là nhà máy điện đủ điều kiện tham gia thị trường điện trong năm N theo quy định tại Khoản 1 Điều 4 Thông tư này và đáp ứng đủ các tiêu chí sau:

a) Bắt đầu vận hành thương mại và phát điện toàn bộ công suất đặt trong năm N-1;

b) Là nhà máy điện chạy nền, được phân loại theo tiêu chí tại Khoản 3 Điều 21 Thông tư này;

c) Sử dụng công nghệ nhiệt điện than hoặc tua-bin khí chu trình hỗn hợp;

d) Có chi phí phát điện toàn phần trung bình cho 01 kWh là thấp nhất.”

12. Bãi bỏ Khoản 2 Điều 25.

13. Sửa đổi Điểm b Khoản 3 Điều 26 như sau:

“b) Xác định giá công suất thị trường cho từng chu kỳ giao dịch trong năm tới theo công thức sau:

Trong đó:

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong tháng t;

i: Chu kỳ giao dịch i trong tháng t;

: Giá công suất thị trường của chu kỳ giao dịch i (đồng/kW);

QBNE: Công suất khả dụng trung bình trong năm N của Nhà máy điện mới tốt nhất (kW);

MSt : Chi phí thiếu hụt tháng t của Nhà máy điện mới tốt nhất (đồng);

: Phụ tải hệ thống dự báo của chu kỳ giao dịch i theo biểu đồ phụ tải ngày điển hình dự báo của tháng t được quy định tại Điều 19 Thông tư này (MW).”

14. Sửa đổi Khoản 1 Điều 27 như sau:

“1. Lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới theo phương pháp lập lịch có ràng buộc. Thông số đầu vào sử dụng trong lập kế hoạch vận hành hệ thống điện năm tới là giá biến đổi của các nhà máy nhiệt điện, các đặc tính thuỷ văn và thông số kỹ thuật của nhà máy điện.”

15. Sửa đổi Điểm a Khoản 3 Điều 31 như sau:

“a) Sản lượng phát điện dự kiến trong mô phỏng thị trường điện của nhà máy điện cho từng chu kỳ giao dịch.”

16. Sửa đổi Khoản 2 Điều 35 như sau:

“2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố các thông số áp dụng để tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện và kết quả tính toán giá trần bản chào của tổ máy nhiệt điện trong tháng tới theo lịch vận hành thị trường điện theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.”

17. Sửa đổi Điều 36 như sau:

 “Điều 36. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng

1. Sản lượng hợp đồng tháng được phép điều chỉnh trong trường hợp lịch bảo dưỡng sửa chữa của nhà máy trong tháng M bị thay đổi so với kế hoạch vận hành năm do:

a) Yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện không phải do các nguyên nhân của nhà máy;

b) Yêu cầu của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện thống nhất căn cứ vào điều kiện vận hành thực tế của hệ thống.

2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh sản lượng hợp đồng tháng trong trường hợp quy định tại Khoản 1 Điều này theo nguyên tắc sau: Dịch chuyển giữa các tháng phần sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa bị dịch chuyển, đảm bảo tổng Qc năm có điều chỉnh là không đổi theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Trường hợp nhà máy bị thay đổi lịch bảo dưỡng sửa chữa vào tháng cuối năm thì không dịch chuyển sản lượng Qc tương ứng với thời gian sửa chữa của tháng này vào năm tiếp theo.

3. Trường hợp lưu lượng nước về bình quân, sản lượng phát của nhà máy điện từ ngày 01 tháng 01 năm N đến ngày 20 hàng tháng và mức nước thượng lưu đầu kỳ dự kiến của tháng tới chênh lệch so với lưu lượng nước về, sản lượng hợp đồng lũy kế và mức nước hồ đầu tháng tính toán trong kế hoạch năm có khác biệt lớn, Đơn vị phát điện, Đơn vị mua buôn duy nhất có trách nhiệm phối hợp xác nhận với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện và báo cáo Cục Điều tiết điện lực để xem xét điều chỉnh cho tháng kế tiếp theo hướng dẫn tại Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng do Cục Điều tiết điện lực ban hành.”

18. Sửa đổi Khoản 3, Khoản 6 Điều 37 như sau:

 “3. Trường hợp sản lượng hợp đồng của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i lớn hơn sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện thì sản lượng hợp đồng trong chu kỳ giao dịch đó được điều chỉnh bằng sản lượng phát lớn nhất của nhà máy điện. Sản lượng phát lớn nhất của nhà máy trong chu kỳ giao dịch tương ứng với sản lượng trong một giờ tính theo công suất công bố trong bản chào mặc định tháng tới do Đơn vị phát điện gửi cho Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo quy định tại Điểm a Khoản 3 Điều 47 Thông tư này.

6. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm công bố qua Cổng thông tin điện tử thị trường điện kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ sơ bộ trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch trước ngày 23 hàng tháng. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện kiểm tra các sai lệch trong kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ tháng tới trước ngày 25 hàng tháng. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm gửi kết quả tính toán sản lượng hợp đồng giờ chính thức trong tháng cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch theo lịch vận hành thị trường điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.”

19. Bổ sung Điều 37a sau Điều 37 như sau:

 “Điều 37a. Điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ

1. Trường hợp tổ máy của nhà máy bị sự cố, sản lượng hợp đồng giờ (Qc giờ) của nhà máy được điều chỉnh như sau:

a) Trường hợp thời gian sự cố của tổ máy của nhà máy điện nhỏ hơn hoặc bằng 72 giờ (tương đương 72 chu kỳ giao dịch): Không điều chỉnh sản lượng hợp đồng (Qc) của nhà máy điện này;

b) Trường hợp thời gian sự cố của tổ máy của nhà máy điện lớn hơn 72 giờ:

- Trong giai đoạn từ thời điểm sự cố đến chu kỳ giao dịch thứ 72: Giữ nguyên sản lượng hợp đồng (Qc) đã ph n bổ cho nhà máy điện;

- Trong giai đoạn từ chu kỳ giao dịch thứ 73 đến khi tổ máy khắc phục sự cố và khả dụng:

+ Trường hợp sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn sản lượng hợp đồng (Qc) nhà máy trong giai đoạn này, thực hiện điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ bằng sản lượng Qmq của nhà máy điện;

+ Trường hợp Qmq của nhà máy điện lớn hơn hoặc bằng Qc nhà máy điện trong giai đoạn này, không điều chỉnh Qc nhà máy điện.

