Tìm kiếm
Quyết định 05/2024/QĐ-TTg quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ ban hành
| Số hiệu: | 05/2024/QĐ-TTg | Loại văn bản: | Quyết định |
| Nơi ban hành: | Thủ tướng Chính phủ | Người ký: | Lê Minh Khái |
| Ngày ban hành: | 26/03/2024 | Ngày hiệu lực: | 15/05/2023 |
| Ngày công báo: | 08/04/2024 | Số công báo: | Từ số 491 đến số 492 |
| Lĩnh vực: | Tài chính nhà nước, Tài nguyên - Môi trường | Tình trạng: | Còn hiệu lực |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Nguyên tắc điều chỉnh giá bán điện bình quân từ ngày 15/5/2024
Nguyên tắc điều chỉnh giá bán điện bình quân như sau:
- Hằng năm, sau khi kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, giá bán 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 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.
- Trong năm, giá bán 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.
- Khi giá bán điện bình quân giảm từ 1% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh giảm tương ứng.
- Khi giá bán điện bình quân tăng từ 3% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh tăng.
- Thời gian điều chỉnh giá bán điện bình quân tối thiểu là 03 tháng kể từ lần điều chỉnh giá điện gần nhất.
- Giá bán điện bình quân được tính toán theo quy định tại Điều 4 Quyết định này. Trường hợp giá bán 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 điện bình quân trong phạm vi khung giá theo cơ chế quy định tại Điều 5 và Điều 6 Quyết định này.
Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn giá bán điện bình quân hiện hành từ 10% trở lên hoặc ảnh hưởng đến tình hình kinh tế vĩ mô, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan kiểm tra, rà soát và báo cáo Thủ tướng 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 Thủ tướng Chính phủ.
- Việc điều chỉnh giá bán điện bình quân phải thực hiện công khai, minh bạch.
Văn bản tiếng việt
Quyết định 05/2024/QĐ-TTg (Bản Word)
Quyết định 05/2024/QĐ-TTg (Bản Pdf)
Văn bản tiếng anh
|
THỦ TƯỚNG CHÍNH PHỦ |
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM |
|
Số: 05/2024/QĐ-TTg |
Hà Nội, ngày 26 tháng 3 năm 2024 |
QUY ĐỊNH VỀ CƠ CHẾ ĐIỀU CHỈNH MỨC GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN
Căn cứ Luật Tổ chức Chính phủ ngày 19 tháng 6 năm 2015; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Tổ chức Chính phủ và Luật Tổ chức chính quyền địa phương ngày 22 tháng 11 năm 2019;
Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực ngày 20 tháng 11 năm 2012; Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Đầu tư công, Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công tư, Luật Đầu tư, Luật Nhà ở, Luật Đấu thầu, Luật Điện lực, Luật Doanh nghiệp, Luật Thuế tiêu thụ đặc biệt và Luật Thi hành án dân sự ngày 11 tháng 01 năm 2022;
Căn cứ Luật Giá ngày 20 tháng 6 năm 2012;
Căn cứ Nghị định số 137/2013/NĐ-CP ngày 21 tháng 10 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Điện lực và Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực;
Căn cứ Nghị định số 177/2013/NĐ-CP ngày 14 tháng 11 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Giá; Nghị định số 149/2016/NĐ-CP ngày 11 tháng 11 năm 2016 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 177/2013/NĐ-CP ngày 14 tháng 11 năm 2013 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Giá;
Theo đề nghị của Bộ trưởng Bộ Công Thương;
Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân.
Trong Quyết định này, các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Giá bán điện bình quân là mức giá bán lẻ điện bình quân trong phạm vi khung giá của mức giá bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ quy định.
2. Giá bán điện bình quân hiện hành là mức giá bán lẻ điện bình quân đang áp dụng tại thời điểm xem xét điều chỉnh giá điện.
3. Bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các Tổng công ty Điện lực.
4. Bên bán điện là các đơn vị phát điện, tổ chức, cá nhân thực hiện hợp đồng mua bán điện có ký hợp đồng mua bán điện với Bên mua điện.
5. Năm N là năm giá bán điện bình quân được xây dựng theo quy định tại Quyết định này.
6. Khung giá là khoảng giới hạn giữa mức giá tối thiểu và mức giá tối đa của mức giá bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ quy định.
