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

Đang tải văn bản...

Thông tư 14/2010/TT-BCT phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành quản lý giá truyền tải điện

Số hiệu:	14/2010/TT-BCT	Loại văn bản:	Thông tư
Nơi ban hành:	Bộ Công thương	Người ký:	Đỗ Hữu Hào
Ngày ban hành:	15/04/2010	Ngày hiệu lực:	Đã biết
Ngày công báo:	Đã biết	Số công báo:	Đã biết
		Tình trạng:	Đã biết

BỘ CÔNG THƯƠNG -------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập – Tự do – Hạnh phúc --------------
Số: 14/2010/TT-BCT	Hà Nội, ngày 15 tháng 04 năm 2010

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP LẬP, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC XÂY DỰNG, BAN HÀNH VÀ QUẢN LÝ GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;
Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg ngày 28 tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương;
Bộ Công Thương quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện như sau:

Chương 1.

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng ban hành giá và quản lý giá truyền tải điện.

2. Thông tư này áp dụng đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia, Công ty mua bán điện và các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

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

1. Báo cáo tài chính là báo cáo tài chính đã được kiểm toán do cơ quan kiểm toán độc lập thực hiện.

2. Điểm giao nhận điện là điểm giao nhận điện giữa Công ty mua bán điện với Công ty điện lực gồm các điểm giao nhận điện giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện và các điểm giao nhận giữa nhà máy điện phát lên lưới 110kV và lưới phân phối điện của các Công ty điện lực.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.

4. Đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện là Công ty điện lực, khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới truyền tải điện.

5. Khách hàng mua điện trực tiếp là khách hàng sử dụng điện lớn đấu nối trực tiếp vào lưới truyền tải điện.

6. Lưới truyền tải điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm biến áp và các trang thiết bị đồng bộ để tải điện từ các nhà máy điện đến điểm tiếp nhận điện của các Công ty điện lực, bao gồm các đường dây, trạm biến áp từ cấp điện áp 500kV – 100kV có chức năng truyền tải thuộc sở hữu của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

7. Năm áp dụng giá bán điện là năm tính từ ngày 01 tháng 3 năm đó đến hết tháng 02 năm kế tiếp.

8. Năm N là năm áp dụng giá bán điện từ ngày 01 tháng 3 năm N đến hết tháng 02 năm kế tiếp.

9. Năm N-1 là năm áp dụng giá bán điện liền trước năm N và là năm tiến hành xây dựng giá truyền tải điện cho năm N.

10. Năm N-2 là năm áp dụng giá bán điện liền trước năm N-1.

11. Tài sản truyền tải điện gồm lưới điện truyền tải, các công trình xây dựng và các trang thiết bị phụ trợ khác được sử dụng cho hoạt động truyền tải điện do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia sở hữu.

12. Tổng công suất giao nhận cực đại (của một đơn vị) là tổng công suất giao nhận lớn nhất các điểm giao nhận điện trong khoảng thời gian từ ngày 01 tháng 3 năm N tới hết tháng 02 năm tiếp theo của một đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

Chương 2.

PHƯƠNG PHÁP LẬP VÀ GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá truyền tải điện bình quân

1. Giá truyền tải điện hàng năm được áp dụng một giá thống nhất toàn quốc không phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải điện và điểm giao nhận.

2. Giá truyền tải điện bình quân được xác định hàng năm theo nguyên tắc đảm bảo thu hồi đủ chi phí hợp lệ và có lợi nhuận cho phép để vận hành lưới truyền tải điện đạt chất lượng quy định và đáp ứng các chỉ tiêu tài chính cho đầu tư, phát triển lưới truyền tải điện.

3. Giá truyền tải điện bình quân năm N () được xác định căn cứ vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia và tổng điện năng giao nhận giữa Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia với các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện, được tính theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (đồng)

: Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị i tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N (kWh)

n: Số các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện

Điều 4. Phương pháp xác định tổng doanh thu truyền tải điện cho phép hàng năm

Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N () bao gồm các thành phần chi phí vốn cho phép (), chi phí vận hành và bảo dưỡng cho phép () và thành phần điều chỉnh doanh thu truyền tải điện cho năm N-2 (CL_N-2), được xác định theo công thức sau:

= + + CL_N-2

Trong đó:

: Tổng chi phí vốn truyền tải cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (đồng)

: Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng truyền tải cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (đồng)

CL_N-2 : Lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện của năm N-2 được điều chỉnh vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N (đồng), được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 12 của Thông tư này.

Điều 5. Phương pháp xác định tổng chi phí vốn

1. Tổng chi phí vốn truyền tải năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N (đồng)

: Tổng chi phí lãi vay dài hạn và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N cho tài sản truyền tải điện (đồng)

LN_N: Lợi nhuận truyền tải điện cho phép năm N (đồng)

2. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N () được xác định theo quy định về thời gian sử dụng và phương pháp trích khấu hao tài sản cố định quy định tại Thông tư số 203/2009/TT-BTC ngày 20 tháng 10 năm 2009 của Bộ Tài chính hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định và các văn bản hướng dẫn thay thế, bổ sung sau này.

Đối với những tài sản truyền tải điện có thời gian trích khấu hao khác với quy định tại Thông tư số 203/2009/TT-BTC , Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia xây dựng chế độ trích khấu hao các loại tài sản đó, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam xem xét; Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực thông qua trước khi trình Bộ Tài chính ban hành.

3. Tổng chi phí lãi vay dài hạn và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N() được xác định theo các hợp đồng tín dụng cho các tài sản truyền tải điện.

4. Lợi nhuận cho phép năm N(LN_N) được xác định theo công thức sau:

LN_N = V_CSH,N x ROE_N

Trong đó:

V_CSH,N : Trung bình của vốn chủ sở hữu ước tính đến ngày 31 tháng 12 năm N-1 và vốn chủ sở hữu ước tính đến ngày 31 tháng 12 năm N (đồng)

ROE_N: Tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (%), được xác định đảm bảo các chỉ tiêu tài chính cho đầu tư, phát triển lưới truyền tải điện gồm tỷ lệ tự đầu tư (Self Financing Ratio – SFR) và tỷ lệ thanh toán nợ (Debt Service Coverage Ratio – DSCR) nhằm tăng dần để đạt mức tương ứng là 25% và 1,5 lần

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia xây dựng phương pháp và quy chế quản lý tăng giảm tài sản truyền tải điện hàng năm, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 6. Phương pháp xác định tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng

1. Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng truyền tải điện năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí vật liệu năm N (đồng)

: Tổng chi phí tiền lương năm N (đồng)

:Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N (đồng)

: Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N (đồng)

: Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (đồng)

2. Phương pháp xác định tổng chi phí vật liệu

a) Tổng chi phí vật liệu năm N () được xác định theo chi phí vật liệu cho đường dây, trạm biến áp và máy biến áp năm N, bao gồm chi phí vật liệu trực tiếp và chi phí vật liệu gián tiếp (cho công tác thí nghiệm, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp và máy biến áp), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí vật liệu đường dây truyền tải điện năm N (đồng)

: Tổng chi phí vật liệu trạm biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí vật liệu máy biến áp năm N (đồng)

b) Tổng chi phí vật liệu đường dây truyền tải điện năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

L_d,i,h: Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (km)

: Đơn giá vật liệu cho 1 km đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/km)

d: Chỉ số loại đường dây gồm: đường dây trên không mạch đơn (Đ), đường dây trên không mạch kép (K), cáp ngầm 1 mạch (NĐ), cáp ngầm 2 mạch (NK)

i: Chỉ số cấp điện áp gồm: 110 kV, 220kV, 500kV

h: Chỉ số điều kiện địa hình gồm: đồng bằng (ĐB), trung du và miền núi (TD), núi cao và rừng rậm (NC)

c) Tổng chi phí vật liệu trạm biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

M_{i, h}: Tổng số ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (ngăn lộ)

: Đơn giá vật liệu cho 1 ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/ngăn lộ)

d) Tổng chi phí vật liệu máy biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

S_{i, h}: Tổng dung lượng máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (MVA)

: Đơn giá vật liệu cho 1 MVA máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/MVA)