2. Trường hợp tổ máy của nhà máy kéo dài thời gian sửa chữa so với kế hoạch đã được phê duyệt và được đưa vào tính sản lượng hợp đồng giờ, sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa được điều chỉnh như sau:

Trong các chu kỳ kéo dài sửa chữa, nếu có chu kỳ mà sản lượng phát thực tế tại điểm giao nhận (Qmq) của nhà máy nhỏ hơn Qc của nhà máy thì điều chỉnh sản lượng hợp đồng giờ tại các chu kỳ đó bằng sản lượng Qmq của nhà máy.

3. Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm phối hợp với Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác nhận các sự kiện tổ máy bị sự cố hoặc sửa chữa kéo dài theo quy định tại Quy trình phối hợp xác nhận các sự kiện phục vụ các khoản thanh toán trên thị trường và gửi cho Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch để làm cơ sở tính toán điều chỉnh Qc.

4. Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch có trách nhiệm ký xác nhận lại sản lượng hợp đồng tháng và sản lượng hợp đồng giờ của nhà máy đã được điều chỉnh theo quy định tại Khoản 1 và Khoản 2 Điều này.”

20. Sửa đổi Khoản 7 Điều 41 như sau:

“7. Sản lượng dự kiến của các nhà máy thuỷ điện vi phạm mức nước giới hạn tuần trong 02 tuần liên tiếp được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán lập lịch huy động trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới.”

21. Sửa đổi Điểm d Khoản 2 Điều 42 như sau:

 “d) Bản chào giá sửa đổi tăng công suất của các đơn vị phát điện (trừ bản chào giá sửa đổi tăng công suất của nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày) chỉ được sử dụng làm bản chào lập lịch giờ tới trong trường hợp có cảnh báo thiếu công suất.”

22. Bổ sung Khoản 3 Điều 44 như sau:

 “3. Các nhà máy thủy điện có hồ chứa điều tiết dưới 02 ngày được phép nộp bản chào giá giờ tới sửa đổi tăng công suất theo tình hình thủy văn thực tế của nhà máy.”

23. Sửa đổi Khoản 2 Điều 71 như sau:

 “2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán điều chỉnh lại các thành phần sản lượng điện năng phục vụ thanh toán trong thị trường trong các chu kỳ giao dịch quy định tại Khoản 1 Điều 70 Thông tư này căn cứ vào các thành phần sản lượng sau:

a) Sản lượng điện hợp đồng giờ của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i () được xác định theo quy định tại Điều 37 Thông tư này;

b) Sản lượng điện năng thanh toán theo giá điện năng thị trường (Qsmpi) của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i được xác định theo quy định tại Khoản 5 Điều 70 Thông tư này;

c) Sản lượng điện năng đo đếm của nhà máy điện trong chu kỳ giao dịch i (Qmqi).”

24. Bãi bỏ Khoản 4, Khoản 5 và Khoản 7 Điều 80; sửa đổi Khoản 9 Điều 80 như sau:

“9. Trường hợp nhà máy điện tuabin khí tạm thời gián tiếp tham gia thị trường điện theo yêu cầu của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện để đảm bảo an ninh hệ thống điện, toàn bộ sản lượng phát điện của nhà máy điện trong các chu kỳ giao dịch có liên quan được thanh toán theo giá hợp đồng mua bán điện.”

25. Bổ sung Khoản 5 Điều 83 như sau:

 “5. Hình thức xác nhận bảng kê thanh toán và sự kiện thị trường điện:

Đơn vị phát điện trực tiếp giao dịch, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm sử dụng chữ ký số để phục vụ công tác xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện. Trong trường hợp chữ ký số bị sự cố, Đơn vị mua buôn duy nhất và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm xác nhận, phát hành bảng kê thanh toán thị trường điện và xác nhận các sự kiện thị trường điện trực tiếp và xác nhận lại sau khi sự cố được khắc phục.”

26. Sửa đổi Khoản 3 Điều 100 như sau:

 “3. Trước ngày 20 hàng tháng, lập và công bố báo cáo vận hành thị trường điện tháng trước.”

27. Bổ sung Khoản 3 Điều 114 như sau:

 “3. Xây dựng quy định tham gia thị trường điện cho các nhà máy điện BOT, nhà máy điện thuộc khu công nghiệp chỉ bán một phần sản lượng lên hệ thống điện quốc gia trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét quyết định.”

28. Bổ sung Khoản 1a sau Khoản 1 Điều 115 như sau:

 “1a. Xây dựng bổ sung các quy trình, trình Cục Điều tiết điện lực ban hành, bao gồm:

a) Quy trình đào tạo, kiểm tra và công nhận chức danh kỹ sư điều hành giao dịch thị trường điện;

b) Quy trình điều chỉnh sản lượng hợp đồng.”

Điều 2. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 29 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện như sau:

1. Sửa đổi Khoản 8 Điều 2 như sau:

 “8. Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu là tổng mức đầu tư dự án kèm theo thiết kế cơ sở lần đầu được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định.”

2. Sửa đổi Điều 6 như sau:

Điều 6. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng cố định của nhà máy nhiệt điện

Giá vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng/kWh).

1. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

TCscl: Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác của Năm cơ sở gồm chi phí sửa chữa lớn, chi phí vật liệu phụ, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (đồng). Trường hợp không xác định được tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo công thức tại Khoản này, áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCcsl của Năm cơ sở theo công thức sau:

TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kF,scl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy nhiệt điện, kF,scl quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;

Pt : Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt, được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy, được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

ttd: Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy, được xác định theo quy định tại Điểm d Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);

kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).

