BỘ CÔNG THƯƠNG
--------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ
NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
----------------
|
Số: 31/2011/TT-BCT
|
Hà Nội,
ngày 19 tháng 8 năm 2011
|
THÔNG
TƯ
QUY
ĐỊNH ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN THEO THÔNG SỐ ĐẦU VÀO CƠ BẢN
Căn cứ Nghị định số
189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng,
nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số
44/2011/NĐ-CP ngày 14 tháng 6 năm 2011của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Điều 3 Nghị
định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức
năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Luật Điện lực
ngày 03 tháng 12 năm 2004;
Căn cứ Nghị định số
105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết và
hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Quyết định số
24/2011/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ về điều chỉnh
giá bán điện theo cơ chế thị trường;
Bộ Công Thương quy
định điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản như sau:
Chương I
QUY
ĐỊNH CHUNG
Điều 1. Phạm vi điều
chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này hướng dẫn thực hiện việc điều
chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản được quy định tại Quyết định số
24/2011/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2011 của Thủ tướng Chính phủ về điều chỉnh
giá bán điện theo cơ chế thị trường.
2. Thông tư này áp dụng đối với các đơn
vị thực hiện điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản và các đơn vị cung
cấp thông số giá nhiên liệu để thực hiện điều chỉnh giá bán điện.
Điều 2. Giải thích từ
ngữ
Trong Thông tư này các thuật ngữ dưới đây
được hiểu như sau:
1. Chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được
tính hết vào giá bán điện là các chi phí sản xuất kinh doanh điện hợp lý, hợp lệ
thực tế phát sinh từ các năm trước chưa được tính vào giá bán điện bình quân hiện hành.
2. Giá bán điện bình quân
tính toán
là giá
bán điện bình quân được Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán, kiểm tra theo
biến động của các thông số đầu vào cơ bản, theo phương pháp quy định tại khoản
1 Điều 4 Thông tư này.
3. Sản lượng điện thương phẩm là tổng sản lượng
điện Tập đoàn Điện lực Việt Nam bán cho khách hàng sử dụng điện cuối cùng và
cho các đơn vị bán lẻ điện.
CƠ CHẾ
ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN
Điều 3. Nguyên tắc
xác định các thông số đầu vào cơ bản
Giá
bán điện được tính toán kiểm tra hàng tháng trên cơ sở biến động của các thông
số đầu vào cơ bản so với thông số được sử dụng để xác định giá bán điện hiện
hành theo nguyên tắc sau:
1. Tỷ giá tính toán là tỷ giá đô la Mỹ
được tính bình quân theo ngày, từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước
đến ngày 15 của tháng tính toán (hoặc của ngày làm việc liền trước nếu ngày 15
trùng với ngày nghỉ cuối tuần hoặc ngày lễ), được lấy bằng tỷ giá đô la Mỹ bán
ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương
Việt Nam.
2. Giá nhiên liệu tính toán là giá nhiên
liệu bình quân theo ngày, từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến
ngày 15 của tháng tính toán (hoặc của ngày làm việc liền trước nếu ngày 15
trùng với ngày nghỉ cuối tuần hoặc ngày lễ), trong đó giá than được lấy bằng
giá than trong nước cho phát điện tại điểm giao hàng do Tập đoàn Công nghiệp
Than và Khoáng sản Việt Nam công bố; giá khí cho nhà máy điện Cà Mau do Tổng
công ty Khí Việt Nam tính theo giá dầu quốc tế; giá khí từ các nguồn khí khác
(Nam Côn Sơn và Cửu Long) do Thủ tướng Chính phủ quy định tại thời điểm tính
toán giá bán điện theo hợp đồng; giá dầu xác định theo giá dầu bán lẻ của thị
trường trong nước do Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam công bố.
Cơ cấu sản lượng điện phát của các
tháng đã qua kể từ lần điều chỉnh trước với tổng sản lượng từ ngày 15 đến hết
tháng được dự kiến tính toán.