đ) Khối lượng đường dây, số ngăn lộ trạm biến áp và tổng dung lượng máy biến áp dự kiến của năm N theo các cấp điện áp được xác định theo khối lượng thực tế thực hiện tính đến 31 tháng 12 năm N-2, khối lượng tăng thêm của năm N-1 (tính theo số thực hiện đến thời điểm báo cáo và dự kiến khối lượng tăng thêm đến 31 tháng 12 năm N-1) và khối lượng tăng thêm dự kiến của năm N;

e) Đơn giá vật liệu cho đường dây, ngăn lộ trạm biến áp và máy biến áp bao gồm hai thành phần trực tiếp và gián tiếp, trong đó thành phần gián tiếp được xác định theo tỷ lệ phần trăm của thành phần trực tiếp;

g) Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm xây dựng đơn giá vật liệu, tỷ lệ định mức chi phí vật liệu gián tiếp so với trực tiếp của các loại đường dây, ngăn lộ, máy biến áp ở các cấp điện áp, theo điều kiện địa hình, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam xem xét để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Phương pháp xác định chi phí tiền lương

a) Tổng chi phí tiền lương năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, bao gồm tổng chi phí tiền lương và các chi phí có tính chất lương;

b) Chi phí tiền lương được xác định theo quy định tại Thông tư số 15/2007/TT-BLĐTBXH ngày 31 tháng 8 năm 2007 hướng dẫn thực hiện Nghị định số 86/2007/NĐ-CP ngày 28 tháng 5 năm 2007 của Chính phủ quy định quản lý lao động và tiền lương trong công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên do Nhà nước sở hữu 100% vốn điều lệ, các Thông tư hướng dẫn, thay thế, bổ sung sau này và các quy định khác có liên quan;

c) Các chi phí có tính chất lương như chi phí bảo hiểm y tế, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.

4. Phương pháp xác định tổng chi phí sửa chữa lớn

a) Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N() của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây truyền tải điện năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn trạm biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn máy biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ năm N (đồng)

Chi phí sửa chữa lớn không bao gồm chi phí cải tạo, nâng cấp tài sản cố định làm tăng nguyên giá tài sản cố định.

b) Tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây truyền tải điện năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

L_{d, i, h}: Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h được sửa chữa lớn trong năm N (km)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 km đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/km)

d: Chỉ số loại đường dây gồm: đường dây trên không mạch đơn (Đ), đường dây trên không mạch kép (K), cáp ngầm 1 mạch (NĐ), cáp ngầm 2 mạch (NK)

i: Chỉ số cấp điện áp gồm: 110 kV, 220kV, 500kV

h: Chỉ số điều kiện địa hình gồm: đồng bằng (ĐB), trung du và miền núi (TD), núi cao và rừng rậm (NC)

c) Tổng chi phí sửa chữa lớn trạm biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

M_{i, h}: Tổng số ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h được sửa chữa lớn trong năm N (ngăn lộ)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/ngăn lộ)

d) Tổng chi phí sửa chữa lớn máy biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

S_{i, h}: Tổng dung lượng máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h được sửa chữa lớn trong năm N (MVA)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 MVA máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/MVA)

đ) Tổng chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

k: Tỷ lệ định mức chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ so với tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây và trạm biến áp (bao gồm ngăn lộ và máy biến áp) (%)

e) Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm: xây dựng các định mức và đơn giá sửa chữa lớn trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành; xây dựng danh mục các hạng mục sửa chữa lớn hàng năm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để tính tổng chi phí sửa chữa lớn năm N.

5. Phương pháp xác định tổng chi phí dịch vụ mua ngoài

a) Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N () là tổng các chi phí cho hàng hóa, dịch vụ theo yêu cầu do tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị thực hiện gồm tiền điện, nước, dịch vụ điện thoại, viễn thông, sách báo; chi phí thuê tư vấn kiểm toán; chi phí thuê tài sản; chi phí bảo hiểm tài sản và chi phí cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành lưới truyền tải điện năm N;

b) Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N được xác định theo nhu cầu các dịch vụ mua ngoài dự kiến cho năm N trên cơ sở chi phí thực tế thực hiện đã được kiểm toán năm N-2 (tại các hợp đồng dịch vụ mua ngoài và chi phí dịch vụ mua ngoài) và chi phí ước thực hiện năm N-1.

6. Phương pháp xác định tổng chi phí bằng tiền khác

a) Tổng chi phí bằng tiền khác năm N là các chi phí gồm: công tác phí; chi phí hội nghị, tiếp khách; chi phí đào tạo; chi phí mua công suất phản kháng; chi phí nghiên cứu khoa học, sáng kiến cải tiến; tiền ăn ca; chi phí dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; chi phí bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; chi phí nước uống trong giờ làm việc, bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại; chi phí sơ cấp cứu tai nạn lao động, thuốc chữa bệnh thông thường, phục hồi chức năng cho người lao động; chi phí tuyển dụng; các khoản tổn thất được hạch toán vào chi phí; chi phí các loại thuế; tiền thuê đất; chi phí lãi vay ngắn hạn phải trả trong năm (bao gồm cả lãi vay của khoản vay ngắn hạn cho vốn lưu động cần thiết phục vụ hoạt động truyền tải điện); chênh lệch tỷ giá thực hiện các khoản vay dài hạn đến hạn phải trả trong năm và các khoản chi phí bằng tiền khác cho năm N;

b) Tổng chi phí bằng tiền khác năm N được xác định theo chi phí dự kiến cho năm N trên cơ sở các chi phí thực tế thực hiện đã được kiểm toán năm N-2 và chi phí ước thực hiện năm N-1.

Điều 7. Phương pháp xác định giá truyền tải điện hàng năm cho các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện

1. Giá truyền tải điện () (đ/kWh) của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC_i: Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N (đồng)

: Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N.

2. Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N (TC_i) được tính theo công thức sau:

Trong đó:

TC_P,i: Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất (đồng)

TC_A,i: Thành phần chi phí truyền tải điện theo điện năng (đồng)

DC_{i, N-2}: Tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i cho năm (N-2) (đồng)

3. Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất và theo điện năng được xác định lần lượt theo hai công thức sau:

Trong đó:

: Tổng công suất giao nhận cực đại dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i ở các điểm giao nhận điện trong năm N (MW)

n: Tổng số các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

α, β: Hệ số tỉ lệ thành phần công suất và điện năng trong chi phí truyền tải điện được Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm, với α + β = 1; quy định α = 0 đối với năm 2011

4. Tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i do chênh lệch giữa sản lượng giao nhận, công suất giao nhận cực đại thực tế và sản lượng giao nhận, công suất giao nhận cực đại dự báo cho năm N-2 (DC_i,N-2) được tính theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng doanh thu truyền tải điện trong năm (N-2) (đồng)

: Tổng công suất cực đại dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i ở tất cả các điểm giao nhận điện từ lưới điện truyền tải điện trong năm (N-2) (MW)

: Tổng công suất cực đại thực tế của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i ở tất cả các điểm giao nhận điện từ lưới truyền tải điện trong năm (N-2) (MW)

: Điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-2) (MWh)

: Điện năng giao nhận thực tế của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-2) (MWh)

I_N-2: Lãi suất trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng doanh nghiệp vào ngày 31 tháng 12 năm (N-2) của 4 ngân hàng thương mại (Ngân hàng cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam) cộng 3%

Điều 8. Phương pháp xác định chi phí truyền tải điện hàng tháng của đơn vị phải trả chi phí truyền tải

Chi phí truyền tải điện tháng j (TC_ij) của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng điện năng giao nhận thực tế tại các điểm giao nhận điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong tháng j (kWh)

: Giá truyền tải điện của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i (đ/kWh)

Chương 3.

CƠ CHẾ ĐIỀU CHỈNH DOANH THU TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 9. Nguyên tắc điều chỉnh doanh thu truyền tải điện

1. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm lập và duy trì hệ thống sổ sách theo dõi các khoản mục chi phí để xác định lượng chênh lệch chi phí và doanh thu của năm N-2 để điều chỉnh vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N.

