Tìm kiếm

Chương II: Cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân

Lưu
Báo lỗi
Tình trạng hiệu lực: Còn hiệu lực
Chương II
Cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân

Mục 1. CƠ CHẾ ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN

Điều 3. Nguyên tắc điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân

1. Hằng năm, sau khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam công bố công khai chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2, giá bán lẻ điện bình quân năm N được xem xét, điều chỉnh theo biến động khách quan thông số đầu vào của tất cả các khâu (phát điện, truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, dịch vụ phụ trợ hệ thống điện và điều hành - quản lý ngành) và việc phân bổ các khoản chi phí khác chưa được tính vào giá điện.

2. Trong năm, giá bán lẻ điện bình quân được xem xét điều chỉnh trên cơ sở cập nhật chi phí khâu phát điện, chi phí mua điện từ các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ theo thông số đầu vào cơ bản trong khâu phát điện và các khoản chi phí khác chưa được tính vào giá điện.

3. Khi giá bán lẻ điện bình quân giảm từ 1% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh giảm tương ứng.

4. Khi giá bán lẻ điện bình quân tăng từ 2% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh tăng.

5. Giá bán lẻ điện bình quân được tính toán theo quy định tại Điều 4 Nghị định này. Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân tính toán nằm ngoài khung giá, chỉ được xem xét điều chỉnh trong phạm vi khung giá do Thủ tướng Chính phủ quy định. Tập đoàn Điện lực Việt Nam được điều chỉnh tăng hoặc giảm giá bán lẻ điện bình quân trong phạm vi khung giá theo cơ chế quy định tại Điều 5 và Điều 6 Nghị định này.

Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn giá bán lẻ điện bình quân hiện hành từ 10% trở lên, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các bộ, cơ quan liên quan kiểm tra, rà soát và báo cáo Chính phủ xem xét, cho ý kiến. Trường hợp cần thiết, Bộ Công Thương phối hợp với các bộ, cơ quan liên quan báo cáo Ban Chỉ đạo điều hành giá trước khi báo cáo Chính phủ.

6. Việc điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân phải thực hiện công khai, minh bạch.

Điều 4. Phương pháp lập giá bán lẻ điện bình quân

1. Giá bán lẻ điện bình quân được lập trên cơ sở chi phí khâu phát điện, chi phí mua các dịch vụ truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, chi phí điều hành - quản lý ngành, các khoản chi phí khác được phân bổ và chỉ bao gồm những chi phí phục vụ trực tiếp cho việc sản xuất, cung ứng điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam để đảm bảo khả năng vận hành, cung ứng điện và đáp ứng nhu cầu đầu tư theo kế hoạch được duyệt, trong đó chi phí các khâu có tính đến các khoản giảm trừ giá thành theo quy định.

2. Giá bán lẻ điện bình quân năm N(GBQ) được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

a) CPĐ: Tổng chi phí khâu phát điện năm N (đồng), được xác định theo công thức sau:

CPĐ = CTTĐ + CĐMT + CBOT + CTTN + CNLTT + CNK

Trong đó:

CTTĐ: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện;

CĐMT: Tổng chi phí và lợi nhuận định mức năm N (đồng) từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trong đó tổng chi phí được xác định theo quy định do Bộ Công Thương ban hành;

CBOT: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy điện BOT;

CTTN: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ;

CNLTT: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới, bao gồm cả hệ thống lưu trữ điện;

CNK: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ nhập khẩu điện;

b) CDVPT: Tổng chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện năm N (đồng), bao gồm cả chi phí chạy thử nghiệm của các nhà máy điện;

c) CTT: Tổng chi phí mua dịch vụ truyền tải điện năm N (đồng);

d) CPP-BL: Tổng chi phí phân phối - bán lẻ điện và lợi nhuận định mức năm N (đồng), bao gồm cả chi phí huy động các nguồn máy phát điện dự phòng của khách hàng sử dụng điện để bổ sung nguồn cung cho hệ thống điện quốc gia trong tình huống cấp bách đe dọa nghiêm trọng đến khả năng bảo đảm cung cấp điện;