Điều 4. Trình tự điều
chỉnh giá bán điện
1. Giá bán điện bình quân tính toán
được tính toán, kiểm tra khi thông số đầu vào cơ bản biến động so với thông số
sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành theo các công thức
sau:
Trong đó:
G: Giá bán điện bình quân tính toán;
GHH: Giá bán điện bình quân hiện
hành;
ΔG: Chênh lệch giá
phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện theo kế hoạch
được phê duyệt;
ΔGTG: Chênh lệch giá phát điện do
tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện
bình quân hiện hành;
ΔGNL: Chênh lệch giá phát điện do
giá nhiên liệu biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán
điện bình quân hiện hành;
ΔG: Chênh lệch giá bán điện bình quân do biến
động các thông số đầu vào cơ bản;
: Thành phần giá được tính từ chi phí sản
xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện hiện hành được xác
định theo quy định của cơ quan có thẩm quyền và quy định tại khoản 4 Điều này;
GBO : Thành phần giá bán điện được
trích từ giá bán điện đưa vào Quỹ bình ổn giá điện (+) hoặc được trích từ Quỹ
để bình ổn giá bán điện (-) theo hướng dẫn của Liên Bộ Tài chính -
Công Thương;
ΔG: Chênh lệch giá
bán điện bình quân toàn phần;
Phương pháp kiểm tra tính toán điều chỉnh giá
bán điện theo thông số đầu vào cơ bản được quy định tại Phụ lục ban hành kèm
theo Thông tư này.
2. Trước ngày 20 hàng tháng, căn cứ trên các
thông số đầu vào cơ bản thực tế được xác định theo quy định tại Điều 3 Thông
tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam kiểm tra, tính toán chênh lệch
giá bán điện bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản (ΔG).
3. Trường hợp chênh lệch giá bán điện
bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản bằng hoặc lớn hơn 5%
so với giá bán điện bình quân hiện hành (), giá bán điện bình
quân được điều chỉnh như sau:
a) Điều chỉnh giá bán điện bình quân ở mức 5%
Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo Bộ Công
Thương chấp thuận phương án điều chỉnh giá điện. Trường hợp Bộ Công Thương
không có ý kiến, sau 5 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ
tính toán điều chỉnh giá
điện,
Tập đoàn Điện lực Việt Nam được điều chỉnh tăng giá bán điện bình quân ở mức 5% so
với giá bán điện bình
quân hiện
hành;
b) Điều chỉnh giá bán điện bình quân tăng trên 5%
Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo Bộ
Công Thương và
Bộ Tài chính
phương án giá
điện
để thẩm định. Trong thời
hạn 10 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ điều chỉnh giá điện của Tập
đoàn Điện lực Việt Nam, Bộ Công Thương, Bộ Tài chính tổ chức thẩm định để Bộ
Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt.
Trường hợp Thủ tướng Chính phủ chưa có
ý kiến trả lời, sau 15 ngày
làm việc kể từ ngày Bộ Công Thương trình phương án điều chỉnh giá
điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được điều chỉnh giá bán điện bình quân ở mức
5%.
4. Trường hợp chênh lệch giá bán điện
bình quân do biến động các thông số đầu vào cơ bản nhỏ hơn 5% so với giá bán
điện hiện hành (ΔG <5%GHH),
Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán phân bổ vào giá bán điện bình quân chi phí
sản xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện để điều chỉnh giá
bán điện bình quân tăng tối đa 5% và thực hiện điều chỉnh giá bán điện theo quy
định tại điểm a khoản 3 Điều này.
Trường hợp cần thiết phải điều chỉnh
tăng giá bán điện bình quân trên 5%, Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện việc điều
chỉnh giá bán điện theo quy định tại điểm b khoản 3 Điều này.
5. Quỹ bình ổn giá điện được trích lập
khi ΔG <0 và
chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính hết vào giá bán điện đã được
phân bổ hết.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện
việc trích lập, quản lý và sử dụng Quỹ bình ổn giá điện theo hướng dẫn của Liên
Bộ Tài chính - Công Thương.
Trường hợp sau khi trích lập Quỹ bình
ổn giá điện theo quy định mà chênh lệch giá bán điện bình quân toàn phần ΔG ≤ -5%GHH
, Tập đoàn Điện lực Việt Nam điều chỉnh giảm giá bán điện bình quân xuống bằng
giá bán điện bình quân tính toán, đồng thời báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài
chính để giám sát.