2. Việc điều chỉnh chi phí và doanh thu truyền tải điện chỉ được thực hiện trong các trường hợp sau:

a) Tổng doanh thu thực tế năm N-2 của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia khác với tổng doanh thu truyền tải điện cho phép được duyệt;

b) Phát sinh chênh lệch chi phí thực tế hợp lý, hợp lệ năm N-2 (căn cứ vào báo cáo tài chính) so với chi phí tính toán được duyệt trong phương án giá truyền tải điện năm N-2 (gồm chi phí khấu hao, chi phí lãi vay dài hạn, chi phí tiền lương, chi phí sửa chữa lớn, chi phí dịch vụ mua ngoài, chênh lệch tỷ giá thực hiện), trừ trường hợp phát sinh chi phí quy định tại điểm c và điểm d Khoản này;

c) Phát sinh chi phí cho khắc phục hậu quả do thiên tai và xử lý sự cố bất khả kháng trong năm N-2;

d) Phát sinh chi phí đầu tư tài sản truyền tải điện hợp lý ngoài kế hoạch đầu tư lưới truyền tải điện năm N-2 được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

Điều 10. Giải quyết chi phí phát sinh cho khắc phục hậu quả do thiên tai, xử lý sự cố bất khả kháng và đầu tư ngoài kế hoạch

1. Trường hợp phát sinh chi phí cho khắc phục hậu quả do thiên tai, xử lý sự cố bất khả kháng, trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày xảy ra sự kiện, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm báo cáo về các sự kiện và dự toán chi phí phát sinh để khắc phục, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

2. Trường hợp phát sinh chi phí đầu tư tài sản truyền tải điện hợp lý ngoài kế hoạch được duyệt, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm lập hồ sơ bổ sung kế hoạch mở rộng lưới truyền tải điện hàng năm, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

Điều 11. Trách nhiệm duy trì và chế độ báo cáo về lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm duy trì hệ thống sổ sách theo dõi các khoản mục chi phí và lập báo cáo hàng năm (trong hồ sơ đề nghị phê duyệt tổng doanh thu truyền tải điện) về tình hình tăng giảm lượng chênh lệch điều chỉnh chi phí và doanh thu truyền tải điện (từ ngày 01 tháng 3 năm N-2 cho đến hết tháng 02 năm N-1) gồm:

1. Các khoản điều chỉnh chi phí và doanh thu do chênh lệch chi phí hoặc có chi phí phát sinh trong năm N-2.

2. Lượng chênh lệch chi phí và doanh thu của năm N-2 (CL_N-2) được điều chỉnh trong tổng doanh thu truyền tải điện năm N.

3. Số dư lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện cho đến hết tháng 02 năm N-1.

Điều 12. Phương pháp xác định lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện

Lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia trong năm N-2 được điều chỉnh trong tổng doanh thu truyền tải điện năm N, xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng doanh thu truyền tải điện thực tế thực hiện năm N-2 (theo báo cáo tài chính), được xác định theo công thức:

: Tổng doanh thu truyền tải điện được duyệt năm N-2

∆C_N-2: Tổng chênh lệch chi phí thực tế hợp lệ so với chi phí được duyệt năm N-2 (theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều 9 Thông tư này)

SV_N-2: Tổng chi phí phát sinh cho khắc phục hậu quả do thiên tai và xử lý sự cố bất khả kháng; tổng chi phí khấu hao, chi phí lãi vay, lợi nhuận vốn chủ sở hữu của lượng đầu tư phát sinh hợp lý năm N-2 (theo quy định tại điểm c và điểm đ khoản 2 Điều 9 Thông tư này)

I_N-1: Lãi suất trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng doanh nghiệp vào ngày 31 tháng 7 năm N-1 của 4 ngân hàng thương mại (Ngân hàng cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam) cộng 3%

Chương 4.

CƠ CHẾ PHẠT KHÔNG ĐẢM BẢO CHẤT LƯỢNG DỊCH VỤ

Điều 13. Nguyên tắc phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ

1. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia bị phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện trong trường hợp sự cố mất điện đường dây và máy biến áp truyền tải điện trong năm của lưới truyền tải điện vượt quá định mức quy định cho từng cấp điện áp, trừ sự cố do bất khả kháng (thiên tai) hoặc sự cố không do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia gây ra.

2. Cơ chế phạt được áp dụng hàng năm bằng cách khấu trừ từ quỹ phúc lợi lượng tiền bằng tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện và chuyển vào quỹ đầu tư phát triển của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

Điều 14. Phương pháp xác định tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ

1. Tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện hàng năm (năm N) R_N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được xác định theo các công thức sau:

Trong đó:

: Lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố đường dây truyền tải (đồng)

: Lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố máy biến áp (đồng)

L_i,N (L_{j, N}, L_k,N): Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện 110kV (220kV, 500kV) bị mất điện khi xảy ra sự cố thứ i (j, k) (km)

S_i,N (S_j,N, S_k,N): Tổng công suất lắp đặt máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV (220kV, 500kV) bị mất điện khi xảy ra sự cố thứ i (j, k) (MVA)

t_i (t_j,t_k): Thời gian mất điện đường dây truyền tải điện hoặc máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV (220kV, 500kV) khi xảy ra sự cố thứ i (j, k) (phút)

n (m, l): Số lần sự cố đường dây truyền tải điện hoặc máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV (220kV, 500kV) trong năm N (từ 01 tháng 9 năm N-1 đến 31 tháng 8 năm N)

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải trong năm N tính cho mỗi kilomet đường dây truyền tải điện 110kV trong một phút [đồng/(km*phút)], được tính theo công thức sau:

= X₁₁₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải trong năm N tính cho mỗi kilomet đường dây truyền tải điện 220kV trong một phút [đồng/(kmxphút)], được tính theo công thức sau:

= X₂₂₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải trong năm N tính cho mỗi kilomet đường dây truyền tải điện 500kV trong một phút [đồng/(kmxphút)], được tính theo công thức sau:

= X₅₀₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp trong năm N tính cho mỗi MVA công suất máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV trong một phút [đồng/(MVAxphút)], được tính theo công thức sau:

= Y₁₁₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp trong năm N tính cho mỗi MVA công suất máy biến áp có điện áp phía cao thế 220kV trong một phút [đồng/(MVAxphút)], được tính theo công thức sau:

= Y₂₂₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp trong năm N tính cho mỗi MVA công suất máy biến áp có điện áp phía cao thế 500kV trong một phút [đồng/(MVAxphút)], được tính theo công thức sau:

= Y₅₀₀ x G_{TT N}

X₁₁₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 110kV [1/(km x phút)]

X₂₂₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 220kV [1/(km x phút)]

X₅₀₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 500kV [1/(km x phút)]

Y₁₁₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 110kV [1/(MVA x phút)]

Y₂₂₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 220kV [1/(MVA x phút)]

Y₅₀₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 500kV [1/(MVA x phút)]

A (B, C): Định mức phạt sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 110kV (220kV, 500kV)

D (E, G): Định mức phạt sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 110kV (220kV, 500kV)

2. Tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện năm N (R_N) của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia tối đa là 0,1% của tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N (0,1% x ).

3. Các sự cố đường dây và máy biến áp truyền tải điện được tính khi xác định lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện là các sự cố có thời gian mất điện lớn hơn hoặc bằng một phút. Thời gian mất điện của các sự cố đường dây và máy biến áp truyền tải điện được tính tròn theo phút.

Điều 15. Trình tự, thủ tục thực hiện cơ chế phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ

1. Trước ngày 01 tháng 10 hàng năm (năm N), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia phải báo cáo thống kê sự cố đường dây truyền tải điện (thời gian mất điện t_i, chiều dài đường dây sự cố L_i,N cho mỗi sự cố), sự cố máy biến áp truyền tải điện (thời gian mất điện t_i, tổng công suất lắp đặt máy biến áp bị sự cố S_i,Ncho mỗi sự cố) của lưới truyền tải điện từ ngày 01 tháng 9 năm N-1 đến hết ngày 31 tháng 8 năm N gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia.

2. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm (năm N), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia có trách nhiệm kiểm tra, xác nhận báo cáo thống kê sự cố đường dây, máy biến áp truyền tải điện từ ngày 01 tháng 9 năm N-1 đến hết ngày 31 tháng 8 năm N, gửi báo cáo cho Cục Điều tiết điện lực và gửi bản sao báo cáo cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở xác định lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện của năm N.

3. Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm (năm N), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực giải trình thống kê sự cố đường dây, máy biến áp truyền tải điện từ ngày 01 tháng 9 năm N-1 đến hết ngày 31 tháng 8 năm N; tính toán lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện năm N; trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt làm cơ sở thực hiện.

Chương 5.