đ) Cchung: Tổng chi phí điều hành - quản lý ngành và lợi nhuận định mức năm N (đồng);

e) CĐĐ: Tổng chi phí mua dịch vụ điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực năm N (đồng);

g) Ckhac: Tổng các chi phí khác chưa được tính vào giá điện, là các khoản chi phí được phép tính nhưng chưa tính vào giá điện, bao gồm cả chênh lệch tỷ giá đánh giá lại chưa được phân bổ, chênh lệch tỷ giá chưa được ghi nhận và thanh toán cho các nhà máy điện theo thỏa thuận tại hợp đồng mua bán điện, được tính toán phân bổ vào giá bán lẻ điện bình quân năm N (đồng);

h) ATP: Tổng sản lượng điện thương phẩm dự kiến cho năm N (kWh).

3. Chi phí mua điện từ Bên bán điện được thực hiện theo quy định vận hành thị trường điện theo từng cấp độ do Bộ Công Thương ban hành và theo Hợp đồng mua bán điện đã ký kết giữa Bên bán điện và Bên mua điện.

4. Chi phí mua dịch vụ truyền tải điện, chi phí mua dịch vụ phân phối - bán lẻ điện, chi phí mua dịch vụ điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, chi phí điều hành - quản lý ngành được xác định trên cơ sở chi phí cộng lợi nhuận định mức của các khâu truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, điều hành - quản lý ngành của Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo quy định do Bộ Công Thương ban hành theo từng cấp độ thị trường điện. Các khoản giảm trừ giá thành được xác định trên cơ sở số liệu tại Báo cáo tài chính đã được kiểm toán.

5. Lợi nhuận định mức năm N (LNN) trong tính toán giá bán lẻ điện bình quân (đồng) của các khâu phân phối - bán lẻ điện; điều hành - quản lý ngành; các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

 : Vốn chủ sở hữu (đồng) của các khâu phân phối - bán lẻ điện; điều hành - quản lý ngành; nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam dùng cho sản xuất kinh doanh điện tại thời điểm ngày 31 tháng 12 (hoặc ngày 30 tháng 6 trong trường hợp chưa có số liệu thời điểm ngày 31 tháng 12) năm N-1;

ROEN : Tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên vốn chủ sở hữu (%) không thấp hơn bình quân theo ngày lãi suất liên ngân hàng thời hạn 06 tháng đăng tải trên cổng thông tin điện tử Ngân hàng Nhà nước Việt Nam của năm N-2;

 : Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp trong tính toán giá bán lẻ điện bình quân (%) được áp dụng bằng mức quy định tại khoản 1 Điều 10 Luật thuế thu nhập doanh nghiệp là 20% và được cập nhật nếu có thay đổi về quy định thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp.

Điều 5. Điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân hằng năm

1. Trên cơ sở kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm N do Bộ Công Thương ban hành, chi phí sản xuất, kinh doanh điện năm N-2 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, ước kết quả sản xuất kinh doanh điện năm N-1 (trong trường hợp chưa công bố chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-1), trước ngày 25 tháng 01 năm N Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán giá bán lẻ điện bình quân theo công thức quy định tại khoản 2 Điều 4 Nghị định này, thực hiện yêu cầu về hồ sơ theo quy định tại khoản 2 Điều này và thực hiện như sau:

a) Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân tính toán giảm từ 1% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm giảm giá bán lẻ điện bình quân ở mức tương ứng. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện điều chỉnh, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm lập hồ sơ báo cáo Bộ Công Thương để kiểm tra, giám sát;

b) Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 2% đến dưới 5% so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam lập hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân báo cáo Bộ Công Thương kiểm tra, rà soát và cho ý kiến. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Bộ Công Thương có trách nhiệm có ý kiến bằng văn bản. Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện bình quân sau khi Bộ Công Thương có ý kiến. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện điều chỉnh, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương để giám sát;

c) Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 5% đến dưới 10% so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được phép điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện bình quân ở mức tương ứng sau khi báo cáo và được Bộ Công Thương chấp thuận. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Bộ Công Thương có trách nhiệm trả lời bằng văn bản để Tập đoàn Điện lực Việt Nam triển khai thực hiện. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện điều chỉnh, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương để giám sát;

d) Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 10% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành, trên cơ sở hồ sơ phương án giá điện do Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình, Bộ Công Thương chủ trì kiểm tra, rà soát và gửi lấy ý kiến các bộ, cơ quan liên quan. Trên cơ sở ý kiến góp ý các bộ, cơ quan liên quan, Bộ Công Thương tổng hợp, báo cáo Chính phủ xem xét, cho ý kiến. Trường hợp cần thiết, Bộ Công Thương phối hợp với các bộ, cơ quan liên quan báo cáo Ban Chỉ đạo điều hành giá trước khi báo cáo Chính phủ.

2. Hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam bao gồm:

a) Công văn báo cáo về phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trong đó bao gồm các nội dung phân tích, đánh giá tình hình chi phí sản xuất kinh doanh điện các khâu;

b) Các nội dung kèm theo Công văn báo cáo phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam bao gồm: nguyên tắc tính toán chi phí từng khâu (phát điện, truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, điều hành - quản lý ngành), trong đó có nguyên tắc dự kiến các thông số đầu vào như tỷ giá ngoại tệ, giá nhiên liệu trong nước và giá nhiên liệu nhập khẩu, giá các nhà máy điện dự kiến đưa vào vận hành trong năm tính toán nhưng chưa có hợp đồng mua bán điện; bảng tổng hợp kết quả tính toán chi phí từng khâu; bảng chi tiết số liệu tính toán chi phí từng khâu; các tài liệu, văn bản sử dụng làm căn cứ, cơ sở trong việc tính toán; thuyết minh các định mức: chi phí và các đơn giá được sử dụng trong tính toán chi phí dự kiến năm N của các khâu (nếu có); thuyết minh các chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính vào giá bán lẻ điện nhưng đã được phân bổ vào giá thành sản xuất kinh doanh điện và số dư còn lại dự kiến phân bổ vào giá bán lẻ điện bình quân năm N; báo cáo đánh giá ảnh hưởng của việc điều chỉnh giá điện đến chi phí mua điện của khách hàng sử dụng điện.

Điều 6. Điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân trong năm

1. Trước ngày 25 tháng đầu tiên quý II, quý III và quý IV, Tập đoàn Điện lực Việt Nam xác định sản lượng điện thương phẩm thực tế của quý trước và tổng sản lượng điện thương phẩm cộng dồn từ đầu năm, ước sản lượng điện thương phẩm các tháng còn lại trong năm; xác định chi phí phát điện của quý trước liền kề, chi phí phát điện cộng dồn từ đầu năm (bao gồm cả chi phí mua điện từ các nhà máy cung cấp dịch vụ phụ trợ), ước chi phí khâu phát điện các tháng còn lại trong năm theo thông số đầu vào cơ bản trong khâu phát điện và cập nhật các khoản chi phí khác chưa được tính vào giá bán lẻ điện bình quân để tính toán lại giá bán lẻ điện bình quân theo công thức quy định tại khoản 2 Điều 4 Nghị định này (các thông số khác giữ nguyên không thay đổi), thực hiện yêu cầu về hồ sơ theo quy định tại khoản 2 Điều này và thực hiện như sau:

a) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán lẻ điện bình quân tính toán thấp hơn từ 1% trở lên so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm điều chỉnh giảm giá bán lẻ điện bình quân ở mức tương ứng. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện điều chỉnh, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm lập hồ sơ báo cáo Bộ Công Thương để kiểm tra, giám sát;

b) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành từ 2% đến dưới 5%, Tập đoàn Điện lực Việt Nam lập hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân báo cáo Bộ Công Thương kiểm tra, rà soát và cho ý kiến. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Bộ Công Thương có trách nhiệm có ý kiến bằng văn bản. Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định việc điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện bình quân sau khi Bộ Công Thương có ý kiến. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện điều chỉnh, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương để giám sát;

c) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành từ 5% đến dưới 10%, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được phép điều chỉnh tăng giá bán lẻ điện bình quân ở mức tương ứng sau khi báo cáo và được Bộ Công Thương chấp thuận. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận đủ hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Bộ Công Thương có trách nhiệm trả lời bằng văn bản để Tập đoàn Điện lực Việt Nam triển khai thực hiện. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày thực hiện điều chỉnh, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm báo cáo Bộ Công Thương để giám sát;

d) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn so với giá bán lẻ điện bình quân hiện hành từ 10% trở lên, trên cơ sở hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân do Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình, Bộ Công Thương chủ trì kiểm tra, rà soát và gửi lấy ý kiến các bộ, cơ quan liên quan. Trên cơ sở ý kiến góp ý của các bộ, cơ quan liên quan, Bộ Công Thương tổng hợp, báo cáo Chính phủ xem xét, cho ý kiến. Trường hợp cần thiết, Bộ Công Thương phối hợp với các bộ, cơ quan liên quan báo cáo Ban Chỉ đạo điều hành giá trước khi báo cáo Chính phủ.

2. Hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân trong năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam bao gồm:

a) Công văn báo cáo về phương án giá bán lẻ điện bình quân trong năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, trong đó bao gồm các nội dung phân tích, đánh giá tình hình thực hiện chi phí khâu phát điện của quý trước liền kề;

b) Các nội dung kèm theo Công văn báo cáo phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam bao gồm: nguyên tắc tính toán cập nhật chi phí khâu phát điện, trong đó có nguyên tắc dự kiến các thông số đầu vào như tỷ giá ngoại tệ, giá nhiên liệu trong nước và giá nhiên liệu nhập khẩu, giá các nhà máy điện dự kiến đưa vào vận hành trong năm tính toán nhưng chưa có hợp đồng mua bán điện; bảng tổng hợp kết quả tính toán và bảng chi tiết số liệu tính toán chi phí khâu phát điện; các tài liệu, văn bản sử dụng làm căn cứ, cơ sở trong việc tính toán; thuyết minh các định mức chi phí và các đơn giá được sử dụng trong tính toán cập nhật chi phí dự kiến năm N của khâu phát điện (nếu có); thuyết minh các chi phí sản xuất kinh doanh điện chưa được tính vào giá bán lẻ điện nhưng đã được phân bổ vào giá thành sản xuất kinh doanh điện và số dư còn lại dự kiến phân bổ vào giá bán lẻ điện bình quân năm N; báo cáo đánh giá ảnh hưởng của việc điều chỉnh giá điện đến chi phí mua điện của khách hàng sử dụng điện.

Điều 7. Kiểm tra điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân

1. Trường hợp Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều 5 và điểm a khoản 1 Điều 6 Nghị định này hoặc trường hợp Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình Bộ Công Thương hồ sơ phương án giá điện theo quy định tại điểm d khoản 1 Điều 5 và điểm d khoản 1 Điều 6 Nghị định này, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các bộ, cơ quan liên quan xem xét kiểm tra các báo cáo, tính toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

2. Trường hợp giá bán lẻ điện bình quân cần điều chỉnh giảm mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam không điều chỉnh giảm, Bộ Công Thương có trách nhiệm yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam điều chỉnh giảm giá bán lẻ điện bình quân.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm thực hiện theo yêu cầu của Bộ Công Thương trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu.

3. Nếu phát hiện có sai sót trong kết quả tính toán giá điện theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều 5 và điểm a khoản 1 Điều 6 Nghị định này, Bộ Công Thương có trách nhiệm yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam dừng điều chỉnh hoặc điều chỉnh lại giá bán lẻ điện bình quân. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm thực hiện theo yêu cầu của Bộ Công Thương trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu.

Mục 2. THỜI GIAN ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN

Điều 8. Thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân

Thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân tối thiểu là 03 tháng kể từ lần điều chỉnh giá điện gần nhất.

THE GOVERNMENT OF VIETNAM
-------

SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM
Independence - Freedom - Happiness
----------------

No. 72/2025/ND-CP

Hanoi, March 28, 2025

 

DECREE

ON MEANS AND INTERVAL FOR ADJUSTING AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICES

Pursuant to the Law on Government Organization dated February 18, 2025;

Pursuant to the Law on Electricity dated November 30, 2024;

At request of the Minister of Industry and Trade;

The Government promulgates Decree on means and interval for adjusting average electricity retail prices.

