|
BỘ CÔNG THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 13/VBHN-BCT
|
Hà Nội, ngày 14
tháng 11 năm 2022
|
THÔNG TƯ
QUY
ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN, HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31 tháng 12
năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát
điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày kể từ ngày 22 tháng
02 năm 2021, được sửa đổi, bổ sung bởi:
Thông tư số 31/2022/TT-BCT ngày 08
tháng 11 năm 2022 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19
tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự
xây dựng và ban hành khung giá phát điện và Thông tư số 57/2020/TT-BCT ngày 31
tháng 12 năm 2020 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định
giá phát điện, hợp đồng mua bán điện, có hiệu lực kể từ ngày 28 tháng 12 năm
2022.
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm
2004 và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20
tháng 11 năm 2012;
Căn cứ Nghị định số 98/2017/NĐ-CP ngày 18 tháng
8 năm 2017 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ
chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21
tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật
Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết
điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy
định phương pháp xác định giá phát điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán
điện.
[1]
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, Hợp đồng
mua bán điện cho các loại hình nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này.
b) Trình tự kiểm tra hợp đồng mua
bán điện.
2. Thông tư này áp dụng đối với các
đối tượng sau đây:
a) Nhà máy điện đấu nối với hệ thống
điện quốc gia có tổng công suất lắp đặt trên 30MW, các nhà máy điện có công
suất lắp đặt từ 30MW trở xuống tự nguyện tham gia thị trường điện;
b) Các tổ chức, cá nhân khác có liên
quan;
c) Thông tư này không áp dụng đối với
nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy thuỷ điện
chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây
dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện chỉ cung cấp dịch vụ phụ
trợ, nhà máy điện sinh khối, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, nhà máy
điện rác và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn;
Các nhà máy điện khác khi chưa có cơ
chế riêng do Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương quy định thực hiện theo
quy định tại Điều 9 Thông tư này.
Điều 2. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây
được hiểu như sau:
1. Bên bán là Đơn vị phát điện sở
hữu Nhà máy điện.
2. Bên mua là Tập đoàn Điện lực
Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền), Tổng công ty Điện lực
miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam,
Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí
Minh, các khách hàng sử dụng điện lớn, các đơn vị mua buôn điện khác theo quy
định của thị trường điện.
3. Chủ đầu tư là tổ chức, cá
nhân trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án nhà máy
điện, đầu tư xây dựng đường dây và trạm biến áp để tải công suất các nhà máy
điện.
4. Chi phí đấu nối là chi phí
đầu tư xây dựng các hạng mục đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà
máy điện tới Điểm đấu nối.
5. Chi phí đấu nối đặc
thù là
chi phí do Chủ đầu tư thực hiện hoặc được phân bổ để:
a)
Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của một số nhà máy điện để
tải công suất của một số nhà máy điện đến Điểm đấu nối khi được cơ quan Nhà
nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng.
b) Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối
của nhà máy điện đến
Điểm đấu nối theo thỏa thuận giữa Chủ đầu tư và Bên
mua.
6. Điểm đấu nối là điểm nối
trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia. Tùy thuộc
vào cấu trúc lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định là một
trong những điểm như sau:
- Đối với đường dây
trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối
vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
- Đối với cáp ngầm, điểm
đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân
phân phối của nhà máy điện.
Trường hợp điểm đấu nối
khác với quy định trên, điểm đấu nối thay thế do Bên bán thỏa thuận với đơn vị
phân phối điện hoặc đơn vị truyền tải điện.
7. Điện năng giao nhận là toàn
bộ điện năng Bên bán giao cho Bên mua phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện
giữa Bên bán và Bên mua.
8. Đơn vị phát điện là tổ chức,
cá nhân theo quy định pháp luật Việt Nam sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.
9. Đơn vị vận hành hệ thống điện và
thị trường điện quốc gia là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia hoặc
tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện.
10. Hai bên là Bên bán và Bên
mua trong hợp đồng mua bán điện.
11. Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và
phân phối nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là các thỏa
thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị đầu
tư, quản lý kho chứa LNG để tồn trữ, tái hóa và phân phối, cung cấp nhiên liệu
khí cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh
tranh, minh bạch.
12. Hợp đồng mua bán điện
(PPA) là
hợp đồng áp dụng cho việc mua bán điện của từng nhà máy điện quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
13. Hợp đồng mua bán khí
(GSPA) là
hợp đồng mua khí giữa bên bán khí và chủ mỏ để mua khí thiên nhiên khai thác
trong nước cung cấp cho bên mua khí (các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn).
14. Hợp đồng bán khí (GSA) là hợp
đồng bán khí giữa bên bán khí với các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn.
15. Hợp đồng mua bán nhiên liệu
(than, khí thiên nhiên, LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và đơn
vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết
theo quy định hiện hành, đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh,
minh bạch.
16. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu
(than, khí thiên nhiên, LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc
đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển
nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá
cạnh tranh, minh bạch.
17. Năm cơ sở là năm Tổng
mức đầu tư hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh dự án sử dụng để tính toán giá
phát điện được phê duyệt.
18. Nhà máy điện khác là các nhà
máy điện không thuộc đối tượng áp dụng quy định tại điểm a và
điểm c khoản 2 Điều 1 Thông tư này.
19. Nhà máy điện mới là nhà máy
điện chưa ký hợp đồng mua bán điện lần đầu.
20. Ngày khởi công xây
dựng công trình là ngày Bên bán đủ điều kiện để khởi công xây dựng
công trình theo quy định của Luật xây dựng.
21. Suất tiêu hao nhiệt
tinh
là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận điện
(BTU/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kcal/kWh).
22. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi
phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật hiện
hành, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của Báo cáo nghiên cứu
khả thi đầu tư xây dựng. Nội dung tổng mức đầu tư xây dựng gồm chi phí bồi
thường, hỗ trợ và tái định cư (nếu có); chi phí xây dựng; chi phí thiết bị; chi
phí quản lý dự án; chi phí tư vấn đầu tư xây dựng; chi phí khác và chi phí dự
phòng cho khối lượng phát sinh và trượt giá.
23. Tổng mức đầu tư điều
chỉnh là tổng mức đầu
tư có
hiệu
lực tại thời điểm đàm phán giá điện, trong đó giá trị tổng mức đầu tư điều chỉnh để tính toán
giá điện khi điều chỉnh dự án đầu tư xây dựng trong các trường hợp cụ thể như
sau:
+ Do ảnh hưởng
của thiên tai, sự cố môi trường, địch họa, hỏa hoạn và các yếu tố bất khả kháng
khác;
+ Xuất hiện yếu
tố mang lại hiệu quả cao hơn cho dự án khi đã được chủ đầu tư chứng minh về
hiệu quả tài chính, kinh tế - xã hội do việc điều chỉnh dự án mang lại;
+ Khi quy hoạch
xây dựng thay đổi có ảnh hưởng trực tiếp tới dự án;
+ Khi chỉ số
giá xây dựng do Bộ Xây dựng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh công bố trong thời gian
thực hiện dự án lớn hơn chỉ số giá xây dựng được sử dụng để tính dự phòng trượt
giá trong tổng mức đầu tư dự án được duyệt;
+ Khi điều
chỉnh chủ trương đầu tư dẫn đến phải điều chỉnh dự án.