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THẨM ĐỊNH, PHÊ DUYỆT VÀ THANH TOÁN GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 16. Trình tự, thủ tục thẩm định và chấp thuận tổng doanh thu truyền tải điện

1. Trước ngày 15 tháng 9 hàng năm (năm N-1), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia lập hồ sơ thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện cho năm tính giá (năm N) từ ngày 01 tháng 3 năm N đến ngày 28 tháng 02 năm N + 1, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định và có văn bản chấp thuận. Trường hợp hồ sơ không hợp lệ theo quy định tại Điều 17 của Thông tư này, Tổng công ty Truyển tải điện quốc gia có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực được sử dụng tư vấn để thẩm định hồ sơ trình duyệt tổng doanh thu truyền tải điện của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

2. Trước ngày 10 tháng 10 hàng năm (năm N-1), Cục Điều tiết điện lực có văn bản chấp thuận tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở phê duyệt giá truyền tải điện.

Điều 17. Hồ sơ trình thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện

Hồ sơ trình thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện hàng năm (năm N) của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia gồm:

1. Tờ trình thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

2. Thuyết minh và các bảng tính tổng doanh thu truyền tải điện năm N, gồm:

a) Phân tích, đánh giá tình hình thực hiện các chỉ tiêu sản lượng điện giao, tỷ lệ tổn thất truyền tải, suất sự cố đường dây và máy biến áp ở các cấp điện áp, tình hình thực hiện doanh thu, các chi phí đến ngày 31 tháng 8 và ước thực hiện đến hết năm N-1; phân tích, đánh giá tình hình thực hiện lợi nhuận, vốn chủ sở hữu, các chỉ tiêu tài chính như tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu, cơ cấu vốn chủ sở hữu và vốn vay, tỉ lệ tự đầu tư, tỉ lệ thanh toán nợ đến ngày 30 tháng 6 và ước thực hiện đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1 và hết năm N-1 căn cứ số liệu thực hiện đến ngày 31 tháng 8 năm N-1;

b) Thuyết minh và tính toán tổng chi phí vốn cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, gồm:

- Tổng chi phí khấu hao năm N: bảng tổng hợp trích khấu hao tài sản cố định năm N và bảng tính chi tiết chi phí khấu hao cơ bản theo từng loại tài sản cố định trong năm N;

- Tổng chi phí trả lãi vay dài hạn phải trả năm N cho công trình truyền tải điện: bảng tính lãi các khoản vay dự kiến phải trả trong năm N;

- Vốn chủ sở hữu ước tính đến hết năm N-1 và dự kiến đến hết năm N: thuyết minh và bảng tính chi tiết tình hình tăng giảm vốn chủ sở hữu năm N-1 và năm N;

- Lợi nhuận dự kiến năm N, tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu, tỷ lệ tự đầu tư, tỉ lệ thanh toán nợ.

c) Thuyết minh và tính toán tổng chi phí vận hành cho phép năm N () của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, gồm:

- Tổng chi phí vật liệu năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí vật liệu thực tế thực hiện của năm N-2, ước thực hiện của năm N-1, dự kiến của năm N theo tổng chiều dài đường dây của các loại đường dây, tổng dung lượng trạm biến áp, số ngăn lộ trạm biến áp theo các cấp điện áp và điều kiện địa hình;

- Tổng chi phí tiền lương năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí tiền lương;

- Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí sửa chữa lớn trong năm N theo quy định tại khoản 4 Điều 6 Thông tư này;

- Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí dịch vụ mua ngoài theo các hạng mục thực tế thực hiện năm N-2, ước thực hiện năm N-1 và dự kiến cho năm N;

- Tổng chi phí bằng tiền khác năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí bằng tiền khác thực tế năm N-2, ước thực hiện năm N-1 và dự kiến cho năm N.

d) Thuyết minh và tính toán lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện năm N-2; báo cáo tình hình tăng giảm lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện;

đ) Thuyết minh và tính toán tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N.

3. Các tài liệu kèm theo, gồm:

a) Danh mục các dự án đầu tư sẽ hoàn thành và đưa vào vận hành năm N-1 và dự kiến thực hiện năm N phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và kế hoạch mở rộng lưới truyền tải điện hàng năm của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đã được duyệt;

b) Thống kê hạng mục và giá trị tài sản cố định truyền tải điện tăng thêm và giảm đi ước tính đến hết năm N-1 và kế hoạch năm N theo từng tháng. Đối với tài sản chưa đưa vào vận hành phải có chi tiết các công trình lưới điện, các tài sản khác có tổng hợp giá trị;

c) Bảng tổng hợp các biến động về số lao động thường xuyên và chính thức trong bảng lương của Tổng công ty và các đơn vị ước tính đến hết năm N-1 và kế hoạch năm N;

d) Tổng hợp vật tư dự phòng hiện có và dự kiến bổ sung ước tính đến hết năm N-1 và năm N;

đ) Danh mục các hạng mục sửa chữa lớn tài sản cố định năm N-1 và dự kiến cho năm N;

e) Báo cáo tài chính năm N-2: bảng cân đối kế toán, báo cáo kết quả sản xuất kinh doanh, báo cáo lưu chuyển tiền tệ, báo cáo thuyết minh;

g) Định mức các thành phần chi phí sử dụng trong hồ sơ được cấp có thẩm quyền phê duyệt.

Điều 18. Trình tự lập giá truyền tải điện

1. Trước ngày 01 tháng 4 hàng năm (năm N-1), đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện có trách nhiệm gửi số liệu tổng công suất cực đại và điện năng nhận thực tế tại từng điểm giao nhận của năm N-2 cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở tính toán thành phần điều chỉnh DC_N-2 của năm N-2.

2. Trước ngày 01 tháng 8 hàng năm (năm N-1), đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện có trách nhiệm lập dự báo điện năng giao nhận và tổng công suất cực đại tại tất cả các điểm giao nhận điện cho năm N và gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia có trách nhiệm tổng hợp, tính toán dự báo điện năng giao nhận và tổng công suất cực đại của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện phù hợp với nhu cầu phụ tải năm N của hệ thống điện.

Trường hợp đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện không gửi số liệu dự báo thì Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia được sử dụng các số liệu của năm N-2 để làm số liệu tính toán giá truyền tải điện cho năm N.

3. Trước ngày 05 tháng 10 hàng năm (năm N-1), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia có trách nhiệm gửi kết quả dự báo điện năng nhận và tổng công suất cực đại năm N của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở tính giá và chi phí truyền tải điện năm N cho từng đơn vị.

4. Trước ngày 15 tháng 10 hàng năm (năm N-1), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm xác định giá truyền tải điện năm N (g_TTi) cho từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện (căn cứ vào doanh thu truyền tải điện năm N được duyệt và thành phần điều chỉnh của năm N-2), trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt. Trường hợp hồ sơ không hợp lệ theo quy định tại Điều 19 của Thông tư này, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Điều 19. Hồ sơ trình duyệt giá truyền tải điện

1. Tờ trình đề nghị duyệt giá truyền tải điện

2. Thuyết minh và bảng tính chi phí truyền tải điện của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện, gồm:

a) Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất, điện năng;

b) Tổng công suất giao nhận cực đại, tổng điện năng giao nhận dự báo của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện ở các điểm giao nhận trong năm N;

c) Tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện năm N-2 (bảng tính chi tiết).

3. Các tài liệu kèm theo, gồm:

a) Dự báo điện năng nhận và tổng công suất cực đại năm N của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia lập;

b) Số liệu tổng công suất cực đại và điện năng nhận thực tế tại từng điểm giao nhận của năm N-2 của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

Điều 20. Thanh toán chi phí truyền tải điện

1. Công ty mua bán điện có trách nhiệm thanh toán chi phí truyền tải điện cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện có trách nhiệm thanh toán chi phí truyền tải điện cho Công ty mua bán điện.

2. Trước ngày 10 hàng tháng (tháng T), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm gửi Công ty mua bán điện hồ sơ thanh toán chi phí truyền tải điện của tháng trước (tháng T-1 của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện và tổng chi phí truyền tải điện tháng T-1 của tất cả các đơn vị.

Trường hợp phát hiện hồ sơ thanh toán có sai sót hoặc chưa đầy đủ, trong thời hạn mười (10) ngày kể từ ngày nhận được hồ sơ thanh toán, Công ty mua bán điện phải thông báo bằng văn bản cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để sửa đổi, bổ sung.