7. Thông số đầu vào cơ bản trong khâu phát điện là các yếu tố có tác động trực tiếp đến chi phí phát điện mà đơn vị điện lực không có khả năng kiểm soát, bao gồm giá nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ, cơ cấu sản lượng điện phát và chi phí mua điện trên thị trường điện, trong đó chi phí mua điện trên thị trường điện là chi phí thanh toán cho các đơn vị phát điện tham gia thị trường điện theo quy định vận hành thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành.
Điều 3. Nguyên tắc điều chỉnh giá bán điện bình quân
1. Hằng năm, sau khi kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, giá bán 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 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 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 điện bình quân giảm từ 1% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh giảm tương ứng.
4. Khi giá bán điện bình quân tăng từ 3% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành thì giá điện được phép điều chỉnh tăng.
5. Thời gian điều chỉnh giá bán điện bình quân tối thiểu là 03 tháng kể từ lần điều chỉnh giá điện gần nhất.
6. Giá bán điện bình quân được tính toán theo quy định tại Điều 4 Quyết định này. Trường hợp giá bán 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 điện bình quân trong phạm vi khung giá theo cơ chế quy định tại Điều 5 và Điều 6 Quyết định này.
Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn giá bán điện bình quân hiện hành từ 10% trở lên hoặc ảnh hưởng đến tình hình kinh tế vĩ mô, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan kiểm tra, rà soát và báo cáo Thủ tướng 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 Thủ tướng Chính phủ.
7. Việc điều chỉnh giá bán điện bình quân phải thực hiện công khai, minh bạch.
Điều 4. Phương pháp lập giá bán điện bình quân
1. Giá bán 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 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 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 + CTĐN + CNLTT + CNK
Trong đó:
CTTĐ: Tổng chi phí mua điện năm N từ các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện (đồng);
CĐMT: Tổng chi phí và lợi nhuận định mức năm N từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và hạch toán phụ thuộc (đồng);
CBOT: Tổng chi phí mua điện năm N từ các nhà máy điện BOT (đồng);
CTĐN: Tổng chi phí mua điện năm N từ các nhà máy thủy điện nhỏ (đồng);
CNLTT: Tổng chi phí mua điện năm N từ các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới (đồng);
CNK: Tổng chi phí mua điện năm N từ nhập khẩu điện (đồng);
b) CDVPT: Tổng chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện năm N, bao gồm cả chi phí chạy thử nghiệm của các nhà máy điện (đồng);
c) CTT: Tổng chi phí mua dịch vụ truyền tải điện năm N (đồng);
d) CPP-BL: Tổng chi phí mua dịch vụ phân phối - bán lẻ điện năm N (đồng);
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 hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực năm N (đồng);
g) Ckhác: 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, được tính toán phân bổ vào giá bán 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 hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, chi phí các nhà máy 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 hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, các nhà máy 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. Các khoản giảm trừ giá thành được xác định trên cơ sở số liệu tại Báo cáo tài chính đã được kiểm toán.
Điều 5. Cơ chế điều chỉnh giá bán 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, kết quả kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2 theo quy định tại Điều 7 Quyết định này, ước kết quả sản xuất kinh doanh điện năm N-1 (trong trường hợp chưa có kết quả kiểm tra 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 điện bình quân theo công thức quy định tại khoản 2 Điều 4 Quyết định này và thực hiện yêu cầu về hồ sơ theo quy định tại khoản 2 Điều này:
a) Trường hợp giá bán điện bình quân tính toán giảm từ 1% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm giảm giá bán 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 chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan để kiểm tra, giám sát.
b) Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 3% đến dưới 5% so với giá bán điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định điều chỉnh tăng giá bán 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 lập hồ sơ báo cáo Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan để kiểm tra, giám sát.
c) Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 5% đến dưới 10% so với giá bán điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được phép điều chỉnh tăng giá bán 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 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.
d) Trường hợp giá bán điện bình quân cần điều chỉnh tăng từ 10% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành hoặc ảnh hưởng đến tình hình kinh tế vĩ mô, 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 Bộ Tài chính và các Bộ, cơ quan liên quan. Trên cơ sở ý kiến góp ý của Bộ Tài chính và các Bộ, cơ quan liên quan, Bộ Công Thương tổng hợp, báo cáo Thủ tướng 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 Thủ tướng Chính phủ.