24. Vốn đầu tư quyết toán là toàn bộ
chi phí hợp pháp thực hiện trong quá trình đầu tư để đưa dự án vào khai thác sử
dụng. Chi phí hợp pháp là chi phí được thực hiện trong phạm vi dự án, thiết kế,
dự toán được phê duyệt; hợp đồng xây dựng đã ký kết phù hợp với quy định của
pháp luật; kể cả phần điều chỉnh, bổ sung được duyệt theo quy định và đúng thẩm
quyền. Vốn đầu tư được quyết toán phải nằm trong giới hạn tổng mức đầu tư được
duyệt (hoặc được điều chỉnh) theo quy định của pháp luật.
25. Thông tư 56/2014/TT-BCT
là Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 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.
Chương II
PHƯƠNG
PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN
Mục 1. PHƯƠNG PHÁP
XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI
Điều 3. Nguyên tắc
xác định giá phát điện
1. Giá phát điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ
sở:
a) Các khoản chi phí hợp lý của Chủ đầu tư trong toàn bộ đời sống kinh tế
dự án;
b)
Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.
2. Giá phát điện của nhà máy điện, bao gồm các thành
phần sau:
a) Giá hợp đồng mua bán điện: Do hai bên thoả thuận và được xây dựng theo phương pháp
quy định tại Điều 4 của Thông tư này;
b) Giá đấu nối đặc thù: Do hai bên thỏa thuận và được xác
định theo phương pháp quy định tại
Điều
8 Thông tư này.
3. Giá phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế
tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí dịch vụ môi
trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với
nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các
khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của Nhà
nước (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá phát điện).
4.
[2] Giá hợp đồng mua bán điện để so với
khung giá phát điện Năm cơ sở
a)
Giá hợp đồng mua
bán điện phải nằm trong khung giá phát điện Năm cơ sở của nhà máy điện do Bộ
trưởng Bộ Công Thương ban hành, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy
nhiệt điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở được tính toán trên cơ sở
các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá
phát điện.
Trường
hợp Năm cơ sở của nhà máy nhiệt điện không có khung giá phát điện, giá hợp đồng
mua bán điện của nhà máy nhiệt điện được tính toán quy đổi trên cơ sở các thành phần chi
phí tương ứng để so với
khung giá phát điện của năm gần nhất của loại hình nhà máy điện đó;
b) Đối với các dự án
đã khởi công nhưng chưa ký kết hợp đồng mua bán điện trước thời điểm thông tư
này có hiệu lực:
4. Giá hợp đồng mua bán điện phải nằm trong khung giá
phát điện năm đàm phán
hợp đồng mua bán điện,
trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện để so với khung giá
phát điện được tính toán quy
đổi trên cơ sở
các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá
phát điện.
Điều 4. Phương pháp
xác định giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở của nhà máy điện
Giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở 
(đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
PC = PCĐ
+ PBĐ
1. PCĐ (đồng/kWh) là giá cố
định Năm cơ sở, được xác định theo công thức sau:
PCĐ = FC + FOMCb
Trong đó:
|
FC:
|
Giá cố định bình quân được xác định
theo quy định tại Điều 5 Thông tư này
(đồng/kWh);
|
|
FOMCb:
|
Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở
được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh).
|
2. PBĐ (đồng/kWh) là giá biến
đổi Năm cơ sở.
a) Đối với nhà máy nhiệt điện, PBĐ được xác định theo công thức
sau:
PBĐ = 
+ 
+
+ 
Trong đó:
|
 :
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của
chi phí nhiên liệu chính (than, khí thiên nhiên, LNG) của nhà máy điện tại
Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1
Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
|
|
:
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của
chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương
pháp quy định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
|
|
:
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác
của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được
xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
|
|
:
|
Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát
điện Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản
4 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).
|
b) Đối với nhà máy thủy điện, chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường
xuyên Năm cơ sở
được tính trong giá vận
hành và bảo dưỡng
theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở nên PBĐ
bằng 0 (không).
3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của
nhà máy điện:
a) Đối với chi phí thí nghiệm, chạy thử,
nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại: Việc thanh toán chi phí thí
nghiệm, chạy thử, nghiệm thu trước ngày vận hành thương mại do Hai bên thỏa
thuận trên cơ sở Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt;
b) Đối với chi phí chạy thí nghiệm phát sinh trong
quá trình vận hành nhà máy điện: Do Hai bên thỏa thuận.
Điều 5. Phương pháp
xác định giá cố định bình quân của nhà máy điện
1. Giá
cố định bình quân
của nhà máy điện (FC)
được xác định
trên cơ sở phân tích tài chính của dự án theo các Biểu
mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục 2
ban hành kèm theo Thông tư này.
Các thông số
đầu vào để xây dựng giá
cố định bình quân
của nhà máy điện (FC)
được xác định theo hướng dẫn tại khoản 2 Điều này.
2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán giá cố định bình quân của nhà máy điện (FC)
a)
Tổng mức đầu tư:
Tổng mức đầu tư là Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại
thời điểm đàm phán giá điện được sử dụng để tính toán giá điện, bao gồm
toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của Bên bán tính đến Điểm đấu nối của
nhà máy điện gồm các hạng mục:
- Nhà máy điện;
- Cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy
điện, kho cảng nhập LNG (đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu LNG), các chi
phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);
Riêng hạng mục về Chi phí đấu nối đặc thù được sử dụng để
tính toán giá đấu nối đặc thù được thực
hiện theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
b) Đời sống kinh tế: Theo quy định tại Phụ
lục 1 Thông tư này,
trừ trường hợp có văn bản của cơ quan nhà
nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông
tư này (năm);
c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy
phát:
- Đối với nhà máy nhiệt điện: Xác định theo công suất đầu cực máy phát theo thiết kế được duyệt và số giờ
vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy
điện. Tmax của nhà máy điện được xác định theo thiết kế được duyệt
nhưng không thấp hơn Tmax được quy định tại Phụ
lục 1 Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản phê duyệt của cơ quan nhà
nước có thẩm quyền. Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế
của nhà máy điện do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở các tài liệu kỹ thuật của nhà
chế tạo thiết bị (kWh);
- Đối với nhà máy thủy điện: Xác định theo thiết kế cơ sở
được duyệt hoặc
theo văn bản phê duyệt của cơ quan có thẩm quyền (kWh).
d) Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của
nhà máy điện, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp của nhà máy điện đến Điểm
đấu nối (nếu có): Là giá trị nhỏ hơn của giá trị được xác định theo thiết kế cơ
sở được duyệt của nhà máy điện hoặc xác
định theo tài
liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);
đ) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định
chính: Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố
định chính theo khung thời gian trích khấu hao quy định của Bộ Tài chính trong
từng thời kỳ hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép trích
khấu hao khác với quy định của Bộ Tài chính (nếu có) (năm);
e)
Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức
đầu tư:
Được
xác định căn cứ quyết định phê duyệt dự án đầu tư và thực tế huy động vốn cho
dự án tại thời điểm đàm phán, phù hợp với quy định do cơ quan nhà nước có thẩm
quyền ban hành. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu tối thiểu là 15% tổng mức đầu tư của dự
án;
g) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời
gian vận hành: Căn cứ vào Hợp đồng vay vốn,
các văn bản, tài liệu giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng,
ngân hàng cho vay;
h) Thuế suất thuế thu nhập doanh
nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật liên quan.
Điều 6. Phương pháp
xác định giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện
Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh)
được xác định theo công thức sau:
FOMCb
= 
+ 
Trong đó:
|
 :
|
Giá vận hành và bảo dưỡng 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 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 của Năm
cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
(đồng/kWh)
Trong đó:
|
 :
|
Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí
khác
tại 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 TCscl tại Năm cơ
sở theo
công thức sau:
TCscl
=VĐTXD+TB 
kscl
Trong đó:
|
VĐTXD+TB:
|
Tổng chi phí xây dựng và chi phí
thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm
a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);
|
|
kscl:
|
Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi
phí khác (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy
định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
|
|
AGN:
|
Điện năng phát bình quân nhiều năm
tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán (kWh) và được tính toán như
sau:
|
- Đối với nhà máy nhiệt điện:
Trong đó:
|
Pt:
|
Công suất đầu cực máy phát tại thiết
kế được duyệt (kW);
|
|
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 (giờ);
|
|
ttd:
|
Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy
biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà
máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia, 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 (%).
|
- Đối với nhà máy thủy điện:
Trong đó:
|
Abq :
|
Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu
cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm c khoản
2 Điều 5 Thông tư này (kWh);
|
|
ttd :
|
Tỷ lệ điện tự dùng, tổn thất máy
biến áp tăng áp của nhà máy và tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà
máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia được xác định theo quy định
tại điểm d khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).
|
2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí
nhân công Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo
công thức sau:
(đồng/kWh)
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);
|
Tổng chi phí nhân công TCnc
Năm cơ sở
được
xác định trên
cơ sở Tổng
chi phí nhân công 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 của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng năm tính toán
giá điện: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định theo mức lương tối thiểu vùng;
- 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
=VĐTXD+TB knc
Trong đó:
|
VĐTXD+TB:
|
Tổng chi phí xây dựng và chi phí
thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm
a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);
|
|
knc:
|
Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà
máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
|
|
AGN :
|
Điện năng phát bình quân nhiều năm
tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy
định tại khoản 1 Điều này (kWh).
|
Điều 7. Phương pháp
xác định giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện
Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện
tại Năm cơ sở PBĐ (đồng/kWh) được xác định theo công
thức sau:
PBĐ = + ++
Trong đó:
|
:
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của
chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo
phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
|
|
:
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của
chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương
pháp quy định tại khoản
2 Điều này (đồng/kWh);
|
|
:
|
Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác
của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được
xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều này (đồng/kWh);
|
|
:
|
Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho
phát điện Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh).
|
1. Thành
phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của
nhà máy điện tại Năm cơ sở 
, được xác định theo công thức sau:
(đồng/kWh)
Trong đó:
|
 :
|
Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhiên liệu chính
do Hai bên thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương
ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà
chế tạo thiết bị, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
|
|
 :
|
Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được quy định như sau: Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được
tính toán bằng bình quân gia quyền của các Hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc
các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính bằng
đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU.
|
2. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện Năm cơ sở 
, được xác định theo công thức sau:
(đồng/kWh)
Trong đó:
|
 :
|
Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình
quân của
nhiên liệu phụ (dầu) do hai bên thỏa thuận (kg/kWh);
|
|
 :
|
Giá nhiên liệu phụ (dầu) Năm cơ sở bao gồm cả cước vận
chuyển tính đến nhà máy và các loại phí khác theo quy định (chưa bao gồm thuế giá trị
gia tăng) (đồng/kg).
|
3. [3] Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở 
được xác định theo công thức sau:
(đồng/kWh)
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). Trường
hợp không có số liệu tính toán tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm tại Năm cơ
sở, cho phép sử dụng các thành phần chi phí này tại các thời điểm có đủ số
liệu và trượt về Năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm để tính tổng chi phí vật liệu
phụ năm cơ sở;
|
|
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. Trường hợp không có
số liệu tính toán tổng chi phí khởi động tại Năm cơ sở, cho phép tính toán
giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và trượt về Năm cơ sở theo tỷ
lệ 2,5%/năm;
|
|
Ck:
|
Chi phí sửa
chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng
thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của
nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do Hai bên thỏa thuận nhưng
không vượt quá quy định tại Phụ lục I Thông tư
này và chi phí nạo vét luồng vào cảng do Hai bên thỏa thuận (nếu có) (đồng).
Trường hợp không có số liệu tính toán chi phí nạo vét luồng vào cảng tại Năm
cơ sở, cho phép tính toán giá trị tổng chi phí này tại thời điểm đàm phán và
trượt về Năm cơ sở theo tỷ lệ 2,5%/năm;
|
|
AGN:
|
Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm
giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này (kWh).
|
4. Giá vận chuyển nhiên liệu chính
của nhà máy điện Năm cơ sở 
được xác định theo công thức sau :
(đồng/kWh)
Trong đó:
|
:
|
Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân
được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này.
|
|
 :
|
Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho
phát điện Năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính
giá vận chuyển nhiên liệu là đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc
đồng/BTU và được xác định như sau:
- Đối với nhà máy nhiệt điện than:
bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản
thỏa thuận;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng
khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển,
phân phối khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt theo quy định
hoặc các văn bản thỏa thuận.
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng
nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển LNG, Hợp
đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có) hoặc các văn bản thỏa thuận.
|
Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu mà giá
nhiên liệu chính đã bao gồm
giá vận chuyển nhiên liệu chính, cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối, tồn trữ, tái
hóa thì giá
vận chuyển nhiên liệu chính tương ứng
bằng 0 (không).