6. Sau khi điều chỉnh giá bán điện
bình quân, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xác định biểu giá bán điện
chi tiết cho các nhóm khách hàng căn cứ vào giá bán điện bình quân điều chỉnh
và cơ cấu biểu giá bán lẻ điện theo quy định hiện hành.
Điều 5. Điều chỉnh
giá bán lẻ điện của đơn vị bán lẻ điện mua điện từ lưới điện quốc gia kết hợp
với nguồn phát điện tại chỗ để bán lẻ điện
Giá bán lẻ điện cho các nhóm khách
hàng sử dụng điện của đơn vị bán lẻ điện mua điện từ lưới điện quốc gia kết hợp
với nguồn phát điện tại chỗ để bán lẻ điện được điều chỉnh tương ứng với mức điều
chỉnh giá bán điện bình quân.
Điều 6. Hồ sơ điều
chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản
Hồ sơ điều chỉnh giá bán điện theo
thông số đầu vào cơ bản bao gồm các nội dung chính như sau:
1. Báo cáo phương án điều chỉnh giá
bán điện.
2. Các thông số đầu vào cơ bản để xác
định giá bán điện bình quân tính toán.
3. Bảng tính toán các thành phần chênh
lệch giá phát điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản.
4. Thuyết minh phương án điều chỉnh
giá bán điện, đánh giá sự biến động của các chi phí phát điện, phân tích tác
động của mức giá điện mới đến từng nhóm khách hàng sử dụng điện.
5. Chi phí sản xuất kinh doanh điện
chưa tính hết vào giá bán điện đã được phân bổ và số dư còn lại.
6. Báo cáo về việc trích lập và sử
dụng Quỹ bình ổn giá điện.
Điều 7. Tổ chức thực
hiện
1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm:
a) Chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính (Cục
Quản lý giá) thẩm tra hoặc thẩm định phương án điều chỉnh giá bán điện theo quy
định;
b) Kiểm tra, giám sát việc thực hiện điều
chỉnh giá bán điện;
c) Hướng dẫn Tập đoàn Điện lực Việt Nam lập
kế hoạch sản xuất điện và các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật hàng năm; thẩm định,
trình Bộ Công Thương phê duyệt kế hoạch sản xuất điện và các chỉ tiêu kinh tế -
kỹ thuật hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
d) Hướng dẫn các nội dung kiểm tra, quy định
các nội dung phải kiểm toán giá thành sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn
Điện lực Việt Nam;
đ) Công bố công khai giá thành sản xuất kinh
doanh điện hàng năm;
e) Giải quyết các vướng mắc có liên quan đến
việc xây dựng và điều chỉnh giá bán điện.
2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Thực hiện điều chỉnh biểu giá bán điện chi
tiết cho
các nhóm khách hàng khi
điều chỉnh giá bán điện bình quân theo quy định của Thông tư này;
b) Trước ngày 25 hàng tháng, báo cáo Cục Điều
tiết điện lực kế hoạch vận hành tháng tiếp theo làm cơ sở cho việc kiểm tra,
giám sát việc điều chỉnh giá bán điện; phân tích chênh lệch giữa cơ cấu sản lượng
phát thực tế và cơ cấu sản lượng kế hoạch hàng tháng;
c) Trước ngày 15 tháng 11 hàng năm,
trình Bộ Công Thương phê duyệt kế hoạch sản xuất điện và các chỉ tiêu kinh tế -
kỹ thuật cho năm tiếp theo;
d) Trước ngày 01 tháng 6 hàng năm, báo
cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài chính báo cáo tài chính kết quả sản xuất kinh doanh
điện đã được kiểm toán độc lập, giá thành sản xuất kinh doanh điện các khâu và
giá bán điện của năm tài chính;
đ) Báo cáo Bộ Công Thương, Bộ Tài
chính kết quả kiểm tra, tính toán giá bán điện bình quân điều chỉnh theo quy
định tại Thông tư này;
e) Điều chỉnh kế hoạch sản xuất điện
năm, trình Bộ Công Thương phê duyệt khi có biến động lớn về nhu cầu phụ tải, cơ
cấu nguồn điện hoặc điều kiện thuỷ văn;
g) Công bố các nội dung chính của
phương án điều chỉnh giá điện ngay sau khi điều chỉnh giá bán điện theo quy
định của Thông tư này;
h) Bổ sung vào các hợp đồng mua bán
điện của các đơn vị phát điện nội dung điều chỉnh giá mua bán điện theo biến
động của giá nhiên liệu chính sản xuất điện đối với các hợp đồng mua bán điện
chưa có nội dung điều chỉnh này trước khi thực hiện điều chỉnh giá bán điện.