2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công Năm cơ sở  (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCnc: Tổng chi phí nhân công tại Năm cơ sở gồm 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 (đồng) đối với dự án nhà máy điện khởi công sau ngày 03 tháng 02 năm 2015.

Đối với dự án nhà máy điện khởi công trước ngày 03 tháng 02 năm 2015: Tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở được xác định trên cơ sở Tổng chi phí nhân công tại năm vận hành thương mại của nhà máy và tính toán quy đổi về Năm cơ sở như sau:

- Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công tại năm vận hành thương mại của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định căn cứ vào mức lương tối thiểu vùng;

- Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công tại năm vận hành thương mại của nhà máy cao hơn mức lương tối thiểu vùng: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định theo Chỉ số giá tiêu dùng Việt Nam (CPI) nhưng không quá 2,5%/năm.

Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở theo công thức sau:

TCnc =VĐTXL+TB x kF,nc

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);

kF,nc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy nhiệt điện, kF,nc quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Pt : Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt, được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy, được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);

ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy được xác định theo quy định tại Điểm d Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);

kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).”

3. Sửa đổi Khoản 3 Điều 7 như sau:

“3. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

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 Năm cơ sở (đồng);

Ckd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); số lần khởi động cho phép do hai bên thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện;

Ck: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (đồng);

Pt: Tổng công suất tinh của nhà máy điện (kW);

kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại Điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);

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) và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.”

4. Sửa đổi Điều 11 như sau:

Điều 11. Phương pháp xác định giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thủy điện

Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở (FOMCb) được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng/kWh).


1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác Năm cơ sở () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCscl : Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác của Năm cơ sở gồm chi phí sửa chữa lớn, chi phí vật liệu phụ, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (đồng). Trường hợp không xác định được tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo công thức tại Khoản này: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCcsl của Năm cơ sở theo công thức sau:

TCcsl =VĐTXL+TB x kscl

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy thủy điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (đồng);

kscl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy thủy điện, kscl quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này ;

Abq : Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (kWh);

ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (%).

2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TCnc : Tổng chi phí nhân công tại năm cơ sở gồm 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 (đồng) đối với dự án nhà máy điện khởi công sau ngày 03 tháng 02 năm 2015.

Đối với dự án nhà máy điện khởi công trước ngày 03 tháng 02 năm 2015: Tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở được xác định trên cơ sở Tổng chi phí nhân công tại năm vận hành thương mại của nhà máy và tính toán quy đổi về Năm cơ sở như sau:

- Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công tại năm vận hành thương mại của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định căn cứ vào mức lương tối thiểu vùng;

- Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công tại năm vận hành thương mại của nhà máy cao hơn mức lương tối thiểu vùng: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định theo Chỉ số giá tiêu dùng Việt Nam (CPI) nhưng không quá 2,5%/năm.

Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở theo công thức sau:

TCnc =VĐTXL+TB x knc

Trong đó:

VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy thủy điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (đồng);

knc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy thủy điện, knc quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.

Abq : Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (kWh);

ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, được xác định theo quy định tại Điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (%).”

5. Sửa đổi Điểm b Khoản 2 Điều 14 như sau:

“b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định như sau:

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);

Lmin, j,t : Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng);

Lmin,b: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở (đồng/người/tháng).

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện cao hơn mức lương tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);

i: Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo Chỉ số giá tiêu dùng Việt Nam (CPI) nhưng không vượt quá 2,5%/năm;

l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).”

6. Sửa đổi Điểm b Khoản 2 Điều 15 như sau:

“b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định như sau:

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

 : Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh);

Lmin,j,t : Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng);

Lmin,b: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở (đồng/người/tháng).

- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện cao hơn mức lương tối thiểu vùng hoặc tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ chi phí nhân công của nhà máy điện thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):

Trong đó:

: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh);

i: Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo Chỉ số giá tiêu dùng Việt Nam (CPI) nhưng không vượt quá 2,5%/năm;

l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).”

7. Bổ sung Khoản 2a sau Khoản 2 Điều 28 như sau:

“ 2a. Đối với dự án nhà máy điện khởi công trước ngày 03 tháng 02 năm 2015, trường hợp cần thiết cho phép sử dụng tổng mức đầu tư dự án có hiệu lực tại thời điểm khởi công xây dựng nhà máy được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt theo quy định để tính giá điện thay cho Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu. Trường hợp không xác định được tổng mức đầu tư dự án sử dụng tính toán giá điện tại thời điểm khởi công xây dựng nhà máy, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện báo cáo Bộ Công Thương xem xét tổng mức đầu tư sử dụng trong đàm phán giá điện và hợp đồng mua bán điện trên cơ sở tình hình thực tế.”

8. Sửa đổi Khoản 4 Điều 3 Phụ lục 3 Hợp đồng mua bán điện mẫu ban hành kèm theo Thông tư số 56/2014/TT-BCT như sau:

 “4. Trong thời gian dừng thị trường điện hoặc giai đoạn trước khi nhà máy tham gia thị trường điện: Tiền điện thanh toán cho phần điện năng tại Điểm giao nhận điện trong thời gian dừng thị trường điện hoặc giai đoạn trước khi nhà máy tham gia thị trường điện được xác định theo giá hợp đồng quy định tại Mục I Phụ lục V Hợp đồng.”

Điều 3. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 01 năm 2016.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chánh Văn phòng Bộ, Chánh Thanh tra Bộ, các Vụ trưởng, Tổng cục trưởng, Cục trưởng có liên quan thuộc Bộ, các đơn vị có liên quan và các thành viên thị trường điện chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này./.