Điều 8. Phương pháp
xác định giá đấu nối đặc thù của nhà máy điện
1. Giá đấu nối đặc
thù (
) để thu hồi Chi phí
đấu nối đặc thù do Chủ đầu tư nhà máy điện thực hiện đầu tư xây dựng hoặc được
phân bổ và thỏa thuận với Bên mua trên cơ sở Chi phí đấu nối đặc thù, cơ cấu
vốn đầu tư, lãi suất vốn vay trong thời gian vận hành theo hợp đồng vay vốn,
chi phí quản lý, vận hành, bảo dưỡng và các yếu tố khác theo thỏa thuận của Hai
bên để đảm bảo Chủ đầu tư nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận
hành, bảo dưỡng theo quy định của pháp luật. Đơn vị xác định giá đấu nối đặc
thù này là đồng/kWh hoặc đồng/kW hoặc đồng/tháng.
2. Sau khi Chi phí đấu nối
đặc thù được quyết toán, các bên thực hiện tính toán lại giá đấu nối đặc thù theo
phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này.
3. Chi phí đấu nối đặc
thù được coi là chi phí hợp lý, hợp lệ và được đưa vào chi phí mua điện trong
tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 9. Phương pháp
xác định giá phát điện đối với các nhà máy điện khác
Đối với các nhà máy điện khác, căn cứ nguyên
tắc xác định giá phát điện tại Mục 1 Chương này, Bên mua và Bên bán xây
dựng phương án giá phát điện và hợp đồng mua bán điện phù hợp với thực tế
của nhà máy điện, trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, báo cáo
Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
Mục 2. PHƯƠNG PHÁP
XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠI
Điều 10. Phương pháp
xác định giá phát điện đối với nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết
thời hạn, nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế
Đối với các nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán
điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế: Giá phát
điện tại hợp đồng mua bán điện hiện tại được áp dụng tiếp cho các năm tiếp theo
đến hết đời sống kinh tế.
Điều 11. Phương pháp
xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế
1. Giá cố định của nhà máy điện đã hết đời
sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy điện thu hồi các
chi phí phục vụ hoạt động sản xuất kinh doanh điện, thời gian tính giá theo chu
kỳ sửa chữa lớn thiết bị chính và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý. Trường hợp có
văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt thời gian tính giá, áp
dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện đã hết
đời sống kinh tế được xác định theo hướng dẫn tại Điều 7 Thông
tư này.
3. Trường hợp nhà máy điện
đã hết đời sống kinh tế và có thực hiện đầu tư nâng cấp nhà máy điện thì Hai
bên thỏa thuận, đàm phán giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện căn cứ
hướng dẫn tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và
Điều 7 Thông tư này và phù hợp với thời gian khấu hao của thiết bị chính
được nâng cấp.
Điều 12. Phương pháp
xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết
toán
Đối với các nhà máy điện mà các bên có quyền đề nghị thực
hiện đàm phán lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán theo quy định tại khoản 2 Điều 28 Thông tư này: Sau khi xác định được Vốn
đầu tư quyết toán, Bên bán có trách nhiệm gửi cho Bên mua hồ sơ liên quan
đến Vốn đầu tư quyết toán. Hai bên thực hiện đàm phán lại giá điện theo
các nguyên tắc sau:
1. Phương pháp xác
định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông
tư này.
2. Các thông số tính
toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông
tư này và được cập nhật lại các thông số đầu vào cùng thời điểm xác
định Vốn đầu tư quyết toán.
3. Giá hợp đồng mua bán
điện để so với khung giá phát điện phải nằm trong khung giá phát điện của
năm phê duyệt Vốn đầu tư quyết toán.
4. Giá phát điện áp dụng
từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện
theo quy định tại Điều 13 Thông tư này, không thực hiện
điều chỉnh giá cố định từng năm của các năm trước thời điểm hai bên ký
kết hợp đồng sửa đổi, bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện
xác định trên cơ sở Vốn đầu tư quyết toán.
5. [4] Năm cơ sở của các nhà máy đàm phán giá điện
theo Vốn đầu tư quyết toán là năm phê duyệt Vốn đầu tư quyết toán.
Mục 3. PHƯƠNG PHÁP
XÁC ĐỊNH GIÁ HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều 13. Nguyên tắc
xác định giá cố định 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 cố định từng năm thì việc xác định các
mức giá cố định này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại khoản 2 Điều này.
2. [5] Trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực
tế và khả năng tài chính của dự án, hai bên thỏa thuận giá cố định bình quân
của nhà máy điện thành giá cố định từng năm (
Giá cố định năm j) với điều kiện đảm bảo giá
cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được hai bên thỏa thuận và
tuân thủ theo các nguyên tắc sau:
a) Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính
toán giá cố định từng năm do hai bên thỏa thuận bằng tỷ suất sinh lợi nội tại
về tài chính (IRR) của nhà máy điện;
b) Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các
khoản vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay.
Điều 14. Nguyên tắc điều
chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện
1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng
của nhà máy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi
phí bình quân quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Hai bên nghiên cứu, đề xuất cơ chế điều chỉnh thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có
nguồn gốc ngoại tệ;
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng
tại thời điểm thanh toán hoặc theo chỉ số CPI do Tổng cục
thống kê công bố nhưng
tối
đa không
vượt quá 2,5%/năm.
2. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại
tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá
quy đổi đã được hai bên thỏa thuận trong phương án giá điện, tỷ giá quy đổi
thực hiện năm liền kề trước, hai bên thực hiện tính toán chênh lệch tỷ
giá và đề xuất phương án thanh toán gửi Cục Điều tiết điện lực kiểm
tra, trình Bộ Công Thương xem xét quyết định phương án thanh toán.
Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán
theo công thức sau:
Trong đó:
m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá điện
hai bên thống nhất (loại);
n: Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính
toán (lần);
Di,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực
tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán. Nợ gốc đã trả thực tế loại
ngoại tệ i trong năm tính toán không lớn hơn nợ gốc loại ngoại tệ i tại năm
tương ứng trong phương án giá điện hai bên thống nhất;
: Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j
của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);
: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại
tệ i hai bên thống nhất trong phương án giá điện (.../đồng).
Điều 15. Phương pháp
xác định giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện tại thời điểm thanh
toán
Giá hợp đồng mua bán điện của Nhà máy
điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j PC,j,t (đồng/kWh)
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá cố định năm j được xác
định theo khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm
j được
xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
: Giá biến đổi tháng t, năm
j
được
xác định theo khoản 3 Điều này (đồng/kWh).
1. Giá cố định năm j 
được xác định theo
quy định tại Điều 13 Thông tư này.
2. Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định
theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí nhân công
tháng t, năm j (đồng/kWh).
a) Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác 
được xác định theo
công thức sau :
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng theo
chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở được xác định theo
phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này;
i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá
vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định
tại Phụ lục 1 Thông tư này;
l: Số thứ tự năm thanh
toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).
b) Thành phần giá vận hành và bảo
dưỡng 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 theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau :
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân
công Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản
2 Điều 6 Thông tư này;
: Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm
thanh toán tháng t, năm j (đồng/tháng);
: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở
(đồng/tháng).
- Trường hợp tổng chi phí nhân công TCnc
được tính toán theo tỷ lệ vốn đầu tư xây dựng và thiết bị thì thành phần giá
vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau
(đồng/kWh):
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân
công Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản
2 Điều 6 Thông tư này;
: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và
bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng
(CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục thống kê công bố trong tháng
12 năm (j-1) nhưng tối đa 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, i1 = 0).
3. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định
theo công thức sau:
=
+ 
+
+
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác
định theo điểm a khoản này (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy
điện tháng
t, năm
j,
được xác định theo điểm b khoản này (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động khác
của
nhà máy điện năm j, được xác
định theo điểm c khoản này (đồng/kWh);
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy
điện
tháng t,
năm j, được xác
định theo điểm d khoản này (đồng/kWh).
a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh
theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j 
được xác định theo công
thức sau:
Trong đó:
Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác
định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;
kHR: Hệ số điều chỉnh suất
tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước
làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận;
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu
suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành
thương mại của nhà máy;
Giá nhiên liệu chính cho phát
điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia
quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng mua bán nhiên liệu tại
thời điểm tính toán.
b) Thành phần giá
biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy
điện tháng t, năm j 
được xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy
điện Năm cơ sở được
xác
định tại khoản
2 Điều 7 Thông tư này;
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu
suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành
thương mại của nhà máy;
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện bao gồm cả
cước vận chuyển tính đến nhà máy tại thời điểm thanh toán tháng t, năm
j;
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại
Năm cơ sở xác
định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này.
c) [6] Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến
động khác của nhà máy điện năm j 
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến
đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định tại
khoản 3 Điều 7 Thông tư này;
i: Tỷ lệ trượt giá
thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục I Thông tư này;
kHS: Tỷ lệ
suy giảm hiệu suất năm j (%);
l: Thứ tự năm
vận hành thương mại của nhà máy (tính từ ngày vận hành thương mại của Nhà máy
điện, Năm vận hành thương mại đầu tiên của Nhà máy điện được tính từ Ngày vận
hành thương mại của tổ máy đầu tiên đến hết Năm vận hành thương mại đầu tiên
của nhà máy điện, l=1);
m: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở
(đối với Năm cơ sở m=1).
d) Giá vận chuyển
nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j 
(đồng/kWh) được xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này.
kHR: Hệ số điều chỉnh suất
tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước
làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận;
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu
suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành
thương mại của nhà máy;
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tại thời điểm
thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng
của các hóa đơn theo các Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và Hợp đồng tồn trữ,
tái hóa và phân phối LNG (nếu có) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), cụ thể
như sau:
- Đối với nhà máy nhiệt điện than:
bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng
khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển,
phân phối khí theo quy định;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên
liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển và Hợp đồng
tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có).
Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu đã
bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính thì thành phần giá vận chuyển nhiên
liệu chính 
tương ứng
bằng 0 (không).
4. Tổng chi phí khởi động trong tháng
t
của nhà máy nhiệt
điện 
(đồng), được xác định theo
công thức sau:
Trong đó:
u: Thứ tự tổ
máy của nhà máy điện;
U:
Số tổ máy của nhà máy điện;
f: Loại nhiên liệu (đối với nhiên liệu chính f = 1; nhiên
liệu phụ f = 2);
s:
Trạng thái khởi động của tổ
máy;
S: Số trạng thái khởi động của tổ máy;
pu,f,s: Số lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s trong tháng;
Mu,f,s: Khối lượng nhiên liệu tiêu hao than
(kg) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) đối với
tuabin khí cho một lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng
thái khởi động s;
Du,f,s: Đơn giá nhiên liệu cho một lần khởi
động tổ máy u, sử dụng nhiên liệu
f, ở trạng thái khởi động s, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than và
tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
: Tổng chi phí khác cho một
lần khởi động, được tính bằng đồng.
Việc thanh toán chi phí khởi động của
nhà máy nhiệt điện được thực hiện theo quy định thị trường điện do Bộ Công
Thương ban hành.
Chương III
TRÌNH
TỰ ĐÀM PHÁN VÀ KIỂM TRA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Điều 16. Áp dụng Hợp
đồng mua bán điện mẫu
1. Đối với các nhà máy điện mới và các
nhà máy điện thực hiện đàm phán theo quy định tại Điều 10 Thông
tư này, trên cơ sở Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, Bên mua và
Bên bán đàm phán thỏa thuận, thống nhất, bổ sung một số điều khoản phù hợp với điều
kiện thực tế của nhà máy điện (nếu cần thiết).
2. Bên mua, Bên bán thống nhất và có
trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả đàm phán hợp đồng mua bán
điện theo trình tự quy định tại Điều 19 Thông tư này.
Điều 17. Trình tự đàm
phán hợp đồng mua bán điện
1. Đối với nhà máy điện mới, Hợp đồng mua bán
điện giữa các bên phải được ký kết trước Ngày khởi công xây dựng công trình.
2. Bên bán 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
để ký hợp đồng mua bán điện.
3. Trong thời hạn 15 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được đầy đủ hồ sơ hợp lệ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện của Chủ
đầu tư, Bên mua có trách nhiệm tổ chức đàm phán hợp đồng mua bán điện với Bên
bán. Kết thúc quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện, Hai bên phải ký tắt dự
thảo hợp đồng mua bán điện.