3. Trước ngày 15 hàng tháng (tháng T), Công ty mua bán điện có trách nhiệm thanh toán tạm ứng chi phí truyền tải điện tháng T-1 cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia với số tiền bằng 50% tổng chi phí truyền tải điện được xác định trong hồ sơ thanh toán của tháng T-1.

4. Trước ngày 20 hàng tháng (tháng T), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia gửi Công ty mua bán điện hóa đơn thanh toán tổng chi phí truyền tải điện tháng T-1 (kèm theo hồ sơ thanh toán hoàn chỉnh trong trường hợp có sửa đổi, bổ sung).

5. Trước ngày 05 tháng T+1, Công ty mua bán điện phải thanh toán số tiền chi phí truyền tải điện còn lại của tháng T-1 cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia theo hóa đơn thanh toán.

Trường hợp số liệu trong hóa đơn khác với số liệu do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thông báo, Công ty mua bán điện có trách nhiệm thanh toán giá trị tiền theo hóa đơn cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Việc thanh toán số tiền chênh lệch do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng.

Chương 6.

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 21. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này và giải quyết các tranh chấp phát sinh liên quan. Trong trường hợp Thủ tướng Chính phủ thay đổi thời điểm điều chỉnh giá bán lẻ điện hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo cho các đơn vị liên quan về thời điểm điều chỉnh, các mốc thời gian lấy số liệu và thời gian thực hiện các bước tính toán giá truyền tải điện.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thực hiện xây dựng tổng doanh thu và giá truyền tải điện hàng năm; thông qua các bước thực hiện xây dựng giá truyền tải điện hàng năm theo quy định tại Thông tư này và chỉ đạo Công ty mua bán điện và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia ký kết hợp đồng dịch vụ truyền tải điện.

3. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm:

a) Xây dựng tổng doanh thu và giá truyền tải điện hàng năm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định và phê duyệt;

b) Xây dựng các loại đơn giá, định mức chi phí và các loại hệ số; định mức phạt sự cố không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện, thống kê sự cố đường dây và máy biến áp truyền tải điện đối với từng cấp điện áp 110kV, 220kV, 500kV quy định tại Thông tư này trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 22. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2010.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng giám đốc Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Giám đốc Công ty mua bán điện, Giám đốc các Tổng công ty Điện lực, các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.

Nơi nhận:
- 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, Tòa án nhân dân tối cao;
- Kiểm toán Nhà nước;
- 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

Đỗ Hữu Hào

MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE --------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM Independence – Freedom – Happiness ---------------
No. 14/2010/TT-BCT	Hanoi, April 15, 2010

CIRCULAR

ON THE METHOD AND PROCEDURE FOR DETERMINATION, PROMULGATION AND MANAGEMENT OF ELECTRICITY TRANSMISSION PRICE

Pursuant to the Government’s Decree No. 189/2007/ND-CP dated December 12, 2007 on the functions, missions, authority and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade

Pursuant to the Electricity Law dated December 03, 2004;

Pursuant to the Government’s Decree No. 105/2005/ND-CP dated August 17, 2005 on details and guidelines for the implementation of certain articles of the Electricity Law;

Pursuant to the Decision No. 153/2008/QD-TTg dated November 28, 2008 by the Prime Minister on the functions, missions, authority and organizational structure of the Electricity Regulatory Authority under the Ministry of Industry and Trade;

Ministry of Industry and Trade regulates the method and procedure for determination, promulgation and management of the electricity transmission price as follows:

Chapter 1.

...

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

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

Article 1. Scope and regulated entities

1. This Circular defines the method and procedure for determination, promulgation and management of the electricity transmission price.

2. This Circular applies to the Electricity Vietnam, National Power Transmission Corporation, the operator of the national electricity system and market, power trading enterprises and organizations incurring the cost of electric power transmission.

Article 2. Terminology

In this Circular, the following phrases are construed as follows:

1. Financial statement refers to a report of financial data, which has been audited by an independent auditing Organization.

2. Electricity delivery points are the sites where a power corporation delivers electric power to a power trading enterprise. They include electricity delivery points between the electricity transmission grids and the electricity distribution grids or between a power plant feeding 110kV lines and the electricity transmission grids of power corporations.

3. The operator of the national electricity system and market refers to the body that manages transactions in the electricity market and that directs and controls the generation, transmission and distribution of electric power through the national electricity system.

4. Organizations incurring the cost of electricity transmission are power corporations and direct buyers of electric power from the electricity transmission grids.

...

6. Electricity transmission grid is a system that consists of power transmission lines, electrical substations and synchronized equipment for transmitting electric power from power plants to intake points of power corporations. The grids include transmission lines of 500/110kV electrical substations that belong to National Power Transmission Corporation.

7. The year to which electric power selling price applies commences on March 01 of that year and ends at the end of February of the immediately following year.

8. Year N means the period to which electric power selling price applies as of March 01 of year N to the end of February of the immediately following year.

9. Year N-1 means the year to which electric selling price applied prior to year N and in which the electricity transmission price for year N was determined.

10. Year N-2 means the year to which electric selling price had applied prior to year N-1.

11. Electricity transmission assets include the electricity transmission grids, buildings and ancillary equipment, under the ownership of National Power Transmission Corporation, for transmitting electric power.

12. Maximum total capacity of delivery (of an organization) means the highest total power delivered to an organization incurring the cost of electricity transmission at electricity delivery points from March 01 of year N to the end of February of the immediately following year.

Chapter 2.

METHOD FOR DETERMINING THE ELECTRICITY TRANSMISSION PRICE

...

1. The annual power transmission price comes into effect on nationwide scale notwithstanding power transmission distance and delivery points.

2. The average power transmission price is determined on annual basis with the aim of recovering valid costs to the full and gaining profit permissible to operate the electricity transmission grids of regulated quality and to gain financial ratios pertinent to the investment and development of electricity transmission grids.

3. The following formula shall determine the average electricity transmission price in year N () via the total allowed revenue of electricity transmission by National Power Transmission Corporation and the total amount of electric power delivered by National Power Transmission Corporation to organizations incurring the cost of electricity transmission:

Where:

: Total revenue of electricity transmission by National Power Transmission Corporation in year N (VND)

: Total forecasted amount of electric power delivered to organization i at all delivery points in year N (kWh)

n: Quantity of organizations incurring the cost of electricity transmission

Article 4. Method for determining total allowed annual revenue of power transmission

...

= + + CL_N-2

Where:

: Total allowed cost of capital of National Power Transmission Corporation for power transmission in year N (VND)

: Total allowed operating and maintenance cost of National Power Transmission Corporation for power transmission in year N (VND)

CL_N-2 : The variance concerning the costs and the revenues of electricity transmission in year N-2 that is an adjusting constituent of the total allowed revenue in year N (VND) and is determined according to Article 12 of this Circular.

Article 5. Method for determining total cost of capital

1. Total cost of capital for power transmission in year N () is determined as follows:

Where:

...

: Total cost of interest on long-term loans and loan application fees, which is payable in year N and is spent on electricity transmission assets (VND)

LN_N: Allowed profit of electricity transmission in year N (VND)

2. Total fixed asset depreciation cost in year N () is determined according to the regulation on useful life and fix asset depreciation methodology in the Circular No. 203/2009/TT-BTC dated October 20, 2009 by the Ministry of Finance on guidelines for management, use and depreciation of fixed assets and subsequent guiding, amending and replacement documents.

For electricity transmission assets whose depreciation time does not correspond to that defined in the Circular No. 203/2009/TT-BTC, National Power Transmission Corporation shall formulate the depreciation scheme for such assets and report to the Electricity Vietnam for review. Before such scheme is presented to and promulgated by the Ministry of Finance, National Power Transmission Corporation is held responsible for presenting the scheme to the Electricity Regulatory Authority for approval.

3. Total cost of interest on long-term loans and loan application fees, which is payable in year N (), is defined in credit agreements for acquisition of electricity transmission assets.

4. The allowed profit in year N (LN_N) is determined as follows:

LN_N = V_CSH,N x ROE_N

Where:

V_CSH,N : The average owner’s equity estimated until December 31 of year N-1 and the owner’s equity estimated until December 31 of year N (VND)

...

National Power Transmission Corporation shall formulate solution(s) and regulation(s) to manage the annual fluctuation of electricity transmission assets. Before such solutions and regulations are presented to and promulgated by the Electricity Regulatory Authority, they shall be presented to the Electricity Vietnam for approval.