2. Hồ sơ phương án giá bán điện bình quân hàng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam bao gồm:
a) Công văn báo cáo về phương án giá bán 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 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 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 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 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.
c) Toàn bộ hồ sơ phương án giá bán điện bình quân được lưu vào thiết bị lưu trữ dữ liệu gửi kèm theo báo cáo về phương án giá bán điện bình quân hằng năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 6. Cơ chế điều chỉnh giá bán 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 điện để tính toán lại giá bán điện bình quân theo công thức quy định tại khoản 2 Điều 4 Quyết định này (các thông số khác giữ nguyên không thay đổi) và thực hiện yêu cầu về hồ sơ theo quy định tại khoản 2 Điều này:
a) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán điện bình quân tính toán thấp hơn từ 1% trở lên so với giá bán điện bình quân hiện hành, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm điều chỉnh giảm giá bán 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 chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan để kiểm tra, giám sát.
b) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn so với giá bán điện bình quân hiện hành từ 3% đến dưới 5%, Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định điều chỉnh tăng giá bán 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 lập hồ sơ báo cáo Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các Bộ, cơ quan liên quan để kiểm tra, giám sát.
c) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn so với giá bán điện bình quân hiện hành từ 5% đến dưới 10%, Tập đoàn Điện lực Việt Nam được phép điều chỉnh tăng giá bán 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 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.
d) Trường hợp sau khi tính toán cập nhật, giá bán điện bình quân cần điều chỉnh cao hơn so với giá bán điện bình quân hiện hành từ 10% trở lên hoặc ảnh hưởng đến tình hình kinh tế vĩ mô, 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 Bộ Tài chính và các Bộ, cơ quan liên quan. Trên cơ sở ý kiến góp ý của Bộ Tài chính và các Bộ, cơ quan liên quan, Bộ Công Thương tổng hợp, báo cáo Thủ tướng 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 Thủ tướng Chính phủ.
2. Hồ sơ phương án giá bán điện bình quân trong năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam bao gồm:
a) Công văn báo cáo về phương án giá bán 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 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 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 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.
c) Toàn bộ hồ sơ phương án giá bán điện bình quân trong năm được lưu vào thiết bị lưu trữ dữ liệu gửi kèm theo báo cáo về phương án giá bán điện bình quân trong năm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
1. Kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện hằng năm
a) Hằng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi Bộ Công Thương Báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện đã được kiểm toán do đơn vị kiểm toán độc lập thực hiện. Căn cứ Báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện, báo cáo tài chính của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã được cơ quan kiểm toán độc lập kiểm toán theo quy định, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện, với sự tham gia của Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp, Ủy ban Trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam, Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam, các cơ quan Nhà nước và các hiệp hội có liên quan. Trong trường hợp cần thiết, Bộ Công Thương yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam thuê tư vấn độc lập để thẩm tra Báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các đơn vị thành viên;
b) Trong thời hạn 30 ngày sau khi kết thúc kiểm tra, Bộ Công Thương công bố công khai kết quả kiểm tra. Kết quả kiểm tra được công bố công khai trên trang Thông tin điện tử của Bộ Công Thương;
c) Các nội dung kiểm tra, giám sát và công bố công khai bao gồm: chi phí thực tế thực hiện các khâu (phát điện, truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, điều hành - quản lý ngành) và các khoản chi phí khác quy định tại khoản 2 Điều 4 Quyết định này; giá bán lẻ điện bình quân thực hiện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam; kết quả kinh doanh lỗ, lãi về hoạt động sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam; các chi phí chưa được tính vào giá điện từ lần điều chỉnh gần nhất nhưng được hạch toán vào giá thành sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam; các chi phí chưa được tính vào giá thành sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Kiểm tra điều chỉnh giá điện
a) Trường hợp Tập đoàn Điện lực Việt Nam quyết định điều chỉnh giá bán điện bình quân theo quy định tại điểm a, điểm b khoản 1 Điều 5 và điểm a, điểm b khoản 1 Điều 6 Quyết 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 Quyết định này, Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với Bộ Tài chính và các Bộ, cơ quan liên quan xem xét kiểm tra các báo cáo, tính toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
b) Trường hợp giá bán 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 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;
c) Nếu phát hiện có sai sót trong kết quả tính toán giá điện theo quy định tại điểm a, điểm b khoản 1 Điều 5 và điểm a, điểm b khoản 1 Điều 6 Quyết 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 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.