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope and regulated entities

1. This Decree elaborates Point a Clause 3 Article 50 and Point c Clause 2 Article 52 of the Law on Electricity, including:

a) Point a Clause 3 Article 50 on means and interval for adjusting electricity retail prices;

b) Point c Clause 2 Article 52 on electricity retail price promptly reflected and adjusted in accordance with practical deviation of input parameters to compensate for reasonable and valid expenses and reasonable profits so as to preserve and develop business capital of enterprises in a manner that is appropriate to socio-economic conditions from time to time and levels of the competitive electricity market;

2. This Decree applies to agencies, organizations, and individuals engaged in electricity operations and electricity use.

Article 2. Definitions

In this Decree, terms below are construed as follows:

1. Electricity buyer (hereinafter referred to as “the Buyer”) means Vietnam Electricity (EVN) and Power Corporations affiliated to EVN.

2. Electricity seller (hereinafter referred to as “the Seller”) means an electric utility, organization, or individual implementing power purchase agreement (PPA) and entering into PPA with the Buyer.

3. Average electricity retail price means electricity retail price determined on the basis of totaling electricity production and sale expenditure and average profit for 1 kWh of commercial electricity from time to time

4. Applicable average electricity retail price means the average electricity retail price applicable on the date on which electricity price adjustment is considered.

5. Average electricity retail price bracket (hereinafter referred to as “price bracket”) means a range between the minimum electricity retail price and the maximum electricity retail price.

6. Year N means the year in which average electricity retail price is developed in accordance with this Decree.

7. Basic input parameters in electricity generation means factors that directly affect electricity generation prices, are beyond control of electricity entities, and include fuel costs, foreign exchange rate, electricity generation structure and market electricity purchase price where market electricity purchase price is paid to electric utilities engaged in electricity market in accordance with regulations on electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade.

Chapter II

MEANS AND INTERVAL FOR ADJUSTING AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICES

Section 1. MEANS FOR ADJUSTING AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICES

Article 3. Principles of adjustment of average electricity retail prices

1. On an annual basis, after EVN discloses electricity production costs of year N-2, average electricity retail prices of year N shall be taken into consideration and adjusted by objective fluctuations of input parameters of all stages (generation, transmission, distribution – retail, load dispatch and market regulation, auxiliary services for electrical system and industry coordination – management) and allocation of other costs that have not been included in electricity price.

2. On an annual basis, average electricity retail prices shall be considered for adjustment on the basis of updating electricity generation costs, electricity purchase costs from power plants that provide auxiliary services based on basic input parameters in generation and other costs that have not been included in electricity price.

3. Where average electricity retail prices drop by at least 1% relative to current average electricity retail prices, electricity prices shall be adjusted accordingly.

4. Where average electricity retail prices increase by at least 2% relative to current average electricity retail prices, electricity prices shall be adjusted accordingly.

5. Average electricity retail prices shall be calculated in accordance with Article 4 hereof. Where calculated average electricity retail prices are outside the price bracket, average electricity retail prices shall be so adjusted to not fall outside the price bracket. EVN may increase or decrease average electricity retail prices within the price bracket via means detailed under Article 5 and Article 6 hereof.

Where average electricity retail prices must be increased by at least 10% relative to current average electricity retail prices, the Ministry of Industry and Trade shall take charge and cooperate with relevant ministries, agencies in examining, reviewing ,and requesting the Government to consider and decide. When necessary, the Ministry of Industry and Trade shall cooperate with relevant ministries, agencies in reporting to Steering Committee for Price Regulation before reporting to the Government.

6. Adjustment to average electricity retail prices shall be so implemented to maintain transparency.

Article 4. Methods for developing average electricity retail prices

1. Average electricity retail prices shall be determined on the basis of electricity generation costs, purchase costs for electricity transmission, distribution - retail, load dispatch and market regulation services, costs of auxiliary services for electrical system, costs for industry coordination - management, other allocated costs, and only costs that directly serve electricity production and supply incurred by EVN to ensure operating capability, electricity supply, and investment demands under approved planning and on the basis of taking into account price deductibles as per the law.