3. Tập đoàn công nghiệp Than - Khoáng sản
Việt Nam, Tổng công ty Khí Việt Nam, Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam có trách
nhiệm gửi văn bản thông báo cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam khi có những thay
đổi trong giá than, giá khí, giá dầu.
Điều 8. Hiệu lực thi
hành
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 9 năm 2011.
2. Trong quá trình
thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, đơn vị có liên quan có trách nhiệm phản ánh
về Bộ Công Thương để bổ sung, sửa đổi cho phù hợp./.
Nơi nhận:
-
Thủ tướng, các Phó Thủ tướng;
- Các Bộ, cơ quan ngang Bộ, cơ quan thuộc Chính phủ;
- Các UBND tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương;
- Viện Kiểm sát Nhân dân Tối cao, Toà án Nhân dân Tối cao;
-
Văn phòng Chính phủ;
- Văn phòng Quốc hội;
- Kiểm toán Nhà nước;
- Cục Kiểm tra văn bản QPPL (Bộ Tư pháp);
- Công báo;
- Website Chính phủ;
- Website Bộ Công Thương;
- Bộ
trưởng, các Thứ trưởng
Bộ Công Thương;
- Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
- Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia;
- Trung tâm Điều
độ hệ thống điện
quốc gia;
- Công ty mua bán điện;
- Các Tổng công ty Điện lực;
- Lưu: VT, ĐTĐL, PC.
|
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ
TRƯỞNG
Hoàng Quốc Vượng
|
PHỤ LỤC
PHƯƠNG
PHÁP KIỂM TRA TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN THEO THÔNG SỐ ĐẦU VÀO CƠ BẢN
(Ban
hành kèm theo Thông tư số 31 /2011/TT-BCT ngày 19 tháng 8 năm 2011 của Bộ Công
Thương)
I. Phương pháp tính toán chênh lệch giá phát điện do biến động
các thông số đầu vào cơ bản
1. Chênh lệch giá phát điện do biến động
các thông số đầu vào cơ bản xác định theo công thức sau:
Trong đó:
ΔG: Chênh lệch tăng
hoặc giảm giá phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện
sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với ;
ΔC: Chênh lệch tăng
hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng
điện sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, bao gồm chênh
lệch do biến động sản lượng phát thủy điện ΔC và
nhiệt điện ΔC, ;
ΔGTG: Chênh lệch tăng hoặc giảm
giá phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính
toán giá bán điện bình quân hiện hành, với ;
ΔC: Chênh lệch tăng
hoặc giảm chi phí phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng
trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành;
ΔGNL: Chênh lệch tăng hoặc giảm
giá phát điện do giá nhiên liệu biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong
tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với ;
ΔC: Chênh lệch tăng
hoặc giảm chi phí phát điện do giá nhiên liệu thực tế biến động so với giá
nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, bao gồm
chênh lệch do biến động giá than ΔC, giá khí ΔC và giá dầu ΔC,
ΔCNL = ΔCT + ΔCK + ΔCD;
ATP: Sản lượng điện thương phẩm của các tháng
đã qua từ lần điều chỉnh trước. Sản lượng điện thương phẩm của tháng cuối cùng được
tính bằng dự kiến tổng sản lượng điện phát tháng cuối cùng tại điểm giao nhận
nhà máy điện nhân với chỉ tiêu tổn thất bình quân lưới điện truyền tải và phân
phối hàng năm được duyệt. Sản lượng điện phát tháng cuối cùng tại điểm giao
nhận nhà máy điện được tính dự kiến. Sản lượng điện phát các ngày còn lại sau
ngày 15 của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với sản
lượng điện phát trung bình ngày của 15 ngày đầu tháng cuối cùng.