1. Bộ Công Thương có trách nhiệm:
a) Hướng dẫn Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán giá bán điện bình quân theo quy định tại Điều 4 Quyết định này;
b) Thực hiện việc điều chỉnh giá điện theo quy định tại Điều 5 và Điều 6 Quyết định này;
c) Chủ trì kiểm tra, giám sát theo quy định tại Điều 7 Quyết định này.
2. Các Bộ, cơ quan liên quan có trách nhiệm:
a) Bộ Tài chính phối hợp với Bộ Công Thương thực hiện Quyết định này với vai trò là cơ quan quản lý nhà nước về giá;
b) Các Bộ, cơ quan liên quan có ý kiến tham gia, phối hợp đối với các nội dung liên quan trong phạm vi được phân công quản lý theo chức năng, nhiệm vụ được giao và quy định của pháp luật;
3. Tổng cục Thống kê có trách nhiệm đánh giá tác động của việc điều chỉnh giá điện đến kinh tế vĩ mô.
4. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Thực hiện tính toán giá bán điện bình quân theo quy định tại Điều 4, Điều 5 và Điều 6 Quyết định này và gửi 01 bộ hồ sơ báo cáo phương án giá bán điện bình quân tới Bộ Công Thương;
b) Thực hiện điều chỉnh giá bán điện bình quân, gửi các báo cáo để cơ quan có thẩm quyền kiểm tra, giám sát theo quy định tại Điều 5 và Điều 6 Quyết định này;
c) Cung cấp các số liệu có liên quan để Tổng cục Thống kê đánh giá tác động của việc điều chỉnh giá điện đến kinh tế vĩ mô;
d) Gửi Báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện theo quy định tại Điều 7 Quyết định này.
1. Quyết định này có hiệu lực thi hành từ ngày 15 tháng 5 năm 2024, thay thế Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30 tháng 6 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân.
2. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
|
KT. THỦ TƯỚNG |
|
THE PRIME MINISTER |
THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM |
|
No. 05/2024/QD-TTg |
Hanoi, March 26, 2024 |
PRESCRIBING MECHANISM FOR ADJUSTMENT OF AVERAGE RETAIL ELECTRICITY PRICES
Pursuant to the Law on Government Organization dated June 19, 2015; Pursuant to the Law dated November 22, 2019 on Amendments to some Articles of the Law on Government Organization and Law on Local Government Organization;
Pursuant to the Law on Electricity dated December 03, 2004; the Law dated November 20, 2012 on amendments to the Law on Electricity; Law January 11, 2022 on amendments to certain Articles of the Law on Public Investment, the Law on Public-Private Partnership Investment, the Law on Investment, the Law on Housing, the Law on Bidding, the Law on Electricity, the Law on Enterprises, the Law on Special Excise Duties and the Law on Civil Judgment Enforcement;
Pursuant to the Law on Prices dated June 20, 2012;
Pursuant to the Government’s Decree No. 137/2013/ND-CP dated October 21, 2013 elaborating a number of Articles of the Law on Electricity and the Law on amendments to the Law on Electricity;
Pursuant to the Government’s Decree No. 177/2013/ND-CP dated November 14, 2013 on elaboration and guidelines for the implementation of certain Articles of the Law on Prices; the Government’s Decree No. 149/2016/ND-CP dated November 11, 2016 on amendments to the Government’s Decree No. 177/2013/ND-CP dated November 14, 2013 on elaboration and guidelines for the implementation of certain Articles of the Law on Prices;
At the request of the Minister of Industry and Trade;
The Prime Minister hereby promulgates a Decision to provide for the mechanism for adjustment of average retail electricity prices.
Article 1. Scope and regulated entities
1. This Decision introduces the mechanism for adjustment of average retail electricity prices.
2. This Decision applies to organizations and individuals who participate in electricity-related activities and use of electricity.
For the purposes of this Decision, the terms below shall be construed as follows:
1. “average electricity price” means an average retail price of electricity within the bracket of average retail electricity price defined by the Prime Minister.