Article 6. Method for determining total operating and maintenance cost

1. Total operating and maintenance cost for electricity transmission in year N () is determined as follows:

Where:

: Total cost of materials in year N (VND)

: Total cost of salary in year N (VND)

:Total cost of major repair in year N (VND)

: Total cost of outsourced services in year N (VND)

...

2. Method for determining total cost of materials

a) Total cost of materials in year () is the expenses of materials of power lines, electrical substations and transformers in year N. It consists of direct and indirect material expenses (i.e. experiment, operation and maintenance of power lines, electrical substations and transformers), as calculated via the following formula:

Where:

: Total cost of materials of power lines in year N (VND)

: Total cost of materials of electrical substations in year N (VND)

: Total cost of materials of transformers in year N (VND)

b) Total cost of materials of power lines in year N () is determined as follows:

...

L_d,i,h: Total length of power lines in category d, at voltage i, in topographic condition h in year N (km)

: Unit price of materials per kilometer of power lines in category d, at voltage i, in topographic condition h (VND/km)

d: Type of lines: Single-circuit overhead line (Đ) double-circuit overhead line (K), single-circuit underground cable (NĐ), double-circuit underground cable (NK)

i: Voltage: 110kV, 220kV, 500kV

h: Topographic indicator: lowland (ĐB), midland and mountainous area (TD), steep mountain and jungle (NC)

c) Total cost of materials of electrical substations in year N () is determined as follows:

Where:

M_{i, h}: Quantity of bays at voltage i, in topographic condition h in year N (bay)

...

d) Total cost of materials of transformers in year N () is determined as follows:

Where:

S_{i, h}: Total capacity of transformers at voltage i, in topographic condition h in year N (MVA)

: Unit price of materials of each MVA transformer at voltage i, in topographic condition h (VND/MVA)

dd) The length of power lines, number of bays in an electrical substations and total capacity of transformers of various voltages, anticipated for year N, shall be determined according to the actual workload carried out until December 31 of year N-2 and the workload added in year N-1 (on the basis of the workload performed until the time of reporting and the additional workload anticipated until December 31 of year N-1) plus the further workload expected for year N;

e) The unit price of materials of power lines, bays in electrical substations and transformers shall consist of direct and indirect elements, of which the indirect element is expressed as a percentage of the direct element;

g) National Power Transmission Corporation shall be responsible for defining the unit price of materials and the cost limit ratio of indirect materials to direct ones with regard to power lines, bays and transformers of various voltages according to topographic conditions. Such price and ratio shall be presented to Electricity Vietnam for approval before being reported to and promulgated by the Electricity Regulatory Authority.

3. Method for determining the cost of salary

...

b) Total cost of salary shall be determined according to the Circular No. 15/2007/TT-BLDTBXH dated August 31, 2007 on guidelines for the implementation of the Government’s Decree No. 86/2007/ND-CP dated May 28, 2007 on the management of workforce and remuneration in state-owned single-member limited liability enterprises, other circulars that provide subsequent guidelines, amendments and replacement, and relevant regulations;

c) Salary-related expenses, e.g. premiums for health insurance, social insurance, unemployment insurance and trade union’s expenditure, shall be determined as per relevant laws.

4. Method for determining the total cost of major repair

a) Total cost of major repair of National Power Transmission Corporation in year N () is determined as follows:

Where:

: Total cost of major repair of transmission lines in year N (VND)

: Total cost of major repair of electrical substations in year N (VND)

: Total cost of major repair of transformers in year N (VND)

...

The cost of major repair does not include the expense of overhaul and upgrade of fixed assets, which heighten the original cost of fixed assets.

b) Total cost of materials of power lines in year N () is determined as follows:

Where:

L_{d, i, h}: Total length of transmission lines in category d, at voltage i, in topographic condition h and under major repair(s) in year N (km)

: Unit cost of major repair per kilometer of power lines in category d, at voltage i, in topographic condition h (VND/km)

d: Type of lines: single-circuit overhead line (Đ) double-circuit overhead line (K), single-circuit underground cable (NĐ), double-circuit underground cable (NK)

i: Voltage: 110kV, 220kV, 500kV

h: Topographic indicator: lowland (ĐB), midland and mountainous area (TD), steep mountain and jungle (NC)

...

Where:

M_{i, h:} Quantity of bays at voltage i, in topographic condition h and under major repair in year N (bay)

: Unit cost of major repair for each bay at voltage i, in topographic condition h (VND/bay)

d) Total cost of major repair of transformers in year N () is determined as follows:

Where:

S_{i, h:} Total capacity of transformers at voltage i, in topographic condition h and under major repair in year N (MVA)

: Unit price of major repair for each MVA transformer at voltage i, in topographic condition h (VND/MVA)

...

Where:

k: Cost limit ratio of major repair of ancillary buildings to total cost of major repair of power lines and electrical substations (including bays and transformers) (%)

e) National Power Transmission Corporation shall be responsible for: determining and present rated values and unit costs of major repair to the Electricity Vietnam for approval then to the Electricity Regulatory Authority for promulgation; formulating the list of annual major repairs to be verified by the Electricity Vietnam in order to determine the total cost of major repair in year N.

5. Method for determining total cost of outsourced services

a) Total cost of services outsourced in year N () consists of expenses for goods and services in demand, which are provided by external entities, e.g. electricity, water, telephone, telecommunications, newspaper, auditing advice, rented assets, non-life insurance and other services provided on a contract basis for management and operation of the electricity transmission grid in year N;

b) Total cost of outsourced services in year N shall be subject to the demands for external services anticipated for year N on the basis of audited actual expenses dispensed in year N-2 (via contracts for outsourced services and expenses thereof) and such expenses estimated for year N-1.

6. Method for determining other total pecuniary cost

b) Other total pecuniary cost in year N shall be subject to the cost anticipated for year N on the basis of the audited actual cost dispensed in year N-2 and the cost estimated for year N-1.

...

1. The electricity transmission price () (VND/kWh) in year N for the organization i incurring the cost of electricity transmission shall be determined as follows:

Where:

TC_i: Electricity transmission cost incurred by the organization i in year N (VND)

: Total forecasted amount of electric power delivered to organization i at all delivery points in year N.

2. Electricity transmission cost incurred by the organization i in year N (TC_i) shall be determined as follows:

Where:

TC_P,i: Electricity transmission cost factor by capacity (VND)

...

DC_{i, N-2}: Total adjustment value of the electricity transmission cost incurred by the organization i in year (N-2) (VND)

3. The electricity transmission cost factors by capacity and by electric power shall be determined accordingly as follows:

Where:

: Total forecasted amount of maximum electric power delivered to organization i at all delivery points in year N (MW)

n: Quantity of organizations incurring the cost of electricity transmission.

α, β: The ratio of the factors by capacity and electric power to the electricity transmission cost, as defined by the Electricity Regulatory Authority on annual basis; as α + β = 1 and α = 0 in the year of 2011

4. Total adjustment value of the electricity transmission cost incurred by the organization i originates from the difference between the actual output delivered and maximum capacity of delivery with those forecasted for year N-2 (DC_i,N-2). This adjustment value is determined as follows:

...

: Total revenue of electricity transmission in year (N-2) (VND)

: Total forecasted amount of maximum electric power delivered to organization i at all delivery points fed by the transmission grid in year (N-2) (MW)

: Total actual amount of maximum electric power delivered to organization i at all delivery points fed by the transmission grid in year (N-2) (MW)

: Forecasted amount of electric power delivered to organization i in year (N-2) (MWh)

: Actual amount of electric power delivered to organization i in year (N-2) (MWh)

I_N-2: Average interest on 12-month time deposits in Vietnam Dong for corporate clients on December 31 of year (N-2) as defined by 4 commercial banks (Vietcombank, Vietinbank, BIDV and Agribank) plus 3%.

Article 8. Method for determining the monthly electricity transmission price for organizations incurring the cost of electricity transmission

Electricity transmission cost incurred by the organization i in month j (TC_ij) shall be determined as follows:

...

: Total actual amount of electric power delivered to organization i at delivery points in month j (kWh)

: The electricity transmission price in year N for organization i incurring the cost of electricity transmission (VND/kWh)

Chapter 3.