2. Average electricity retail prices of year N (GBQ) is determined using the formula below:

Where:

a) CPĐ: Total costs for generation stage of year N (VND), determined using the formula below:

CPĐ = CTTĐ + CĐMT + CBOT + CTTN + CNLTT + CNK

Where:

CTTĐ: Total electricity purchase costs of year N (VND) directly from power plants directly and indirectly engaged in electricity market;

CĐMT: Total costs and profits of year N (VND) from strategic multipurpose hydropower plants and other dependent keep-business-account units that have not engaged in competitive electricity market of EVN, where total costs are determined in accordance with regulations promulgated by the Ministry of Industry and Trade;

CBOT: Total electricity purchase costs of year N (VND) from BOT power plants;

CTTN: Total electricity purchase costs of year N (VND) from small-scale renewable energy power plants;

CNLTT: Total electricity purchase costs of year N (VND) from power plants using renewable energy and new energy, including electricity storage system;

CNK: Total electricity purchase costs of year N (VND) via electricity import;

b) CDVPT: Total costs incurred by power plants providing auxiliary services for electrical system of year N (VND), including test run costs for power plants;

c) CTT: Total purchase costs for electricity transmission services of year N (VND);

d) CPP-BL: Total electricity distribution – retail costs and profit standards of year N (VND), including costs for mobilizing backup generators of electricity users to provide additional supply for national electrical system in case of emergency situations threatening electricity supply assurance;

đ) Cchung: Total industry coordination – management costs and profits of year N (VND);

e) CĐĐ: Total purchase costs for electrical system regulation and operation services and electricity market regulation services of year N (VND);

g) Ckhac: Total other costs that have not been included in electricity prices, which are costs calculated but not included in electricity prices, include rate differences after evaluation that have not been allocated, rate differences that have not been recorded and paid to power plants in accordance with PPA, calculated and distributed to average electricity retail prices of year N (VND);

h) ATP: Total commercial electrical production of year N (kWh).

3. Costs for purchasing electricity from the Seller shall conform to regulations on level-based electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade and PPA signed by the Seller and the Buyer.

4. Electricity transmission service costs, electricity distribution - retail service costs, electrical system regulation and operation and electricity market operation service costs, costs incurred by power plants to provide auxiliary services for electrical system, industry operation - management costs determined by adding up costs and profits of electricity transmission, electricity distribution - retail, electrical system regulation and electricity market operation, power plants providing auxiliary services for electrical system, industry coordination - management of EVN shall conform to regulations promulgated by the Ministry of Industry and Trade for each level of electricity market. Price deductibles shall be determined on the basis of data under audited financial statement.

5. Standard profits of year N (LNN) in calculation of average electricity retail prices (VND) of electricity distribution - retail; industry coordination - management; strategic multipurpose hydropower plants and other dependent keep-in-business power plants that have not engaged in competitive electricity market of EVN shall be determined using the formula below:

Where:

 : Equity (VND) of electricity distribution ; retail; industry coordination - management; strategic multipurpose hydropower plants and dependent keep-in-business power plants that have not engaged in competitive electricity market of EVN for electrical production and sale on December 31 (or June 30 if data is not available on December 31) of year N-1;

ROEN : Return on equity (%) not lower than the average 6-month interbank rates posted on website of State Bank of Vietnam of the year N-2;

 : Corporate income tax rate in calculation of average electricity retail prices (%) according to Clause 1 Article 10 of the Law on Corporate Income Tax which is 20% and will be updated in case of amendment to corporate income tax laws.

Article 5. Annual adjustment to average electricity retail prices

1. On the basis of electricity supply and electrical system operation plan of year N promulgated by the Ministry of Industry and Trade, electrical production and sale costs of the year N-2 of EVN, estimated electrical production and sale results of the year N-1 (if electrical production and sale costs of the year N-1), before January 25 of the year N, EVN shall calculate average electricity retail prices using formula under Clause 2 Article 4 hereof, fulfill requirements pertaining to documents under Clause 2 of this Article, and:

a) Where average electricity retail prices drop by at least 1% relative to current average electricity retail prices, EVN has the responsibility to reduce average electricity retail prices accordingly. Within 5 working days from the date on which adjustment is made, EVN has the responsibility to file written reports to the Ministry of Industry and Trade;

b) Where average electricity retail prices increase by 2% to less than 5% relative to current average electricity retail prices, EVN shall submit average electricity retail price plans to the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the date on which Ministry of Industry and Trade receives average electricity retail price plans submitted by EVN, Ministry of Industry and Trade has the responsibility to respond in writing. EVN shall decide adjustment to average electricity retail prices after Ministry of Industry and Trade has responded. Within 5 working days from the date on which adjustment is made, EVN has the responsibility to file written reports to the Ministry of Industry and Trade;