2. “current average electricity price” means the average price of electricity applied at the time when adjustment of electricity price is under consideration.
3. “electricity purchasers” are Vietnam Electricity and power corporations.
4. “electricity seller” means any electricity generation unit, organization or individual executing power purchase agreements that sign a power purchase agreement with the electricity purchaser.
5. “year N” means the year in which the average electricity price is set as prescribed in this Decision.
6. “bracket of electricity price” means the range of average retail electricity prices between the minimum price and the maximum price stipulated by the Prime Minister.
7. “basic input parameters in electricity generation” mean the factors that directly impact the cost of electricity generation beyond the control of an electric utility, including: fuel prices, exchange rates, structure of the production of electricity delivered and payments for purchase of electricity in the electricity market. The payments for purchase of electricity in the electricity market mean the payments made to electric utilities participating in the electricity market according to regulations on electricity market operation promulgated by the Ministry of Industry and Trade.
Article 3. Principles of adjustment of average retail electricity prices
1. Upon the annual inspection of the electricity production and business costs in year N-2 of the Vietnam Electricity (EVN), the average electricity price in year N shall be considered and adjusted according to the unforeseen change in input parameters of all phases (including generation, transmission, distribution - retail, load dispatching, regulation of electricity market transactions, ancillary services for power system and administration) and other costs not yet included in the electricity price.
2. The average electricity price shall be considered and adjusted in the year by way of updating costs of electricity generation and payments for purchase of electricity from power plants providing ancillary services according to the basic input parameters in electricity generation and other costs not yet included in the electricity price.
3. When the average electricity price is reduced by 1% or more, compared to the current average electricity price, the electricity price can be reduced correspondingly.
4. When the average electricity price is increased by 3% or more, compared to the current average electricity price, the electricity price can be increased correspondingly.
5. The average electricity price may be adjusted after a period of at least 03 months as from the latest adjustment thereof.
6. The average retail electricity price is calculated as prescribed in Article 4 of this Decision. In case the calculated average electricity price is outside the price bracket, it shall only be considered and adjusted within the price bracket as prescribed by the Prime Minister. EVN is entitled to increase or reduce the average retail electricity price within the price bracket according to the mechanism specified in Articles 5 and 6 of this Decision.
If the average electricity price needs to be increased by 10% or more, compared to the current average electricity price or the increase impacts the macroeconomic status, the Ministry of Industry and Trade shall preside over and cooperate with related Ministries and agencies in carrying out inspection and review, and submitting a report thereon to the Prime Minister for his consideration and opinions. Where necessary, the Ministry of Industry and Trade shall cooperate with related Ministries and agencies in submitting a report to the Price Administration Steering Committee before submitting it to the Prime Minister.
7. The adjustment of the average electricity price must be transparent and disclosed to the public.
Article 4. Methods of setting average electricity prices
1. The average electricity price shall be set according to costs of electricity generation, costs of purchase of services for electricity transmission, electricity distribution - retail, load dispatching and regulation of electricity market transactions of the power system, costs of ancillary services for power system, administrative costs and other costs, and inclusive of costs directly serving the electricity production and supply by EVN in order to ensure the operation and supply of electricity and meet investment needs under the approved plans, in which deductions must be taken into account when calculating the cost of each phase.
2. The average electricity price in the year N (GBQ) shall be determined using the following formula:
Where:
a) CPD: Total cost of electricity generation in year N (VND), which is determined according to the following formula:
CPD = CTTD + CDMT + CBOT + CTDN + CNLTT + CNK
Where:
CTTD: Total payment for purchase of electricity in the year N from the power plants that directly or indirectly participate in the electricity market (VND);
CDMT: Total payment for purchase of electricity and target profit in the year N from multi-purpose and financially dependent hydroelectric plants (VND);
CBOT: Total payment for purchase of electricity in the year N from BOT power plants (VND);
CTDN: Total payment for purchase of electricity in the year N from small hydroelectric plants (VND);
CNLTT: Total payment for purchase of electricity in the year N from power plants using renewable energy and new energy (VND);
CNK: Total payment for electricity purchase in the year N with regard to imported electricity (VND);
b) CDVPT: Total costs of power plants providing ancillary services for power system in the year N, including costs of trial operation of such power plants (VND);
c) CTT: Total cost of purchase of electricity transmission service in the year N (VND);
d) CPP-BL: Total cost of purchase of electricity distribution - retail service in the year N (VND);
dd) Cchung: Total administrative costs and target profit in the year N (VND);
e) CDD: Total cost of purchase of services for load dispatching and regulation of electricity market transactions in the year N (VND);
g) Ckhac: Total amount of other costs which are not included in the electricity price and are permitted to be included but not yet included in the electricity price, including undistributed exchange differences calculated and included in the average electricity price in the year N (VND);
h) ATP: Estimated total commercial electricity generation output in the year N (kWh)
3. Payments for purchase of electricity from the electricity seller shall be calculated according to the regulation on level-based operation of electricity market brought into force by the Ministry of Industry and Trade and according to the power purchase agreement signed between the electricity seller and electricity purchaser.