4. Sau khi dự thảo hợp đồng mua bán điện được
ký tắt, Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm lập hồ sơ báo cáo Cục Điều
tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Điều 18. 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 bao gồm nhưng không giới hạn 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 3 ban hành kèm theo Thông tư này
và các đề xuất sửa đổi, bổ sung phù hợp với điều kiện thực tế của nhà máy điện (nếu
có);
c) Chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc Quyết
định chủ trương đầu tư hoặc Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư của dự án;
d) Quyết định đầu tư xây dựng công trình kèm
theo thuyết minh và báo cáo thẩm định dự án đầu tư nhà máy của tư vấn độc lập,
các tài liệu kèm theo;
đ) Quyết định phê duyệt tổng mức đầu tư
lần đầu của dự án hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh của dự án có hiệu lực tại
thời điểm đàm phán giá điện và các nội dung chính trong thiết kế cơ sở
của dự án đầu tư có liên quan đến việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, báo cáo
thẩm định thiết kế cơ sở;
e) Thỏa thuận đấu nối nhà máy điện vào hệ
thống điện quốc gia kèm theo phương án đấu nối của nhà máy điện; thỏa thuận
SCADA/EMS và hệ thống thông tin điều độ; thỏa thuận hệ thống rơ le bảo vệ và tự
động;
g) Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài
liệu giữa Chủ đầu tư và các bên cho vay, kế hoạch hoặc thực tế giải ngân các
nguồn vốn vay;
h) Hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho nhà máy
điện, quy định rõ giá nhiên liệu cho phát điện, giá vận chuyển nhiên liệu, giá tồn
trữ, tái hóa và phân phối LNG và các phụ phí kèm theo, điểm giao nhận nhiên
liệu và thời hạn cung cấp nhiên liệu;
i) Tài liệu tính toán tổn thất công suất và
điện năng của máy biến áp, đường dây từ máy biến áp tăng áp đến điểm đấu nối
với hệ thống điện quốc gia và tài liệu tính toán điện tự dùng trong nhà máy
điện;
k) Tài liệu tính suất tiêu hao nhiệt tinh đối
với nhà máy nhiệt điện;
l) Phương án giá bán điện được xác định theo
phương pháp quy định tại Mục 1 và Mục 3 Chương II Thông tư này;
m) Các tài liệu liên quan khác.
2. Hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán
điện của nhà máy điện đã vận hành thương mại bao gồm nhưng không giới hạn 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 3 ban hành kèm theo Thông tư này;
c) Hồ sơ hợp đồng mua bán điện hiện có;
d) Hồ sơ kỹ thuật của nhà máy, số liệu kỹ
thuật hệ thống SCADA/EMS, hệ thống rơ le bảo vệ và tự động, đặc tính vận hành
P-Q các tổ 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 1, Mục 2 và Mục 3 Chương II 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 19. Trình tự
kiểm tra hợp đồng mua bán điện
1. Sau khi kết thúc đàm phán hợp đồng mua bán
điện, Hai bên thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm
tra hợp đồng mua bán điện kèm theo hồ sơ quy định tại Điều 18 Thông
tư này.
2. Trong thời hạn 05 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện, Cục Điều tiết điện
lực có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ và có văn bản yêu cầu Bên mua
và Bên bán bổ sung các tài liệu còn thiếu theo quy định.
3. Trong thời hạn 30 ngày làm việc tính từ
ngày nhận được hồ sơ đề nghị kiểm tra hợp đồng mua bán điện hợp lệ, Cục Điều tiết
điện lực có trách nhiệm kiểm tra và có ý kiến về hợp đồng mua bán
điện.
4. Trong thời hạn 30 ngày làm việc tính từ
ngày có ý kiến kiểm tra 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 có ý kiến đối với hợp đồng mua bán điện, 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 01 (một) 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 giá điện theo quy định tại khoản 4 Điều 3 Thông tư này theo đề xuất của Bên bán vượt
khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, hai bên có trách
nhiệm báo cáo, giải trình và đề xuất phương án để Cục Điều tiết điện lực xem
xét, báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương giải quyết.
Điều 20. Sửa đổi,
bổ sung hợp đồng mua bán điện khi có thay đổi về pháp luật, chính sách do
cơ quan Nhà nước có thẩm quyền ban hành
1. Trường hợp có thay đổi về
pháp luật, chính sách do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành làm
ảnh hưởng bất lợi đến lợi ích hợp pháp của Bên bán hoặc Bên mua, Hai
bên có quyền thỏa thuận, đàm phán lại giá phát điện.
2. Trường hợp Bên bán
được giao đầu
tư nâng cấp, cải tạo các hạng mục đường dây và trạm biến áp theo quy hoạch thì Hai bên có
quyền thỏa thuận, đàm phán bổ sung giá đấu nối đặc thù để đảm bảo Chủ đầu tư
nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng theo quy
định của pháp luật.
3. Trường hợp các Nhà máy điện đang
vận hành cần thiết phải đầu tư cải tạo, nâng cấp thiết bị để đáp ứng các quy
chuẩn kỹ thuật quốc gia về môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa thuận bổ sung
các chi phí này vào giá điện của nhà máy điện. Việc tính toán giá điện được
thực hiện theo phương pháp tính toán giá điện đã được Bên mua và Bên bán thống
nhất trong Hợp đồng mua bán điện đã ký, báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết
điện lực xem xét.
4. Trường hợp các Nhà máy điện có đề
án xử lý, tiêu thụ tro, xỉ được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt để đảm bảo tiêu
chuẩn về chất thải, khí thải, bảo vệ môi trường, Bên bán và Bên mua thỏa
thuận bổ sung các chi phí này vào thành phần giá xử lý tro xỉ là thành phần
giá đặc thù để xử lý, tiêu thụ tro, xỉ của hợp đồng mua bán điện đảm bảo nguyên
tắc: (i) Phạm vi đầu tư, quy trình vận hành các công trình xử lý tro, xỉ được
cấp có thẩm quyền phê duyệt; (ii) Việc lựa chọn các đơn vị thực hiện xử lý tro,
xỉ của nhà máy phải tuân thủ quy định pháp luật, đảm bảo cạnh tranh, minh bạch;
(iii) Hai bên thực hiện thanh quyết toán chi phí xử lý tro, xỉ theo tình hình
thực tế của năm trước liền kề. Doanh thu từ việc bán tro, xỉ của nhà máy được
sử dụng để bù đắp chi phí xử lý tro, xỉ và làm giảm giá điện của Nhà máy điện.
Chương IV
ĐIỀU
KHOẢN THI HÀNH
Điều 21. Trách nhiệm
của Bộ Công Thương
1. Hướng dẫn cơ chế tiêu thụ khí thiên
nhiên trong các hợp đồng mua bán điện phù hợp với các quy định trong các hợp đồng
mua bán khí, hợp đồng bán khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.
2. Quyết định việc thanh toán chênh
lệch tỷ giá các nhà máy điện.
Điều 22. Trách nhiệm
của Cục Điều tiết điện lực
1. Kiểm tra, có ý kiến về hợp đồng mua
bán điện và các hiệu chỉnh bổ sung hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện.
2. Hướng dẫn và giải quyết các vướng
mắc phát sinh trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện giữa các bên.
3. Hàng năm, tổng hợp ý kiến của các
đơn vị về thông số đầu vào tính giá hợp đồng mua bán điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trình Bộ trưởng Bộ Công
Thương xem xét, quyết định sửa đổi, bổ sung (nếu có).
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.