 

 

Nơi nhận:
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, Cơ quan ngang Bộ, Cơ quan thuộc Chính phủ;
- UBND 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;
- Các Thứ trưởng;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website 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

 

 

 

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE
-------

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independent - Freedom - Happiness
--------------

No. 51/2015/TT-BCT

Hanoi, December 29, 2015

 

CIRCULAR

ON AMENDMENTS TO CERTAIN ARTICLES OF THE CIRCULAR NO. 30/2014/TT-BCT DATED OCTOBER 02, 2014 BY MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE ON OPERATION OF THE COMPETITIVE ELECTRICITY GENERATION MARKET AND THE CIRCULAR NO. 56/2014/TT-BCT DATED DECEMBER 29, 2014 BY MINISTER OF INDUSTRY AND TRADE ON METHOD FOR DETERMINATION OF ELECTRICITY GENERATION COSTS AND SEQUENCE OF INSPECTION OF POWER PURCHASE AGREEMENTS

Pursuant to the Government’s Decree No. 95/2012/ND-CP dated November 12, 2012 on functions, missions, authority and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Law on Electricity dated December 03, 2004 and Law on amendments to the Electricity Law dated November 20, 2012;

Pursuant to the Prime Minister’s Decision No. 63/2013/QD-TTg dated November 08, 2013 on schedule, conditions and structure of the electricity sector for formulation and development of electricity market levels in Vietnam;

At the request of the Head of the Electricity Regulatory Authority.

Minister of Industry and Trade issues the Circular on amendments to certain articles of the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 by Minister of Industry and Trade on operation of the competitive electricity generation market and the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 29, 2014 by Minister of Industry and Trade on method for determination of electricity generation costs and sequence of inspection of power purchase agreements.

Article 1. The following amendments are adopted to certain articles of the Circular the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 by Minister of Industry and Trade on operation of the competitive electricity generation market:

...

...

...

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

a) BOT power plants (having signed a principle contract or having completed negotiations thereof);

b) Non-hydro renewable power plants;

c) Wind turbine power plants bound to maximize their use of fuel gas(es) for assurance of national interests;

d) Power plants that belong to an industrial zone, sell only part(s) of their generation output to the national electricity system and have entered a power purchase agreement signed before and remaining effective after January 01, 2016.”

3a. BOT power plants or industrial zones’ power plants selling partial generation output to the national electricity system, which are not bound by Point a or Point d, respectively, in Section 3 of this Article, shall be responsible for preparing facilities as defined in Section 5 of this Article and participate in the electricity market as per Section 1 of this Article.”

2. Section 3 of Article 5 is amended and Section 1a is added to Section 1 of Article 5:

 “1a. Electric power producers shall be responsible for submitting to the Electricity Regulatory Authority an application for participation in the electricity market for each power plant in one of these manners:

a) Register online at:

http://thamgiathitruongdien.dvctt.gov.vn;

...

...

...

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

c) Submit the application directly at the office of the Electricity Regulatory Authority.

3. Quantity of applications

a) 01 set for online registration;

b) 02 sets for submission of documents by post or directly at the office of the Electricity Regulatory Authority.”

3. Section 2 and Section 3 of Article 6 are amended and Section 1 of Article 6 is rescinded:

 “2. Electricity Regulatory Authority takes in an application, verifies its adequacy and provides guidelines for completion of such application promptly upon direct submission or in 02 working days after the receipt of the application sent by post or online.

3. In 02 working days after the receipt of the complete application, the Electricity Regulatory Authority shall send 01 set (in physical or electronic form) to the Operator of electricity systems and electricity markets.”

4. Point b, Section 5 of Article 6 is amended:

 "b) If the application is invalid:

...

...

...

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

- In 05 working days upon its receipt of such request, the electric power producer shall send written explanations and supplementary documents to the Electricity Regulatory Authority by hand, by post or online;

- In 03 working days upon the receipt of the complete application of the electric power producer, the Electricity Regulatory Authority shall verify documents according to this Section."

5. Section 1 of Article 11 is amended:

 "1. The purpose of the water value is to determine the limit of the offer price of a generator set on the electricity market.”

6. Point b, Section 5 of Article 15 is amended and Section 6 is added to Article 15:

 b) The percentage of generation output paid at the contract price is specified separately for hydroelectric and thermal power stations. Such percentage shall not exceed 95% and go below 60%, except for circumstances as defined in Section 6 of this Article.

6. Electricity Regulatory Authority shall be responsible for reporting to the Ministry of Industry and Trade for the latter’s determination of the percentage of generation output paid at the contract price for BOT power plants and industrial zones’ power plants selling partial generation output to the national electricity system according to this Section.”

7. Point a, Section 3 of Article 17 is amended:

 “a) When the heat loss rate is determined, the variable cost of a generator set shall be specified as follows:

...

...

...

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

In which:

: Constituent (dong/kWh) of the variable cost, which changes in accordance with the fluctuation of the price of the power plant’s primary fuel (coal or gas);

: Constituent (dong/kWh) of the variable cost, which changes in accordance with the fluctuation of the price of the power plant’s secondary fuel (oil);

: Constituent (dong/kWh) of the variable cost, which changes in accordance with other variations of the power plant;

- The constituent (dong/kWh) of the variable cost, which changes in accordance with the fluctuation of the price of the power plant’s primary fuel ; shall be determined as follows:

In which:

: - Average net loss rate of the primary fuel, as negotiated by the parties on the basis of parameters defined by the manufacturer of the relevant equipment and in accordance with the load as stated in Appendix 1 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 29, 2014 by Minister of Industry and Trade on method for determination of electricity generation costs and sequence of inspection of power purchase agreements;

: Cost of the primary fuel, which is determined as follows:

...

...

...

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

- Imported coal: The price of coal is the value defined at the exporter's port (VND/tonne);

- Gas: The price of gas is the value defined at the gas mine (VND/BTU).

- The constituent (dong/kWh) of the variable cost, which changes in accordance with the fluctuation of the price of the power plant’s secondary fuel ; shall be determined as follows:

In which:

: Average net loss rate of the secondary fuel (oil), as negotiated by the parties on the basis of parameters defined by the manufacturer of the relevant equipment (kg/kWh);

: Cost of the secondary fuel (oil), which consists of the freight rate and other charges as per regulations (VND/kg).