4. Costs of purchase of services for electricity transmission, electricity distribution - retail, load dispatching and regulation of electricity market transactions, costs of power plants providing ancillary services, costs of power plants providing ancillary services for the power system and administrative costs shall be determined according to the costs plus target profit from the phases of electricity transmission, electricity distribution - retail, load dispatching and regulation of electricity market transactions, power plants providing ancillary services for the power system and administration of EVN under regulations adopted by the Ministry of Industry and Trade. Deductions from the costs shall be determined according to the data in the audited financial statement.
Article 5. Mechanism for adjustment of annual average electricity price
1. Based on the plan for power supply and power system operation in the year N promulgated by the Ministry of Industry and Trade, the result of inspection of electricity production and business costs in the year N-2 as prescribed in Article 7 herein, and estimated result of electricity production and business in the year N-1 (in case the result of inspection of electricity production costs is unavailable), before January 25 of the year N, EVN shall calculate the average electricity price according to the formula mentioned in clause 2 Article 4 herein and comply with the documentation requirements specified under clause 2 of this Article:
a) Where the calculated average electricity price is reduced by 1% or more, compared to the current average electricity price, EVN shall reduce the average electricity price correspondingly. Within 05 working days from the date of the reduction, EVN shall compile a dossier and report to the Ministry of Industry and Trade, which will preside over and cooperate with related Ministries and agencies for inspection and supervision.
b) Where the average electricity price needs to be increased by 3% to less than 5%, compared to the current average electricity price, EVN shall decide to increase the average electricity price correspondingly. Within 05 working days from the date of the increase, EVN shall compile a dossier and report to the Ministry of Industry and Trade, which will preside over and cooperate with related Ministries and agencies for inspection and supervision.
c) Where the average electricity price needs to be increased by 5% to less than 10%, compared to the current average electricity price, EVN is permitted to increase the average electricity price correspondingly after submitting a report to and obtaining approval from the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the date of receiving sufficient electricity pricing planning documentation submitted by EVN, the Ministry of Industry and Trade shall give a written response to EVN for implementation thereof. Within 05 working days from the date of the increase, EVN shall submit a report to the Ministry of Industry and Trade.
d) Where the average electricity price needs to be increased by 10% or more, compared to the current average electricity price or impacts the macroeconomic status, the Ministry of Industry and Trade shall, according to the electricity pricing planning documentation submitted by EVN, preside over inspection and review of the documentation, and send it to the Ministry of Finance and related Ministries and agencies to seek their opinions. According to opinions of the Ministry of Finance and related Ministries and agencies, the Ministry of Industry and Trade shall consolidate them and report to the Prime Minister for his consideration and opinions. Where necessary, the Ministry of Industry and Trade shall cooperate with related Ministries and agencies in submitting a report to the Price Administration Steering Committee before submitting it to the Prime Minister.
2. Annual average electricity pricing planning documentation of EVN consists of:
a) An Official Dispatch on the annual average electricity pricing planning documentation of EVN, including analysis and assessment of electricity production and business costs in all phases;
b) Details of the Official Dispatch on the annual average electricity pricing planning documentation of EVN encompass principles of calculating cost of each phase (electricity generation, transmission, distribution - retail, load dispatching, regulation of electricity market transactions, administration), including the principle of anticipating such input parameters as foreign exchange rates, domestic fuel prices and imported fuel prices, prices of power plants expected to be put into operation in the year of calculation but in the presence of a power purchase agreement; table of summary of costs of each phase; table of detailed calculations of each phase; documents used as a basis for the calculation; description of cost norms and unit prices used to calculate estimated costs of the year N of each phase (if any); description of electricity production and business costs that have not been included in the electricity price but have been included in the electricity production price and the remaining balance expected to be included in the average electricity price in the year N; a report on assessment of impacts of electricity price adjustment on payments for electricity purchase of electricity users.
c) Average electricity pricing planning documentation shall be stored in a data storage device sent together with the report on annual electricity pricing planning documentation of EVN.