ADJUSTMENT OF REVENUE OF ELECTRICITY TRANSMISSION

Article 9. Principle for adjustment of revenue of electricity transmission

1. National Power Transmission Corporation shall be responsible for formulating and maintaining written records of expenses in order to detect differences in the cost and revenue in year N-2 then to adjust total allowed revenue of electricity transmission in year N.

2. The adjustment of the cost and revenue of electricity transmission shall only be permissible in these events:

a) Total actual revenue of National Power Transmission Corporation in year N-2 deviates from the total allowed revenue of electricity transmission previously approved;

b) The actual valid cost in year N-2 (as shown in the financial statement) deviates from the cost approved for year N-2, as shown in the electricity transmission price plan (including recorded depreciation cost, long-term loan interest, salary cost, major repair cost, outsourced service cost, currency exchange rate variation), except expenses defined in point c and point d of this Section;

...

d) Expense ensues as to invest in reasonable assets for electricity transmission beyond the electricity transmission investment plan approved by competent governmental authorities for year N-2.

Article 10. Handling of ensuing expenses for recovery from natural disasters, settlement of force majeure and unplanned investment

1. If expense ensues as to recover from natural disasters or to settle force majeure, National Power Transmission Corporation, in 15 days upon the occurrence of such event, shall be responsible for reporting the event and expense estimate to the Electricity Vietnam for approval then to the Electricity Regulatory Authority.

2. If expense ensues as to invest in reasonable electricity transmission assets beyond the plan approved, National Power Transmission Corporation shall be responsible for documenting the amendment to the annual transmission grid expansion plan and reporting to the Electricity Vietnam for verification then to the Electricity Regulatory Authority for approval.

Article 11. Responsibility for recording and reporting differences in the cost and revenue of electricity transmission

National Power Transmission Corporation shall be responsible for maintaining written records of expenses and making annual reports (to be included in the application for approval of total revenue of electricity transmission) on the variation in the cost and revenue of electricity transmission (from March 01 of year N-2 to the end of February of year N-1). Such variation includes

1. Cost-related differences or expenses ensuing in year N-2, which necessitate the adjustment of the cost and revenue.

2. The differential amount related to the cost and revenue of year N-2 (CL_N-2), which are adjusted to total revenue of electricity transmission for year N.

3. The balance of the differential amount related to the cost and revenue of electricity transmission until the end of February of year N-1.

...

The differential amount related to the cost and revenue of electricity transmission of National Power Transmission Corporation in year N-2 , being adjusted to total revenue of electricity transmission in year N, is determined as follows:

Where:

: Total actual revenue of electricity transmission in year N-2 (as shown in the financial statement), whose formula is:

: Total revenue of electricity transmission approved in year N-2

∆C_N-2: Total difference between the valid actual cost and the approved cost in year N-2 (as per point b, section 2, Article 9 of this Circular)

SV_N-2: Total ensuing expense for recovery from natural disaster(s) and settlement of force majeure, total depreciation cost, loan interest, return on equity from reasonable investment(s) ensuing in year N-2 (as per point c and dd, section 2, Article 9 of this Circular).

I_N-1:_:Average interest on 12-month time deposits in Vietnam Dong for corporate clients on July 31 of year N-1 as defined by 4 commercial banks (Vietcombank, Vietinbank, BIDV and Agribank) plus 3%.

...

PENALTY FOR FAILURE TO MAINTAIN SERVICE QUALITY

Article 13. Principles of penalty for failure to maintain service quality

1. National Power Transmission Corporation shall incur a penalty for its failure to maintain the quality of the electricity transmission service if power outages related to transmission lines and transformers of the electricity transmission grid in a year exceed the defined limit of each voltage level, except for force majeure (natural disasters) or problems that not caused by National Power Transmission Corporation.

2. The penalty shall apply on annual basis by deducting from the welfare fund an amount equivalent to the total penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service and transferring the amount into the investment and development fund of National Power Transmission Corporation.

Article 14. Method for determining total penalty for failure to maintain service quality

1. Total annual penalty for National Power Transmission Corporation’s failure to maintain the quality of electricity transmission service (year N) R_Nis determined as follows:

Where:

: The penalty for failure to maintain the electricity transmission service quality due to problems on transmission lines (VND)

...

L_i,N (L_{j, N}, L_k,N): Total length of 110kV (220kv, 500kV) transmission lines suffering outage upon problem i (j, k) (km)

S_i,N (S_j,N, S_k,N): Total installed power of high-tension transformers of 110kV (220kv, 500kV), which suffer outage upon problem i (j, k) (MVA)

t_i (t_j,t_k): Duration of the power outage on transmission lines or high-tension transformers of 110kV (220kv, 500kv) upon problem i (j, k) (minute)

n (m, l): Quantity of problems on transmission lines or high-tension transformers of 110kV (220kV, 500kV) in year N (from September 01 of year N-1 to August 31 of year N)

Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to power line outage in year N, which is charged per kilometer of 110kV transmission line per minute [VND/(km x minute)], is determined as follows:

= X₁₁₀ x G_{TT N}

Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to power line outage in year N, which is charged per kilometer of 220kV transmission line per minute [VND/(km x minute)], is determined as follows:

= X₂₂₀ x G_{TT N}

Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to power line outage in year N, which is charged per kilometer of 500kV transmission line per minute [VND/(km x minute)], is determined as follows:

...

Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to transformer outage in year N, which is charged per MVA of the high-tension 110kV transformer's power per minute [VND/(MVA x minute)], is determined as follows:

= Y₁₁₀ x G_{TT N}

Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to transformer outage in year N, which is charged per MVA of the high-tension 220kV transformer's power per minute [VND/(MVA x minute)], is determined as follows:

= Y₂₂₀ x G_{TT N}

Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to transformer outage in year N, which is charged per MVA of the high-tension 500kV transformer's power per minute [VND/(MVA x minute)], is determined as follows:

= Y₅₀₀ x G_{TT N}

X₁₁₀: Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to 110kV transmission line outage (1/(km x minute)]

X₂₂₀: Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to 220kV transmission line outage (1/(km x minute)]

X₅₀₀: Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to 500kV transmission line outage (1/(km x minute)]

...

Y₂₂₀: Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to 220kV transmission transformer outage (1/(km x minute)]

Y₅₀₀: Rate of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service due to 500kV transmission transformer outage (1/(km x minute)]

A (B, C): The cap of penalty for 110kV (220k, 500kV) power line outage

D (E, G): The cap of penalty for 110kV (220k, 500kV) transmission transformer outage

2. Total penalty for National Power Transmission Corporation's failure to maintain the quality of electricity transmission service in year N (R_N) shall be at most 0.1% of total allowed revenue of electricity transmission in year N (0,1% x ).

3. A problem on transmission lines or transformers, which causes failure to maintain the quality of electricity transmission service, shall be punishable if the duration of such problem is one minute or longer. The duration of outage on transmission lines and transformers shall be rounded to minute.

Article 15. Procedure for amercing the failure to maintain service quality

1. By October 01 every year (year N), National Power Transmission Corporation must summarize and report to the operator of the national electricity system and market about the transmission line problems (outage time t_i, failed line length L_i,N for each problem), transmission transformer problems (outage time t_i, total installed power of the failed transformer S_i,Nfor each problem) on the transmission grid from September 01 of year N-1 to August 31 inclusive of year N.

2. By November 01 every year (year N), the operator of the national electricity system and market shall be responsible for verifying and endorsing the summary report on problems on transmission lines and transformers from September 01 of year N-1 to August 31 inclusive of year N, then for transferring the report to the Electricity Regulatory Authority and a copy thereof to the National Power Transmission Corporation in order to define the penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service in year N.

...

Chapter 5.

PROCEDURE FOR ASSESSMENT, APPROVAL AND PAYMENT OF ELECTRICITY TRANSMISSION PRICE

Article 16. Procedure for verification and approval of total revenue of electricity transmission

1. By September 15 every year (year N-1), National Power Transmission Corporation shall assess in writing the total revenue of electricity transmission for the year, to which the price applies, (year N) from March 01 of year N to February 28 of year N+1. The assessment documents shall be presented to the Electricity Vietnam for verification then to the Electricity Regulatory Authority for appraisal and approval in writing. If the said documents do not conform to Article 17 of this Circular, National Power Transmission Corporation shall be responsible for supplementing them in five (05) days upon request by the Electricity Regulatory Authority.

Electricity Regulatory Authority can employ consultant(s), if deemed necessary, to appraise the documents on total revenue of electricity transmission from National Power Transmission Corporation.