- Average net loss rate of primary and secondary fuels shall be defined by the single bulk buyer and shall accord with the coefficient of performance degradation. If the heat loss rate as defined in the contract is the heat loss rate averaged over the project's entire life, the coefficient of performance degradation shall not be considered.  If the power purchase agreement or negotiation documents define characteristic curve of capacity loss only at load levels, the heat loss rate of generator sets shall be determined at the load level that corresponds with the average electric power output generated by the power plant in several years, as specified in the power purchase agreement.

If the power purchase agree or negotiation documents do not define data concerning the heat loss rate of thermoelectric generator sets, such rate in the power plan shall be the heat loss rate of a standard power plant in the same category of power generation technology and installed capacity. The operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for specifying the heat loss rate of the standard power plant;

...

...

...

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

In case the power purchase agreement or negotiation documents provide the thermal power station with no data on the coefficient of performance degradation, such coefficient shall be that of a standard power station in the same category. The standard coefficient shall be determined by the Operator of electricity systems and electricity markets;

- The constituent (dong/kWh) of the variable cost, which changes in accordance with other variations of the power plant ; shall be determined as follows:

In which:

Cvlp: Total annual cost of secondary materials of the power plant, which is specified by the amount and unit price of secondary materials consumed for generation of electric power (VND);

Ckd: Total cost of the start-up process, which is composed of the fuel cost and other costs for starting up the device (VND);

Ck: Annual cost for regular repairs and maintenance, which is defined by the total investment capital for construction works and equipment of the power plant and the rate of regular repair costs as specified in Appendix 1 of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 29, 2014 by Minister of Industry and Trade on method for determination of electricity generation costs and sequence of inspection of power purchase agreements

Pt: Total net capacity of the power plant (kW);

kCS: Rate of capacity degradation averaged over the entire economic life of the power plant, which is calculated according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (%);

...

...

...

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

8. Point e is added to Section 1 of Article 18:

“e) If the annual electricity supply plan by the Ministry of Industry and Trade defines a electric power output of hydroelectric plants using regulation-capable reservoir(s) in over a week lower than 65% of the general output (GO) averaged over several years, such power plants' participation in the electricity market in the relevant year shall be bound by the model that apply to hydroelectric plants using regulation-capable reservoir(s) in less than 02 days as per this Circular.

If hydroelectric plants use power-generating reservoirs and competent government authorities have special requests, the Electricity Regulatory Authority shall be responsible for reporting to the Ministry of Industry and Trade for the latter's consideration of the model of such power plants' participation in the electricity market in the relevant year."

9. Section 1 of Article 22 is amended:

 “1. The ceiling offer price of a thermoelectric generator set is determined by this formula:

Ptr = (1 + K DC ) x (PNLC x HRC + PNLP x HRP)

In which:

Ptr : The ceiling offer price of the thermoelectric generator set (VND/kWh);

KDC: Coefficient adjusting the ceiling price by classification of the thermoelectric generator set. For a base-load thermoelectric generator set KDC = 0%; for an intermediate-load one KDC = 5%; for a peak-load one KDC = 20%;

...

...

...

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

PNLP: Price of secondary fuel for the thermoelectric generator set (VND/kCal or VND/BTU);

HRC: Heat rate of primary fuel consumed at the average load of the thermoelectric generator set (BTU/kWh or kCal/kWh)

HRP: Heat rate of secondary fuel consumed at the average load of the thermoelectric generator set (BTU/kWh or kCal/kWh).”

10. Point a, Section 2 of Article 22 is amended:

“a) The ceiling offer price of a thermoelectric generator set is determined by this formula:

Ptr : The ceiling offer price of the thermoelectric generator set (VND/kWh);

KDC: Coefficient adjusting the ceiling price by classification of the thermoelectric generator set. For a base-load thermoelectric generator set KDC = 0%; for an intermediate-load one KDC = 5%; for a peak-load one KDC = 20%;

: Variable price in year N as per the contract for difference of the power station (VND/kWh).”

...

...

...

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

“1. The best new power plant for year N must meet requirements in Section 1, Article 4 of this Circular to engage in the electricity market in year N and satisfy these criteria:

a) It initiated commercial operations and generated electric power at full installed capacity in year N-1;

b) It is a base-load power plant as classified under criteria in Section 3, Article 21 of this Circular;

c) It employs the coal-fired thermal power technology or gas turbine power technology;

d) It incurs the lowest average cost of full electricity generation per 01 kWh.”

12. Section 2 of Article 25 is rescinded.

13. Point b, Section 3 of Article 26 is amended:

"b) The capacity add-on price for each cycle of transaction in a subsequent year shall be determined by this formula:

...

...

...

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

I: Total quantity of transaction cycles in month t;

i: Transaction cycle I in month t;

: Capacity add-on price of transaction cycle i (VND/kW);

QBNE: Average available capacity of the best new plant in year N (kW);

MSt : Shortage cost incurred by the best new power plant in month t (VND);

: Load of the forecasting system for transaction cycle i as per the load profile of a typical day forecasted for month t according to Article 19 of this Circular (MW)."

14. Section 1 of Article 27 is amended:

“1. The constraint-based scheduling method shall be adopted for planning operations of the electricity system in the following year. Thermal power station’s variable price and power plant's hydrographic values and technical parameters shall be the input data for planning operations of the electricity system in the following year.”

15. Point a, Section 3 of Article 31 is amended:

...

...

...

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

16. Section 2 of Article 35 is amended:

“2. The operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for announcing constituent parameters of the ceiling offer price of thermoelectric generator sets and the following month’s ceiling offer price of thermoelectric generator sets according to the electricity market operation schedule as prescribed in Appendix 1 of this Circular.”

17. Article 36 is amended:

 “Article 36. Adjustment of monthly contractual output

1. The monthly contractual output may be adjustable if the power plant’s schedule of repair and maintenance for month M deviates from the annual operation plan due to:

a) A request by the operator of electricity systems and electricity markets for electricity system security. Such request is not the consequence of any of the power plant’s actions;

b) A request by a competent government authority, to which the Operator of electricity systems and electricity markets agrees to in accordance with actual operational conditions of the system.