Article 6. Mechanism for adjustment of average electricity price in the year
1. Before 25th of the first month of 1st, 3rd and 4th Quarter, EVN shall determine the actual commercial electricity generation of the previous quarter, and total commercial electricity generation accrued from the beginning of year, estimated total commercial electricity generation of the remaining months in the year; determine the cost of electricity generation of the immediately preceding quarter, the cost of electricity generation accrued from the beginning of year (including the payments for purchase of electricity from power plants providing ancillary services), estimated cost of electricity generation of the remaining months in the year according to the basic input parameters in electricity generation, and update other costs not included in the electricity price so as to calculate the average electricity price by adopting the formula prescribed in clause 2 Article 4 herein (other parameters remain unchanged) and comply with the documentation requirements specified in clause 2 of this Article:
a) Where the calculated average electricity price is 1% or more lower than the current average electricity price after calculation, EVN shall reduce the average electricity price correspondingly. Within 05 working days from the date of the reduction, EVN shall compile a dossier and report to the Ministry of Industry and Trade, which will preside over and cooperate with related Ministries and agencies for inspection and supervision.
b) Where the average electricity price needs to be increased by 3% to less than 5%, compared to the current average electricity price after calculation, EVN shall decide to increase the average electricity price correspondingly. Within 05 working days from the date of the increase, EVN shall compile a dossier and report to the Ministry of Industry and Trade, which will preside over and cooperate with related Ministries and agencies for inspection and supervision.
c) Where the average electricity price needs to be increased by 5% to less than 10%, compared to the current average electricity price after calculation, EVN is permitted to increase the average electricity price correspondingly after submitting a report to and obtaining approval from the Ministry of Industry and Trade. Within 15 working days from the date of receiving sufficient electricity pricing planning documentation submitted by EVN, the Ministry of Industry and Trade shall give a written response to EVN for implementation thereof. Within 05 working days from the date of the increase, EVN shall submit a report to the Ministry of Industry and Trade.
d) Where the average electricity price, after calculation, needs to be increased by 10% or more, compared to the current average electricity price or impacts the macroeconomic status, the Ministry of Industry and Trade shall, according to the electricity pricing planning documentation submitted by EVN, preside over inspection and review of the documentation, and send it to the Ministry of Finance and related Ministries and agencies to seek their opinions. According to opinions of the Ministry of Finance and related Ministries and agencies, the Ministry of Industry and Trade shall consolidate them and report to the Prime Minister for his consideration and opinions. Where necessary, the Ministry of Industry and Trade shall cooperate with related Ministries and agencies in submitting a report to the Price Administration Steering Committee before submitting it to the Prime Minister.
2. Average electricity pricing planning documentation in the year of EVN consists of:
a) An Official Dispatch on the average electricity pricing planning documentation in the year of EVN, including analysis and assessment of costs of electricity generation of the immediately preceding quarter;
b) Details of the Official Dispatch on the annual average electricity pricing planning documentation of EVN encompass principles of calculating cost of each phase (electricity generation, transmission, distribution - retail, load dispatching, regulation of electricity market transactions, administration), including the principle of anticipating such input parameters as foreign exchange rates, domestic fuel prices and imported fuel prices, prices of power plants expected to be put into operation in the year of calculation but in the presence of a power purchase agreement; table of summary of costs of each phase; table of detailed calculations of each phase; documents used as a basis for the calculation; description of cost norms and unit prices used to calculate estimated costs of the year N of each phase (if any); description of electricity production and business costs that have not been included in the electricity price but have been included in the electricity production price and the remaining balance expected to be included in the average electricity price in the year N; a report on assessment of impacts of electricity price adjustment on payments for electricity purchase of electricity users.
c) Average electricity pricing planning documentation in the year shall be stored in a data storage device sent together with the report on annual electricity pricing planning documentation of EVN.