5. Kiểm tra, tổng hợp, báo cáo Bộ Công
Thương xem xét quyết định việc thanh toán chi phí chênh lệch tỷ giá các nhà máy
điện sau khi nhận được báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 23. Trách nhiệm
của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
1. Trước ngày 31 tháng 01 hàng năm, chủ
trì, phối hợp với Bên mua, Bên bán tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện
Hợp đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản
2 Điều 14 Thông tư này, báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.
2. Định kỳ hàng năm xem xét và đề xuất
với Cục Điều tiết điện lực điều chỉnh các thông số đầu vào tính giá hợp đồng
mua bán điện quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này
và các nội dung khác trong Thông tư này (nếu có).
Điều 24. Trách nhiệm
của Bên mua
1. Thoả thuận, thống nhất với Bên bán
về việc phân bổ lại Chi phí đấu nối đặc thù với Chủ đầu tư các nhà máy điện đấu
nối vào đường dây, trạm biến áp đó và điều chỉnh giá đấu nối đặc thù (nếu có) để
đảm bảo Bên bán thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường
dây, trạm biến áp theo quy định của pháp luật.
2. Đàm phán hợp đồng mua bán điện với
Bên bán; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu,
tài liệu cung cấp. Thống nhất với Bên bán báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm
tra hợp đồng mua bán điện theo quy định.
3. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm,
chủ trì, phối hợp với Bên bán tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp
đồng mua bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản
2 Điều 14 Thông tư này, cung cấp cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam để báo cáo
Cục Điều tiết điện lực kiểm tra.
Điều 25. Trách nhiệm
của Bên bán
1. Thống nhất với Bên mua đàm phán, báo
cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra và ký kết hợp đồng mua bán điện theo quy định
trước Ngày khởi công xây dựng công trình; chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính
xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu cung cấp.
2. Thực hiện lập dự án đầu tư xây dựng đường
dây và trạm biến áp để tải công suất của một số nhà máy điện khi được cơ quan
Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng theo đúng quy hoạch
phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch tỉnh (nếu có). Đường dây và trạm biến
áp phải đảm bảo việc vận hành, tải toàn bộ công suất, sản lượng điện của các
nhà máy điện trong khu vực theo đúng quy hoạch được duyệt.
3. Cho phép các nhà
máy điện nằm trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, quy hoạch tỉnh được
duyệt đấu nối vào đường dây, trạm biến áp được giao đầu tư để phát điện lên hệ
thống điện quốc gia.
4. Thoả thuận, thống nhất với Chủ đầu
tư các nhà máy điện về việc phân bổ Chi phí đấu nối đặc thù và điều chỉnh giá đấu
nối đặc thù (nếu có) đảm bảo để Chủ đầu tư thu hồi chi phí xây dựng, quản lý,
vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp theo quy định của pháp luật.
5. Chịu trách nhiệm
quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây và trạm biến áp được giao đầu tư, xây
dựng theo quy định của pháp luật.
6. Cung cấp đầy đủ các thông tin,
chịu trách nhiệm, đảm bảo tính chính xác, hợp lý, hợp lệ của số liệu, tài liệu
cung cấp cho các đơn vị, cơ quan liên quan trong quá trình đàm phán và kiểm tra
hợp đồng mua bán điện.
7. Bên bán có trách nhiệm tổ chức lựa
chọn đơn vị cung cấp nhiên liệu và/hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu theo quy
định của pháp luật về đấu thầu, các quy định pháp luật khác liên quan và chịu
trách nhiệm trước pháp luật, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch, ngoại trừ
các trường hợp sau:
(i) Bên bán đã ký hợp đồng cung cấp
nhiên liệu trung hạn và dài hạn với đơn vị cung cấp nhiên liệu;
(ii) Các hợp đồng cung cấp nhiên liệu
khí thiên nhiên và cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí thiên nhiên được
thực hiện theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
Trường hợp vì lý do đặc biệt không thể
lựa chọn được đơn vị vận chuyển nhiên liệu thông qua đấu thầu (ngoài các trường
hợp ngoại trừ tại điểm 7.i, 7.ii, nêu trên), Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận
với đơn vị cung cấp nhiên liệu hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu (tùy từng
trường hợp giao nhận nhiên liệu quy định tại Điều 26 Thông tư
này) theo đơn giá do cơ quan có thẩm quyền ban hành; nếu chưa có đơn giá do
cơ quan có thẩm quyền ban hành, Bên bán có trách nhiệm thỏa thuận với đơn vị
cung cấp nhiên liệu hoặc đơn vị vận chuyển nhiên liệu (tùy từng trường hợp giao
nhận nhiên liệu quy định tại Điều 26 Thông tư này) theo đơn
giá tính toán trên cơ sở đơn giá nội bộ của đơn vị vận chuyển nhiên liệu được
lựa chọn, đảm bảo hiệu quả, cạnh tranh và không cao hơn đơn giá của các đơn vị
khác thực hiện trên cùng phương thức vận chuyển (nếu có), giá nhiên liệu vận
chuyển đến kho của Bên bán không cao hơn giá nhiên liệu (cùng loại) tại kho của
Bên bán do đơn vị khác cung cấp (nếu có).
Trước khi ký kết các hợp đồng vận
chuyển nhiên liệu không thông qua hình thức đấu thầu, Bên bán phải cung cấp các
tài liệu cho Bên mua theo quy định được Hai bên thỏa thuận tại Hợp đồng mua bán
điện. Trong thời hạn tối đa 20 ngày tính từ ngày Bên bán cung cấp đầy đủ tài
liệu mà Bên mua chưa có ý kiến đối với việc lựa chọn đơn vị vận chuyển nhiên
liệu, Bên bán và/hoặc
đơn vị cung cấp nhiên liệu (tùy theo điều kiện giao hàng) được phép ký hợp đồng
vận chuyển nhiên liệu đó theo các nội dung đã thỏa thuận.
Bên bán chịu trách nhiệm
ký kết hợp đồng mua bán, vận chuyển nhiên liệu theo quy định hiện hành, đảm bảo
giá cạnh tranh, minh bạch.
8. Bên bán chịu trách nhiệm với toàn
bộ thông số đầu vào tính toán giá hợp đồng mua bán điện và chịu trách nhiệm
kiểm soát, đấu thầu với các hợp đồng cung cấp, vận chuyển nhiên liệu đảm bảo
nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch.
9. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm, Bên
bán báo cáo Cục Điều tiết điện lực tình hình thực hiện hợp đồng mua bán điện
năm liền kề trước với Bên mua, vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện
hợp đồng mua bán điện, đề xuất các giải pháp giải quyết (nếu có).
10. Trước ngày 15 tháng 01 hàng năm,
phối hợp với Bên mua tính toán chênh lệch tỷ giá trong thực hiện Hợp đồng mua
bán điện của năm liền kề trước đó theo quy định tại khoản 2 Điều
14 Thông tư này gửi Tập đoàn Điện lực Việt Nam để báo cáo Cục Điều tiết
điện lực kiểm tra.