2. By October 10 every year (year N-1), Electricity Regulatory Authority shall approve in writing the total revenue of electricity transmission of National Power Transmission Corporation in year N to proceed to the verification of the electricity transmission price.

Article 17. Documents for appraisal of total revenue of electricity transmission

The documents for appraisal of total revenue of electricity transmission of National Power Transmission Corporation per year (year N) include:

1. The letter of request for appraisal of total revenue of electricity transmission of National Power Transmission Corporation in year N.

...

a) Analysis and evaluation of the realization of electricity production assignments, transmission loss ratio, rate of problems on power lines and transformers of different voltages, revenue and cost recorded until August 31 and estimated to the end of year N-1; analysis and evaluation of the accomplishment of profits, equity, financial indicators such as return on equity, equity structure and loan, investment ratio, debt repayment ratio until June 30 and estimated to December 31 inclusive of year N-1 and to the end of year N-1 on the basis of the data recorded until August 31 of year N-1;

b) Explanation and resultant figures of total allowed cost of capital of National Power Transmission Corporation in year N, including:

- Total depreciation cost in year N: the general table on fixed asset depreciation in year N and specific tables on basic depreciation of each fixed asset in year N;

- Total cost of interest payable in year N on long-term loans for transmission facilities: a tablet containing defined data of loans repayable in year N;

- Owner’s equity estimated at the end of year N-1 and anticipated at the end of year N: notes and specified figures of fluctuations in the owner's equity in year N-1 and year N in table format;

- Profit anticipated in year N, return on equity, self-investment ratio, debt repayment ratio.

c) Explanation and resultant figures of total allowed operating cost of National Power Transmission Corporation in year N, including:

- Total cost of materials in year N: notes and resultant figures, in table format, of the cost of materials spent in year N-2, estimated for year N-1 and anticipated for year N in accordance with total length of power lines of different types, total capacity of electrical substations, number of electrical substation bays by voltage and topographic condition;

- Total cost of salary in year N: explanation and resultant figures of the salary cost:

...

- Total cost of outsourcing services in year N: explanation and resultant figures of the cost of outsourced services according to utilities and services provided in year N-2, estimated for year N-1 and anticipated for year N;

- Other pecuniary cost in year N: explanation and resultant figures of other pecuniary cost spent in year N-2, estimated for year N-1 and anticipated for year N.

d) Explanation and resultant figures of differences in the cost and revenue of electricity transmission in year N-2; fluctuations in differential amounts related to the cost and revenue of electricity transmission;

dd) Explanation and resultant figures of total allowed revenue of electricity transmission in year N.

3. These documents shall be enclosed:

a) The list of investment projects to be operated in year N-1 and to be built in year N in conformity to the national electricity development plan and the annual transmission grid expansion plan of National Power Transmission Corporation, which have been approved;

b) The summary of fluctuations in facilities and fixed assets for electricity transmission on monthly basis, as estimated to the end of year N-1 and planned for year N. Specific details of power grid facilities and summarized value must be shown with regard to assets not yet operated and to other assets, accordingly;

c) The general table indicating fluctuations in permanent and official workers as shown in the payrolls of the Corporation and related units, as estimated to the end of year N-1 and planned for year N;

d) Summary of reserve facilities available and to be added, as estimated to the end of year N-1 and year N;

...

e) The financial statement of year N-2: balance sheet, profit and loss report, cash flow report, notes;

g) The defined limit of expenses as stated in the documents approved by competent authorities.

Article 18. Procedure for determining the electricity transmission price

1. By April 01 every year (year N-1), the organization incurring the cost of electricity transmission shall be responsible for informing National Power Transmission Corporation of maximum total capacity of delivery and actual electric power delivered at each delivery point in year N-2 for the calculation of the adjustment factor DC_N-2 in year N-2.

2. By August 01 every year (year N-1), the organization incurring the cost of electricity transmission shall be responsible for forecasting the electric power to be delivered and maximum total capacity of delivery at all delivery points in year N and notifying the data to the operator of the national electricity system and market. The operator of the national electricity system and market shall be responsible for summarizing and calculating the forecasted electric power to be delivered and maximum total capacity of delivery for each organization incurring the cost of electricity transmission in accordance with the load required by electricity system in year N.

If the organization incurring the cost of electricity transmission does not send its data forecast, the operator of the national electricity system and market can use figures of year N-2 to determine the electricity transmission price for year N.

3. By October 05 every year (year N-1), the operator of the national electricity system and market shall be responsible for sending the forecasted electric power to be delivered and maximum total capacity of delivery in year N for each organization incurring the electricity transmission cost to National Power Transmission Corporation for the latter to calculate the price and cost of electricity transmission in year N for each organization thereof.

4. By October 15 every year (year N-1), National Power Transmission Corporation shall be responsible for determining the electricity transmission price for year N (g_TTi) for each organization incurring the electricity transmission cost (according to the approved revenue of electricity transmission for year N and the adjustment factor of year N-2). It shall present the resultant figures to the Electricity Vietnam for verification then to the Electricity Regulatory Authority for approval. If the documents do not conform to Article 19 of this Circular, National Power Transmission Corporation shall be responsible for supplementing them in five (05) days upon request by the Electricity Regulatory Authority.

Article 19. Documents for approval of the electricity transmission price

...

2. Explanation and resultant figures, in table format, of the electricity transmission cost that each organization incurring such cost shall pay, as follows:

a) The electricity transmission cost factor by capacity and electric power;

b) Maximum total capacity of delivery and total forecasted amount of electric power delivered to each organization incurring the electricity transmission cost at delivery points in year N;

c) Total adjustment value of the electricity transmission cost on the organization incurring such cost in year N-2 (specific data in table format)

3. Documents enclosed:

a) The forecasted electric power to be delivered and maximum total capacity for each organization incurring the cost of electricity transmission in year N, as determined by the operator of the national electricity system and market;

b) Maximum total capacity and actual electric power delivered at each delivery point in year N-2 for each organization incurring the electricity transmission cost.

Article 20. Payment of the electricity transmission cost

1. Power trading enterprises shall pay the electricity transmission cost to National Power Transmission Corporation. Organizations incurring the electricity transmission cost shall pay the cost of electricity transmission to power trading enterprises.

...

If the payment documents contain errors or insufficient contents, power trading enterprises must inform National Power Transmission in writing in ten (10) days upon the former's receipt of such documents for the latter to amend them.

3. By the 15^th of each month (month T), power trading enterprises shall be responsible for advancing 50% of the payment of month T-1’s electricity transmission cost, as defined in the payment documents of month T-1, to National Power Transmission Corporation.

4. By the 20^th of each month (month T), National Power Transmission Corporation shall send to power trading enterprises the invoice for the payment of total electricity transmission cost of month T-1 (enclosed with the complete payment documents, if amended).

5. By the 05^th of month T+1, power trading enterprises must pay the remaining amount of month T-1's cost of electricity transmission to National Power Transmission Corporation according to the said invoice.

If the invoiced amount differs from the figure announced by National Power Transmission Corporation, power trading enterprises shall pay the invoiced amount. The payment of the differential amount shall be subject to the involved entities’ written agreement.

Chapter 6.

IMPLEMENTATION

Article 21. Implementation

1. Electricity Regulatory Authority shall be responsible for guiding and inspecting the implementation of this Circular and settle related disputes that arise. If the Prime Minister revises the time of adjustment of the annual retail electricity price, Electricity Regulatory Authority shall be responsible for notifying organizations involved of the revised time, data acquisition schedule and electricity transmission price calculation schedule.

...

3. National Power Transmission Corporation shall be responsible for:

a) Determining and presenting the annual total revenue and price of electricity transmission to the Electricity Vietnam for its verification then to the Electricity Regulatory Authority for approval;

b) Formulating unit prices, cost limit and coefficients, limit of penalty for failure to maintain the quality of electricity transmission service, summary of problems on transmission lines and transformers of 110kV, 220kV and 500kV according to this Circular. Such data shall be sent to the Electricity Vietnam for verification then to Electricity Regulatory Authority for promulgation.

Article 22. Effect

1. This Circular comes into force as of June 01, 2010.

2. Head of Electricity Regulatory Authority, General Director of Electricity Vietnam, General Director of National Power Transmission Corporation, Director of National Load Dispatch Center, Directors of power trading enterprises, Directors of power corporations, organizations incurring the cost of electricity transmission and entities involved shall be responsible for implementing this Circular.

...

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,...