Article 7. Inspection and supervision
1. Inspection of annual electricity production and business costs
a) EVN shall submit to the Ministry of Industry and Trade an annual report on electricity production and business costs audited by an independent audit firm. According to the report on electricity production and business costs and financial statements of EVN and its subsidiaries audited by the independent audit firm as prescribed, the Ministry of Industry and Trade shall preside over and cooperate with the Ministry of Finance in inspecting the electricity production and business costs with the participation of the Commission for the Management of State Capital at Enterprises, Vietnamese Fatherland Front’s Central Committee, Vietnam Chamber of Commerce and Industry, regulatory bodies and related associations. Where necessary, the Ministry of Industry and Trade shall request EVN to hire an independent consultancy to verify the report on electricity production and business costs of EVN and its subsidiaries;
b) Within 30 days from the end of the inspection, the Ministry of Industry and Trade shall disclose the inspection result. The inspection result shall be disclosed on the website of the Ministry of Industry and Trade;
c) Contents of the inspection, supervision and disclosure shall encompass actual costs of all phases (electricity generation, transmission and distribution - retail, load dispatching, regulation of electricity market transactions, administration) and other costs specified in clause 2 Article 4 of this Decision; realized average electricity retail price of EVN; profit and loss regarding electricity production and business by EVN; costs not yet included in the electricity price from the latest adjustment but included in the electricity production price of EVN.
2. Inspection of adjustment of electricity prices
a) In case EVN makes a decision on adjustment of the average electricity price under regulations in points a and b clause 1 Article 5, and points a and d clause 1 Article 6 of this Decision or EVN submits electricity pricing planning documentation to the Ministry of Industry and Trade under regulations in point d clause 1 Article 5 and point d clause 1 Article 6 of this Decision, the Ministry of Industry and Trade shall preside over and cooperate with related Ministries and relevant agencies to consider and verify reports and/or calculations by EVN;
b) If EVN fails to reduce the average electricity price in case it needs to be lowered, the Ministry of Industry and Trade shall request EVN to reduce the average electricity price. EVN shall comply with the request of the Ministry of Industry and Trade within 05 working days from the date of receiving the request;
c) In case of discovering any error in the calculation of the electricity price as prescribed in points a and b clause 1 Article 5 and points a and b clause 1 Article 6 of this Decision, the Ministry of Industry and Trade shall request EVN to suspend the adjustment or re-adjust the average electricity price. EVN shall comply with the request of the Ministry of Industry and Trade within 05 working days from the date of receiving the request.
Article 8. Organizing implementation
1. The Ministry of Industry and Trade shall:
a) Instruct EVN to calculate average electricity prices under regulations in Article 4 of this Decision;
b) Adjust electricity prices as specified in Articles 5 and 6 of this Decision;
c) Preside over inspection and supervision as prescribed in Article 7 of this Decision.
2. Ministries and relevant agencies concerned:
a) The Ministry of Finance shall cooperate with the Ministry of Industry and Trade in implementing this Decision as a price authority;
b) Ministries and relevant agencies shall comment on and cooperate with each other in the issues they are assigned to manage under their authority and regulations of law;
3. The General Statistics Office of Vietnam shall assess the impacts of adjustment of electricity prices on the macroeconomic status.
4. EVN shall:
a) Calculate average electricity prices under regulations in Articles 4, 5 and 6 of this Decision and set 01 set of electricity pricing planning documentation to the Ministry of Industry and Trade;
b) Adjust average electricity prices and submit reports to competent authorities in order for them to carry out inspection and supervision as specified in Articles 5 and 6 of this Decision;
c) Provide related date so as for the General Statistics Office of Vietnam to assess the impacts of adjustment of electricity prices on the macroeconomic status;
d) Submit the report on electricity production and business costs as prescribed in Article 7 of this Decision.
1. This Decision comes into force from May 15, 2024 and supersedes the Prime Minister’s Decision No. 24/2017/QD-TTg dated June 30, 2017.
2. Ministers, heads of ministerial agencies, heads of Governmental agencies, Chairpersons of People’s Committees of provinces and central-affiliated cities, EVN, relevant organizations and individuals are responsible for the implementation of this Decision./.
|
|
PP. THE PRIME MINISTER |