2. The operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for adjusting the monthly contractual output in circumstances as defined in Section 1 of this Article in the following principle: Re-arrange the monthly output Qc among the months in proportion to the modified duration of repair in such a manner to keep the year’s total Qc unchanged as per Electricity Regulatory Authority’s guidelines for contractual output adjustment procedures.

If the last month's repair and maintenance schedule is modified, the value Qc in proportion to this month’s duration of repair shall not be forwarded to the following year.

...

...

...

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

18. Section 3 and Section 6 of Article 37 are amended:

 “3. If the power plant’s contractual output in transaction cycle i exceeds such plant’s highest generation output, the contractual output in such transaction cycle shall be equal to the power plant's highest generation output. The electric power producer shall notify the Operator of electricity systems and electricity markets of the power plant’s highest generation output in a transaction cycle in proportion to the hourly output based on the capacity defined in the default quotation for the following month according to Point a, Section 3, Article 47 of this Circular.

6. The operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for informing the single bulk buyer and the electric power producer that engages directly in transactions of the preliminary hourly contractual output in a month before the 23rd of the month through the electricity market portal. The single bulk buyer and the electric power producer shall be responsible for cooperating with the operator of electricity systems and electricity markets to check errors in the calculation of the following month's hourly contractual output before the 25th of such month. The operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for providing the single bulk buyer and the electric power producer that engages directly in transactions with the official hourly contractual output in a month by the schedule of electricity market operation as defined in Appendix 1 of this Circular.”

19. Clause 37a is added to Article 37:

 “Clause 37a. Adjustment of hourly contractual output

1. If the power plant’s generator set(s) break(s) down, the plant’s hourly contractual output (hourly Qc) shall be subject to following adjustment:

a) If the breakdown duration of the power plant’s generator set(s) lasts in 72 hours or less (i.e. 72 transaction cycles): The contractual output (Qc) of the power plant remains unchanged;

b) If the breakdown duration of the power plant’s generator set(s) exceeds 72 hours:

- From the beginning of the breakdown to the 72nd transaction cycle: the contractual output (Qc) defined for the power plant remains unchanged;

...

...

...

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

+ If the plant’s actual generation output at the delivery point (Qmq) is lower than its contractual output (Qc) for the duration, the hourly contractual output shall be equal to the value Qmq;

+ If the power plant’s Qmq is equal to or higher than its Qc for the duration, Qc remains unchanged.

2. If the duration for repair of the power plant's generator set(s) exceeds that in the approved plan, which constituted to the calculation of the hourly contractual output, the plant’s hourly contractual output in cycles affected by such extension of the repair duration shall be subject to following adjustment:

If the actual generation output at the delivery point (Qmq) in a cycle affected by extended repair time is lower than the plant's Qc, the hourly contractual output in such cycle shall be equal to the value Qmq.

3. The electric power producer engaging directly in transactions shall be responsible for cooperating with the Operator of electricity systems and electricity markets to verify breakdown incidents or repair time extension as per the Procedure for joint verification of incidents for market payments. Afterwards, the result of such verification shall be notified to the single bulk buyer and the electric power producer for adjusting the value Qc.

4. The single bulk buyer and the electric power producer engaging directly in transactions shall be responsible for signing a reconfirmation of the plant’s monthly and hourly contractual output adjusted according to Section 1 and Section 2 of this Article.”

20. Section 7 of Article 41 is amended:

“7. The operator of electricity systems and electricity markets shall calculate and schedule the expected output of hydroelectric plants, which violate the weekly water level limit in 02 consecutive weeks, for each transaction cycle of subsequent days.”

21. Point d, Section 2 of Article 42 is amended:

...

...

...

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

22. Section 3 is added to Article 44:

 "3. Hydroelectric plants using regulation-capable reservoir(s) in less than 02 days can present a subsequent hour quotation with increased output according to their actual hydrographic situations.”

23. Section 2 of Article 71 is amended:

 “2. The operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for adjusting the following constituent values of the electric power output determined for market payments in transaction cycles according to Section 1, Article 70 of this Circular:

a) The hourly contractual output of the power plant in transaction cycle i (), which is specified as per Article 37 of this Circular;

b) The power plant's electric power output in transaction cycle i, to which the system marginal price applies (Qsmpi). The output is calculated as per Section 5, Article 70 of the Circular;

c) The power plant’s electric power output metered in transaction cycle i (Qmqi)."

24. Section 4, Section 5 and Section 7 of Article 80 are rescinded; Section 9 of Article 80 is amended:

“9. In case a wind turbine power plant temporarily and indirectly participates in the electricity market upon a request by the operator of electricity systems and electricity markets for the purpose of electricity system security, the price of such power plant's total generation output in relevant transaction cycles shall be subject to the power purchase agreement.”

...

...

...

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

 “5. Validation of a payment statement and incidents on the electricity market:

The electric power producer engaging directly in transactions, the single bulk buyer and the operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for using digital signatures to validate and release a statement of market payments and to affirm incidents that occurred on the electricity market. If digital signatures fails to work properly, the single bulk buyer and the operator of electricity systems and electricity markets shall be responsible for validating and releasing the statement of market payments and affirming incidents on the electricity market in a direct manner and reconfirm information upon the rectification of such failure.”

26. Section 3 of Article 100 is amended:

 “3. The electricity market operation report for a month shall be prepared and announced by the 20th of the following month."

27. Section 3 is added to Article 114:

 “3. Establish and present regulations on electricity market participation for BOT power plants and industrial zones’ power plants selling parts of their output to the national electricity system to the Minister of Industry and Trade for approval."

28. Section 1a is added to Section 1 of Article 115:

 “1a. Establish, supplement and present the following procedures to the Electricity Regulatory Authority for issuance:

a) Procedures for training, inspection and certification of engineers who operate transactions on the electricity market;

...