c) Where average electricity retail prices increase by 5% to less than 10% relative to current average electricity retail prices, EVN may increase average electricity retail prices accordingly after reporting to and obtaining approval from the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the date on which the Ministry of Industry and Trade receives average electricity retail price plans submitted by the EVN, the Ministry of Industry and Trade has the responsibility to respond in writing to enable EVN to implement. Within 5 working days from the date on which adjustment is made, EVN has the responsibility to file written reports to the Ministry of Industry and Trade;

d) Where average electricity retail prices increase by at least 10% relative to current average electricity retail price, on the basis of average electricity retail price plans submitted by the EVN, the Ministry of Industry and Trade shall inspect, review, and solicit relevant ministries, agencies for feedback. On the basis of feedback of relevant ministries and agencies, the Ministry of Industry and Trade shall consolidate and report to the Government. When necessary, the Ministry of Industry and Trade shall cooperate with relevant ministries, agencies in reporting to Steering Committee for Price Regulation before reporting to the Government.

2. Annual average electricity retail price plans submitted by the EVN consist of:

a) Official Dispatch reporting annual average electricity retail price plans of EVN, which consists of analysis, evaluation of electrical production costs of all stages;

b) Attachments of the Official Dispatch reporting annual average electricity retail price plans of EVN include: rules in calculating costs of individual stages (electricity generation, electricity transmission, electricity distribution - retailing, electrical system regulation and electrical market operation, industry coordination - management), which include rules of estimating input parameters such as foreign exchange rates, domestic fuel costs and imported fuel costs, costs of power plants to enter operation in calculating year without PPA; schedules summarizing calculation results of each stage; schedules detailing calculation data of each stage; documents, files used as the basis for calculation; presentation of costs and unit prices used in calculation of estimated costs of year N of all stages (if any); presentation of electrical production and sale costs that have not been included in electricity retail prices but have been included in wholesale price of electricity production of which remaining balance is expected to be included in average electricity retail prices of year N; evaluation report on impact of electricity price adjustment to electricity purchase costs incurred by electricity users.

Article 6. Adjustment to average electricity retail prices in the year

1. Prior to the 25th of the first month of the II Quarter, the III Quarter, and the IV Quarter, EVN shall determine commercial electrical production in practice of the previous quarter and total commercial electrical production accumulated since the beginning of the year, estimation of commercial electrical production of remaining months in the year; determination of electricity generation costs of the previous Quarter, electricity generation costs accumulated since the beginning of the year (including costs for purchasing electricity from power plants providing auxiliary services), estimation of costs of electricity generation stage of remaining months in the year based on basic input parameters in electricity generation, include other costs not included in average electricity retail prices in order to re-calculate average electricity retail prices using formula under Clause 2 Article 4 hereof (with other parameters unchanged), proceed with document requirements under Clause 2 of this Article, and proceed as follows:

a) Where average electricity retail prices drop by at least 1% relative to current average electricity retail prices, EVN has the responsibility to reduce average electricity retail prices accordingly. Within 5 working days from the date on which adjustment is made, EVN has the responsibility to file written reports to the Ministry of Industry and Trade;

b) Where average electricity retail prices increase by 2% to less than 5% relative to current average electricity retail prices, EVN shall submit average electricity retail price plans to the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the date on which Ministry of Industry and Trade receives average electricity retail price plans submitted by EVN, Ministry of Industry and Trade has the responsibility to respond in writing. EVN shall decide adjustment to average electricity retail prices after Ministry of Industry and Trade has responded. Within 5 working days from the date on which adjustment is made, EVN has the responsibility to file written reports to the Ministry of Industry and Trade;

c) Where average electricity retail prices increase by 5% to less than 10% relative to current average electricity retail prices, EVN may increase average electricity retail prices accordingly after reporting to and obtaining approval from the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the date on which the Ministry of Industry and Trade receives average electricity retail price plans submitted by the EVN, the Ministry of Industry and Trade has the responsibility to respond in writing to enable EVN to implement. Within 5 working days from the date on which adjustment is made, EVN has the responsibility to file written reports to the Ministry of Industry and Trade;

d) Where average electricity retail prices increase by at least 10% relative to current average electricity retail price, on the basis of average electricity retail price plans submitted by the EVN, the Ministry of Industry and Trade shall inspect, review, and solicit relevant ministries, agencies for feedback. On the basis of feedback of relevant ministries and agencies, the Ministry of Industry and Trade shall consolidate and report to the Government. When necessary, the Ministry of Industry and Trade shall cooperate with relevant ministries, agencies in reporting to Steering Committee for Price Regulation before reporting to the Government.