2. Phương pháp xác định chênh lệch chi phí phát điện
a) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí
phát điện do sản lượng điện phát các nhà máy thủy điện biến động so với sản
lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo
công thức sau:
Trong đó:
: Giá phát điện bình quân các nhà máy thủy
điện trong phương án giá hiện hành;
: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận
điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện;
: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao
nhận điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện; sản lượng điện
phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của
tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện
phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy
thủy điện trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;
ΔATĐ : Chênh lệch sản lượng điện phát
thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy thủy điện.
b) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát
điện do sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy
nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện) biến
động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được
xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá phát điện bình quân trong phương án giá
hiện hành của thành phần chi phí biến động theo sản lượng điện phát các nhà máy
nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến
động theo sản lượng phát điện), không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu;
: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận
điện trong các
tháng đã qua
từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát
điện;
: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao
nhận điện trong các
tháng đã qua
từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát
điện; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau
ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với
tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của
tất cả các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng
phát điện trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;
ΔANĐ : Chênh lệch sản lượng điện
phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá
cố định biến động theo sản lượng phát điện).
c) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát
điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán
điện hiện hành được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Chi phí phát điện tính toán theo đô la Mỹ
để thanh toán trong các hợp đồng mua bán điện bao gồm điện nhập khẩu, lấy trung bình cho
một tháng trong phương án giá hiện hành, không biến động theo sản lượng điện
phát;
n: số tháng đã qua tính từ lần điều chỉnh
trước đến thời điểm kiểm tra;
: Tỷ giá đô la Mỹ được sử dụng khi xác định
giá bán điện hiện hành;
: Tỷ giá đô la Mỹ thực tế tại thời điểm
tính toán kiểm tra,
được tính bình quân theo ngày từ ngày điều
chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán, được lấy bằng tỷ giá
đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa tại Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần
Ngoại thương Việt Nam;
ΔTG : Chênh lệch tỷ giá đô la Mỹ thực tế tại thời điểm
tính toán kiểm tra
với tỷ giá được sử dụng khi xác định giá bán điện hiện hành;
d) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát
điện do giá than biến động so với giá than sử dụng trong tính toán giá bán điện
hiện hành được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
than trong phương án giá hiện hành;
: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
than xác định theo giá than thực tế, với ;
: Giá than bình quân gia quyền theo sản lượng
điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành;
: Giá than bình quân gia quyền theo sản lượng
điện được xác định theo giá nhiên liệu tính bình quân theo ngày từ ngày điều
chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán; giá than trong nước
được lấy theo giá than nội địa cho phát điện (giá tại điểm giao hàng chưa bao
gồm cước phí vận chuyển và các chi phí liên quan đến vận chuyển than) công bố
bởi Tập đoàn Công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam; giá các loại than không
được công bố được quy đổi theo nhiệt trị than cám 5;
ΔGT : Chênh lệch giá phát điện
bình quân biến đổi theo giá than khi tính theo giá than thực tế và giá than
trong phương án giá hiện hành;
: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận
điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than;
: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao
nhận điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than; sản lượng
điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra
của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng
điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà
máy điện chạy than trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;
ΔAT : Chênh lệch sản lượng điện
phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy điện chạy than.
đ) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát
điện do giá khí biến động so với giá khí sử dụng trong tính toán giá bán điện
hiện hành được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá phát điện biến đổi theo giá khí trong
phương án giá hiện hành;
: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
khí xác định theo giá khí thực tế, với ;
: Giá khí bình quân gia quyền theo sản lượng
điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành;
: Giá khí bình quân gia quyền theo sản lượng
điện được xác định theo giá khí tính bình quân theo ngày từ ngày điều
chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán; giá khí PM-3 cho
nhà máy điện Cà Mau là giá khí ngày 15 tháng kiểm tra do Tổng Công ty Khí Việt Nam
tính theo giá dầu quốc tế; giá khí từ các nguồn khí khác (Nam Côn Sơn và Cửu
Long) do Chính phủ quy định tại thời điểm tính toán giá bán điện;
ΔGK : Chênh lệch giá phát điện
bình quân biến đổi theo giá khí khi tính theo giá khí thực tế và giá khí trong
phương án giá hiện hành;
: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận
điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí;
: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao
nhận điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí; sản lượng điện
phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của
tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện
phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy
điện chạy khí trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;
ΔAK : Chênh lệch sản lượng điện
phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy điện chạy khí.
e) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát
điện do giá dầu biến động so với giá dầu sử dụng trong tính toán giá bán điện
hiện hành được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá phát điện biến đổi theo giá dầu trong
phương án giá hiện hành;
: Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
dầu xác định theo giá dầu thực tế, với ;
: Giá dầu bình quân gia quyền theo sản lượng
điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành;
: Giá dầu bình quân thực tế gia quyền theo
sản lượng điện được xác định theo giá dầu tính bình quân theo ngày từ ngày điều
chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán và theo giá dầu thị
trường trong nước do Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam công bố;
ΔGD : Chênh lệch giá phát điện
bình quân biến đổi theo giá dầu khi tính theo giá dầu thực tế và giá dầu trong
phương án giá hiện hành;
: Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận
điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu;
: Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao
nhận điện trong các
tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu; sản lượng điện
phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của
tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện
phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy
điện chạy dầu trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng;
ΔAD : Chênh lệch sản lượng điện
phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ
lần điều chỉnh trước của
các nhà máy điện chạy dầu.
II. Công thức xác định chênh lệch giá bán
điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản
Công thức tổng quát xác định chênh lệch giá bán điện do biến
động các thông số đầu vào cơ bản như sau:
III. Các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh
đầu tiên năm 2011
1. Các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu
tiên năm 2011
TT
|
Hệ số tính toán
|
Giá trị
|
1.
|
Giá phát điện bình quân các nhà máy thủy
điện trong phương án giá hiện hành,(đ/kWh)
|
657
|
2.
|
Giá phát điện bình quân trong phương án giá
hiện hành của thành phần chi phí biến động theo sản lượng điện phát các nhà
máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định
biến động theo sản lượng phát điện), không biến động theo tỷ giá và giá nhiên
liệu, (đ/kWh)
|
430
|
3.
|
Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
than trong phương án giá hiện hành, (đ/kWh)
|
344
|
4.
|
Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
khí trong phương án giá hiện hành, (đ/kWh)
|
606
|
5.
|
Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá
dầu trong phương án giá hiện hành, (đ/kWh)
|
3.046
|
6.
|
Chi phí phát điện trong phương án giá hiện
hành xác định bằng đô la Mỹ, không biến động theo sản lượng điện phát, (triệu USD/tháng)
|
64
|
7.
|
Thành phần giá phân bổ từ các chi phí còn treo
lại chưa được tính vào giá bán điện năm 2011, GCTH (đ/kWh)
|
Theo quy định tại Điều
4 Thông tư này
|
8.
|
Thành phần giá được trích đưa vào Quỹ bình
ổn giá điện (+) hoặc lấy từ Quỹ bình ổn giá điện để giảm giá (-), GBO
(đ/kWh)
|
Theo quy định tại Điều
4 Thông tư này
|
2. Số liệu sử dụng để xác định các hệ số tính
toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011
TT
|
Số liệu
|
Giá trị
|
1.
|
Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy
điện, không biến động theo tỷ giá (tỷ đồng)
|
5.427
|
2.
|
Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các
nhà máy thủy điện có chi phí không biến động theo tỷ giá (tỷ kWh)
|
8,26
|
3.
|
Tổng chi phí phát điện biến động theo sản
lượng điện phát của nhà máy nhiệt điện, không biến động theo tỷ giá và giá
nhiên liệu (chi phí cố định nhà máy nhiệt điện biến động theo sản lượng điện)
(tỷ đồng)
|
10.017
|
4.
|
Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các
nhà máy nhiệt điện có chi phí cố định biến động theo sản lượng điện (tỷ kWh)
|
23,27
|
5.
|
Tổng chi phí phát điện biến động theo tỷ
giá ngoại tệ, không phụ thuộc vào sản lượng điện phát và giá nhiên liệu (tỷ
đồng)
|
14.896
|
6.
|
Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá
than (tỷ đồng)
|
7.326
|
7.
|
Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các
nhà máy nhiệt điện chạy than (tỷ kWh)
|
21,29
|
8.
|
Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá
khí (tỷ đồng)
|
25.697
|
9.
|
Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các
nhà máy nhiệt điện chạy khí (tỷ kWh)
|
42,43
|
10.
|
Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá
dầu (tỷ đồng)
|
10.196
|
11.
|
Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các
nhà máy nhiệt điện chạy dầu (tỷ kWh)
|
3,35
|