...

...

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 2. The following amendments are adopted to certain articles of the Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 29, 2014 by Minister of Industry and Trade on method for determination of electricity generation costs and sequence of inspection of power purchase agreements:

1. Section 8 of Article 2 is amended:

 “8. Total investment level of a project initially approved refers to the total level of investments into the project as shown in the initial fundamental design that competent authorities have approved as per regulations.”

2. Article 6 is amended:

“Article 6. Method for determination of the fixed cost of operation and maintenance in a thermal power station

The fixed operation and maintenance cost in the base year FOMCb (VND/kWh) is determined by this formula:

In which:

: Fixed operation and maintenance cost based on major repair cost and other expenses in the base year, which are specified according to Section 1 of this Article (VND/kWh);

...

...

...

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

1. Fixed operation and maintenance cost based on major repair cost and other expenses in the base year  (VND/kWh) is specified by the following formula:

TCscl: Total cost of major repairs and other expenses in the base year, which include major repair cost, secondary material cost, service outsourcing cost and other pecuniary expenses (VND).  If the said formula fails to specify the total cost of major repairs and other expenses, the following formula shall determine the total cost of major repairs and other expenses TCcsl in the base year:

TCcsl =VDTXL+TB x kF,scl

In which:

VĐTXL+TB: Total investment capital for construction works and equipment of the thermal power station, which is based on the total level of investment for electricity pricing as per Section 2, Article 5 of this Circular (VND);

kF,scl: Proportion of major repair cost and other expenses (%) in the thermal power station. kF,scl is defined in Appendix 1 of this Circular;

Pt: Generator set’s terminal power as per the approved design, which is determined according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (kWh);

Tmax: Number of hours during which the plant operates at average maximum capacity, which is specified according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (kWh);

...

...

...

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

kCS: Rate of capacity degradation averaged over the entire economic life of the power plant, which is calculated according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (%);

2. The fixed operation and maintenance cost by labor cost in the base year  (VND/kWh) is determined by this formula:

In which:

TCnc: Total labor cost in the base year, which includes salary, social insurance contribution, medical insurance contribution, labor union cost and allowances (VND) incurred by a power plant project that commenced construction works after February 03, 2015.

For power plant projects that commenced construction works before February 03, 2015: total labor cost TCnc in the base year is based on the total cost of labor in the year of the project's commercial operation and is converted to the equivalent value in the base year in the following manner:

- If the salary rate for calculation of the labor cost in the year of the plant's commercial operation is equal to the region-based minimum wage level: The rate for conversion of value to the base year shall be based on the region-based minimum wage level;

- If the salary rate for calculation of the labor cost in the year of the plant's commercial operation is higher than the region-based minimum wage level: The rate for conversion of value to the base year shall be based on Vietnam Consumer Price Index (CPI) but shall not exceed 2.5% per year.

If such method fails to specify the total cost of labor: the following formula shall determine the total labor cost TCnc in the base year:

...

...

...

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

In which:

VĐTXL+TB: Total investment capital for construction works and equipment of the thermal power station, which is based on the total level of investment for electricity pricing as per Section 2, Article 5 of this Circular (VND);

kF,nc: Proportion of the labor cost (%) in the thermal power station. kF,nc is defined in Appendix 1 of this Circular;

Pt: Generator set’s terminal power as per the approved design, which is determined according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (kWh);

Tmax: Number of hours during which the plant operates at average maximum capacity, which is specified according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (kWh);

ttd : Proportion of the plant’s auxiliary power and losses, which is determined according to Point d, Section 2, Article 5 of this Circular (%);

kCS: Rate of capacity degradation averaged over the entire economic life of the power plant, which is calculated according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (%);

3. Section 3 of Article 7 is amended:

“3. The constituent value of the variable cost, which changes in accordance with other variations of the power plant in the base year  (dong/kWh); shall be determined as follows:

...

...

...

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

In which:

Cvlp: Total annual cost of secondary materials of the power plant, which is specified by the amount and unit price of secondary materials consumed for generation of electric power in the base year (VND);

Ckd: Total start-up cost, which includes fuel cost and other expenses for start-up (VND). The number of start-ups is negotiated by the parties according to the electricity system's demands and operational traits of the power plant;

Ck: Annual cost for regular repairs and maintenance, which is defined by the total investment capital for construction works and equipment of the power plant and the proportion of regular repair costs as specified in Appendix 1 of this Circular (VND);

Pt: Total net capacity of the power plant (kW);

kCS: Rate of capacity degradation averaged over the entire economic life of the power plant, which is calculated according to Point c, Section 2, Article 5 of this Circular (%);

Tmax: Annual duration of operation at maximum averaged over several years in the entire life of the power plant (hour) as per Appendix 1 of this Circular.”

4. Article 11 is amended:

“Article 11. Method for determination of the cost of operation and maintenance in a hydroelectric plant

...

...

...

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

In which:

: Fixed operation and maintenance cost based on major repair cost and other expenses in the base year, which is specified according to Section 1 of this Article (VND/kWh);

: Fixed operation and maintenance cost based on the labor cost in the base year, which is specified according to Section 2 of this Article (VND/kWh).

1. The operation and maintenance cost based on major repair cost and other expenses in the base year () is specified by the following formula:

In which:

TCscl: Total cost of major repairs and other expenses in the base year, which include major repair cost, secondary material cost, service outsourcing cost and other pecuniary expenses (VND).  If the said formula fails to specify the total major repair cost and other expenses: the following formula shall determine the total cost of major repairs and other expenses TCcsl:

TCcsl =VĐTXL+TB x kscl

...

...

...