2. Average electricity retail price plans for the year submitted by the EVN consist of:

a) Official Dispatch reporting average electricity retail price plans in the year of EVN, which contains analysis and evaluation of costs for electricity generation stage of the previous Quarter;

b) Attachments of the Official Dispatch reporting average electricity retail price plans of EVN include: rules in calculating costs of electricity generation stage, which include rules of estimating input parameters such as foreign exchange rates, domestic fuel costs and imported fuel costs, costs of power plants to enter operation in calculating year without PPA; schedules summarizing calculation results and calculating data of electricity generation stage; documents, files used as the basis for calculation; presentation of costs and unit prices used in calculation of estimated costs of year N of generation stage (if any); presentation of electrical production and sale costs that have not been included in electricity retail prices but have been included in wholesale price of electricity production of which remaining balance is expected to be included in average electricity retail prices of year N; evaluation report on impact of electricity price adjustment to electricity purchase costs incurred by electricity users.

Article 7. Inspection of adjustment to average electricity retail prices

1. Where the EVN adjusts average electricity retail prices in accordance with Point a Clause 1 Article 5 and Point a Clause 1 Article 6 hereof or where EVN submits electricity retail price to the Ministry of Industry and Trade in accordance with Point d Clause 1 Article 5 and Point d Clause 1 Article 6 hereof, the Ministry of Industry and Trade shall take charge and cooperate with relevant ministries and agencies in reviewing reports and calculations made by the EVN.

2. Where average electricity retail prices must be decreased and the EVN fails to decrease average electricity retail prices, the Ministry of Industry and Trade has the responsibility to request the EVN to decrease average electricity retail prices accordingly.

The EVN has the responsibility to comply with request of the Ministry of Industry and Trade within 5 working days from the date on which they receive the request.

3. Where errors are found in calculation results under Point a Clause 1 Article 5 and Point a Clause 1 Article 6 hereof, the Ministry of Industry and Trade has the responsibility to request EVN to cease adjustment or re-adjust average electricity retail prices. The EVN has the responsibility to comply with request of the Ministry of Industry and Trade within 5 working days from the date on which they receive the request.

Section 2. INTERVAL FOR ADJUSTING AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICES

Article 8. Interval for adjusting average electricity retail prices

Minimum interval between adjustment of average electricity retail prices shall be 3 months since the last adjustment to average electricity retail prices.

Chapter III

IMPLEMENTATION

Article 9. Organizing implementation

1. Ministry of Industry and Trade has the responsibility to:

a) guide EVN to calculate average electricity retail prices in accordance with Article 4 hereof;

b) take charge of examination under Article 7 hereof.

2. Related ministries and agencies have the responsibility to:

a) The Ministry of Industry and Trade has the responsibility to cooperate with Ministry of Industry and Trade implementing this Decree as price regulating authority;

b) Relevant ministries, agencies shall provide feedback, participate, and cooperate in relevant details within their jurisdiction, functions, and duties as per the law.

3. EVN has the responsibility to:

a) calculate average electricity retail prices in accordance with Article 4, Article 5, and Article 6 hereof and send reports on average electricity retail price plans to the Ministry of Industry and Trade;

b) adjust average electricity retail prices and send adjustment reports to competent authorities in accordance with Article 5 and Article 6 hereof.

Article 10. Entry into force

This Decree comes into force from the date of signing.

 

ON BEHALF OF THE GOVERNMENT
PP. PRIME MINISTER
DEPUTY PRIME MINISTER




Bui Thanh Son

Bài viết liên quan

1 127 lượt xem
Trang trước
Chia sẻ
Trang sau