Điều 26. Trách nhiệm
của bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu
1. Đối với nhiên liệu khí
(i) Bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu khí
thiên nhiên trong nước thực hiện việc ký kết các Hợp đồng GSPA, GSA, Hợp đồng
vận chuyển khí (GTA) theo quy định của pháp luật có liên quan, theo đó:
- Giá khí thiên nhiên khai thác trong nước là
giá khí khai thác từ các mỏ khí.
- Đối với khí thiên nhiên khai thác trong
nước qua hệ thống đường ống thu gom, vận chuyển, phân phối có tính độc quyền tự
nhiên thì cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí phải được cơ quan nhà
nước có thẩm quyền phê duyệt.
(ii) Bên cung cấp, vận chuyển nhiên liệu khí
nhập khẩu bằng đường ống và LNG thực hiện việc cung cấp khí theo quy định của
pháp luật có liên quan, theo đó:
- Trong trường hợp hạng mục tồn trữ, phân phối khí có tính độc quyền tự
nhiên, cước phí tồn trữ, tái hóa và phân phối khí phải được cơ quan nhà
nước có thẩm quyền phê duyệt.
- Trường hợp giao nhận tại cảng xuất: Giá khí
nhập khẩu là giá khí tại điểm giao nhận khí tại cảng xuất.
- Trường hợp giao nhận tại trạm phân
phối khí, kho cảng LNG tại Việt Nam, giá khí bao gồm giá mua khí, LNG nhập khẩu
và các chi phí hợp lý, hợp lệ liên quan đến hoạt động nhập khẩu (nếu có) như thuế nhập
khẩu,
chi phí tài chính, bảo hiểm, lợi nhuận định mức và chi phí khác liên quan tới
hoạt động nhập khẩu của đơn vị cung cấp nhiên liệu.
2. Đối với nhiên liệu than
(i) Trường hợp giao nhận than tại kho, cảng
của Bên bán, đơn vị cung cấp than được lựa chọn có trách nhiệm:
- Tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than
theo quy định của pháp luật về đấu thầu và các quy định pháp luật khác liên
quan, bảo đảm công bằng, cạnh tranh, minh bạch và chịu trách nhiệm trước pháp
luật.
- Trường hợp vì lý do đặc biệt mà đơn vị cung
cấp than không thể lựa chọn được đơn vị vận chuyển than thông qua đấu thầu, đơn
vị cung cấp than có trách nhiệm tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển than theo
nguyên tắc tương tự như Bên bán thực hiện được quy định tại khoản
7 Điều 25 Thông tư này.
- Ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy
định với đơn vị cung cấp than được lựa chọn. Trước khi ký kết hợp đồng vận
chuyển than không thông qua đấu thầu, đơn vị cung cấp than được lựa chọn có
trách nhiệm cung cấp các tài liệu liên quan cho Bên bán.
(ii) Trường hợp giao nhận than tại kho, cảng
của đơn vị cung cấp than:
- Việc tổ chức lựa chọn đơn vị vận chuyển
than do Bên bán thực hiện theo nguyên tắc quy định tại khoản 7 Điều
25 Thông tư này.
- Đơn vị vận chuyển than được Bên bán lựa
chọn ký kết hợp đồng vận chuyển than theo quy định với Bên bán. Trước khi ký
kết hợp đồng vận chuyển than không thông qua đấu thầu, đơn vị vận chuyển than
được lựa chọn có trách nhiệm cung cấp các tài liệu liên quan cho Bên bán.
Điều 27. [7] (được
bãi bỏ)
Điều 28. Điều khoản
chuyển tiếp
1. Đối với các hợp đồng mua bán điện đã ký kết trước thời điểm
Thông tư này có hiệu lực, Hai bên tiếp tục thực hiện Hợp đồng mua bán điện
đã ký đến
hết thời hạn hợp đồng.
2. Đối với các dự án điện đã ký kết
Hợp đồng mua bán điện theo phương pháp quy định tại Thông tư số 56/2014/TT-BCT ,
Thông tư số 51/2015/TT-BCT
ngày 29 tháng 12 năm 2015 và các dự án điện mới khởi công trước ngày 19
tháng 9 năm 2017, khi có Vốn đầu tư quyết toán các bên có quyền đề nghị được
thực hiện tính lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán được duyệt theo quy định
tại Điều 12 Thông tư này.
3. Đối với nhà máy điện
đã ký kết Hợp đồng mua bán điện, trường hợp cần thiết Hai bên đàm phán bổ
sung hệ số điều chỉnh kHR theo quy định tại Điều 15 Thông
tư này.
4. Đối với các nhà máy
điện đã
ký kết Hợp đồng mua bán điện, trường hợp các thỏa thuận về
tiêu thụ sản lượng khí thượng nguồn được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê
duyệt, Bộ Công Thương hướng dẫn cơ chế tiêu thụ khí cho các nhà máy điện và cho phép
Hai bên điều chỉnh, bổ sung vào Hợp đồng mua bán điện.
5. Đối với các nhà máy điện đã khởi công,
chưa kết thúc đàm phán giá hợp đồng mua bán điện trước ngày Thông tư này có
hiệu lực thì được phép đàm phán sau ngày khởi công theo phương pháp quy định
tại Thông tư này.
6. [8] Đối với nhà máy điện đã ký kết Hợp đồng mua
bán điện, trường hợp cần thiết Hai bên đàm phán sửa đổi công thức thành phần
giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện được quy định tại điểm c khoản 3 Điều 15 Thông tư này.
Điều 29. Hiệu lực thi
hành [9]
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành
từ ngày 22 tháng 02 năm 2021 và
thay thế các Thông tư sau:
a) Thông tư số 56/2014/TT-BCT ;
b) Thông tư số 51/2015/TT-BCT ngày 29
tháng 12 năm 2015 của Bộ trưởng Bộ Công Thương 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 ;
2. Bãi bỏ Điều 1 Thông tư số
13/2017/TT-BCT ngày 03 tháng 8 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ
sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ; Thông tư số 30/2014/TT-BCT quy
định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh và Thông tư số 57/2014/TT-BCT quy
định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện;
3. Bãi bỏ Điều 134 và Phụ lục 5 Thông tư số 45/2018/TT-BCT
ngày 15 tháng 11 năm 2018 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định vận hành Thị
trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số
56/2014/TT-BCT ;
4. 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:
-
Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Bộ Tư pháp (để theo dõi);
- Văn phòng Bộ (để đăng Trang thông tin điện tử Bộ Công Thương);
- Vụ Pháp chế (để đăng tải CSDLQG về VBQPPL);
- Lưu: VT, ĐTĐL.
|
XÁC THỰC VĂN BẢN
HỢP NHẤT
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Đặng
Hoàng An
|