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

VĐTXL+TB: Total investment capital for construction works and equipment of the hydroelectric plant, which is based on the total level of investment for electricity pricing as per Section 2, Article 10 of this Circular (VND);

kscl: Proportion of major repair cost and other expenses (%) in the hydroelectric station. kscl is defined in Appendix 1 of this Circular;

Abq: Average electric power generated annually at the generator set’s terminal, which is determined according to Point al Section 2, Article 10 of this Circular (kWh);

ttd : Proportion of auxiliary power and losses concerning the plant’s step-up transformer, which is determined according to Point a, Section 2, Article 10 of this Circular (%);

2. The operation and maintenance cost by labor cost in the base year () is determined by this formula:

In which:

TCnc: Total labor cost in the base year, which includes salary, social insurance contribution, medical insurance contribution, labor union cost and allowances (VND) incurred by a power plant project that commenced construction works after February 03, 2015.

For power plant projects that commenced construction works before February 03, 2015: total labor cost TCnc in the base year is based on the total cost of labor in the year of the project's commercial operation and is converted to the equivalent value in the base year in the following manner:

...

...

...

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

- If the salary rate for calculation of the labor cost in the year of the plant's commercial operation is higher than the region-based minimum wage level: The rate for conversion of value to the base year shall be based on Vietnam Consumer Price Index (CPI) but shall not exceed 2.5% per year.

If such method fails to specify the total cost of labor: the following formula shall determine the total labor cost TCnc in the base year:

TCnc =VĐTXL+TB x knc

In which:

VĐTXL+TB: Total investment capital for construction works and equipment of the hydroelectric plant, which is based on the total level of investment for electricity pricing as per Section 2, Article 10 of this Circular (VND);

knc: Proportion of the labor cost (%) in the hydroelectric station. knc is defined in Appendix 1 of this Circular.

Abq: Average electric power generated annually at the generator set’s terminal, which is determined according to Point al Section 2, Article 10 of this Circular (kWh);

ttd : Proportion of auxiliary power and losses concerning the plant’s step-up transformer, which is determined according to Point a, Section 2, Article 10 of this Circular (%);

5. Point b, Section 2 of Article 14 is amended:

...

...

...

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

- If the salary rate as defined in the electricity pricing plan is equal to the region-based minimum wage level, the following formula shall specify the constituent value of the fixed operation and maintenance cost by labor cost:

In which:

: Fixed operation and maintenance cost based by labor cost in the base year, which is specified according to Section 2, Article 6 of this Circular (VND/kWh);

Lmin, j,t : Region-based minimum wage level at the time of payment in month t, year j (VND/person/month);

Lmin,b: Region-based minimum wage level in the base year (VND/person/month).

- If the salary rate as defined in the electricity pricing plan is higher than the region-based minimum wage level or the total labor cost TCnc is based on the proportion of the labor cost in the power plant, the following formula shall specify the constituent value of the fixed operation and maintenance cost by labor cost (VND/kWh):

In which:

...

...

...

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

i: Slippage rate of the constituent value of the operation and maintenance cost based on Vietnam Consumer Price Index (CPI), which does not exceed 2.5% per year;

l: Ordinal number of the payment year from the base year (I = 1 in the base year).”

6. Point b, Section 2 of Article 15 is amended:

“b) The constituent value of the fixed operation and maintenance cost by labor cost in month t, year j ) is determined as follows:

- If the salary rate as defined in the electricity pricing plan is equal to the region-based minimum wage level, the following formula shall specify the constituent value of the fixed operation and maintenance cost by labor cost (VND/kWh):

In which:

 : Fixed operation and maintenance cost based on the labor cost, which is specified according to Section 2, Article 11 of this Circular (VND/kWh);

Lmin,j,t : Region-based minimum wage level at the time of payment in month t, year j (VND/person/month);

...

...

...

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

- If the salary rate as defined in the electricity pricing plan is higher than the region-based minimum wage level or the total labor cost TCnc is based on the proportion of the labor cost in the power plant, the following formula shall specify the constituent value of the fixed operation and maintenance cost by labor cost (VND/kWh):

In which:

: Fixed operation and maintenance cost based on the labor cost, which is specified according to Section 2, Article 11 of this Circular (VND/kWh);

i: Slippage rate of the constituent value of the operation and maintenance cost based on Vietnam Consumer Price Index (CPI), which does not exceed 2.5% per year;

l: Ordinal number of the payment year from the base year (I = 1 in the base year).”

7. Section 2a is added to Section 2 of Article 28:

“ 2a. In case a power plant project commences construction works before February 03, 2015, its pricing of electricity may adopt the total level of investment approved by competent authorities and activated upon the construction of the power plant in lieu of the total level of investment initially approved. If the total level of investment for electricity pricing upon the construction of the power plant is unspecified, the Electricity of Vietnam and the electric power producer shall report to the Ministry of Industry and Trade for consideration of actual situations and determination of the total level of investment for electricity tariff negotiations and the power purchase agreement.”

8. Section 4, Article 3, Appendix 3 of Circular No. 56/2014/TT-BCT with regard to the template of a power purchase agreement:

...

...

...

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 3. Effect

1. This Circular comes into force as of January 01, 2016.

2. Head of Electricity Regulatory Authority, Chief of Office of the Ministry, Chief of the Inspectorate of the Ministry, Heads of relevant Departments, Bureaus and General Departments under the Ministry, entities concerned and participants in the electricity market shall be responsible for implementing this Circular./.

 

 

PP MINISTER
DEPUTY MINISTER




Hoang Quoc Vuong

 

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


Thông tư 51/2015/TT-BCT ngày 29/12/2015 sửa đổi Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư 56/2014/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành

Bạn Chưa Đăng Nhập Thành Viên!


Vì chưa Đăng Nhập nên Bạn chỉ xem được Thuộc tính của văn bản.
Bạn chưa xem được Hiệu lực của Văn bản, Văn bản liên quan, Văn bản thay thế, Văn bản gốc, Văn bản tiếng Anh,...


Nếu chưa là Thành Viên, mời Bạn Đăng ký Thành viên tại đây


10.864

Địa chỉ: 17 Nguyễn Gia Thiều, P. Võ Thị Sáu, Q.3, TP.HCM
Điện thoại: (028) 3930 3279 (06 lines)
E-mail: info@ThuVienPhapLuat.vn

DMCA.com Protection Status
IP: 3.238.104.143