Tìm kiếm
Thông tư 14/2025/TT-BCT quy định phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện do Bộ trưởng Bộ Công thương ban hành
| Số hiệu: | 14/2025/TT-BCT | Loại văn bản: | Thông tư |
| Nơi ban hành: | Bộ Công thương | Người ký: | Trương Thanh Hoài |
| Ngày ban hành: | 01/02/2025 | Ngày hiệu lực: | 01/02/2025 |
| Ngày công báo: | 19/03/2025 | Số công báo: | Từ số 559 đến số 560 |
| Lĩnh vực: | Thương mại | Tình trạng: | Còn hiệu lực |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Văn bản tiếng việt
Thông tư 14/2025/TT-BCT (Bản Word)
Văn bản tiếng anh
|
BỘ CÔNG THƯƠNG |
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM |
|
Số: 14/2025/TT-BCT |
Hà Nội, ngày 01 tháng 02 năm 2025 |
THÔNG TƯ
QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP LẬP, HỒ SƠ, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC PHÊ DUYỆT GIÁ DỊCH VỤ TRUYỀN TẢI ĐIỆN
Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;
Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 105/2024/NĐ-CP ngày 01 tháng 8 năm 2024 sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị định số 96/2022/NĐ-CP và Nghị định số 26/2018/NĐ-CP ngày 28 tháng 02 năm 2018 của Chính phủ về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện.
1. Thông tư này quy định về phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện; phương pháp hướng dẫn và hình thức định giá đối với lưới điện truyền tải do các thành phần kinh tế ngoài nhà nước đầu tư xây dựng theo quy định tại điểm a và điểm b khoản 6 Điều 51 Luật Điện lực số 61/2024/QH15.
2. Thông tư này áp dụng đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Đơn vị truyền tải điện, Công ty mua bán điện, các Tổng công ty Điện lực và khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới truyền tải điện.
Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực là đơn vị trực thuộc Bộ Công Thương được giao chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn quản lý về điện lực theo quy định.
2. CPI là chỉ số giá tiêu dùng do cơ quan thống kê trung ương công bố.
3. Điểm giao nhận điện là điểm đấu nối giữa các Đơn vị truyền tải điện hoặc với Tổng công ty Điện lực hoặc với khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải và được trang bị hệ thống đo đếm điện năng theo quy định.
4. Đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Công ty mua bán điện, Tổng công ty Điện lực và khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
5. Đơn vị truyền tải điện là đơn vị điện lực được cấp giấy phép hoạt động điện lực trong lĩnh vực truyền tải điện, có trách nhiệm quản lý vận hành lưới điện truyền tải quốc gia, bao gồm: Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia và Đơn vị truyền tải điện khác thuộc các thành phần kinh tế đầu tư lưới điện truyền tải.
6. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải là tổ chức, cá nhân có trang thiết bị điện, lưới điện đấu nối vào lưới điện truyền tải để sử dụng dịch vụ truyền tải điện, bao gồm: Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các Tổng công ty Điện lực và khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải.
7. Năm N là năm dương lịch tính từ ngày 01 tháng 01 đến hết ngày 31 tháng 12 của năm áp dụng giá.
8. Năm N-1 là năm dương lịch liền trước năm N.
9. Năm N-2 là năm dương lịch liền trước năm N-1.
10. Tài sản truyền tải điện gồm lưới điện truyền tải, các công trình xây dựng và các trang thiết bị phụ trợ khác được sử dụng cho hoạt động truyền tải điện do Đơn vị truyền tải điện sở hữu.
11. Tổng công ty Điện lực là các tổng công ty điện lực thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, bao gồm: Tổng công ty Điện lực Miền Bắc, Tổng công ty Điện lực Miền Nam, Tổng công ty Điện lực Miền Trung, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội và Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh.
1. Giá dịch vụ truyền tải điện được xác định hằng năm trên cơ sở các khoản chi phí hợp lý, hợp lệ cho hoạt động truyền tải điện của Đơn vị truyền tải điện với mức lợi nhuận hợp lý.
2. Giá dịch vụ truyền tải điện năm N 
của từng Đơn vị truyền tải điện được xác định theo hình thức giá cụ thể căn cứ vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Đơn vị truyền tải điện và tổng sản lượng điện năng truyền tải dự kiến năm N, được tính theo công thức sau:
Trong đó:
a) 
là tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Đơn vị truyền tải điện (đồng), được xác định theo quy định tại Điều 4 Thông tư này;
b) 
là tổng sản lượng điện năng truyền tải dự kiến năm N (kWh), được xác định như sau:
b1) Đối với Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia: bằng dự kiến tổng sản lượng điện năng giao nhận tại điểm giao nhận với Tổng công ty Điện lực hoặc khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
b2) Đối với Đơn vị truyền tải điện khác: bằng dự kiến tổng sản lượng điện năng truyền tải qua lưới điện truyền tải do đơn vị này sở hữu tại các điểm giao nhận điện với Đơn vị Truyền tải điện hoặc Tổng công ty Điện lực hoặc khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới điện truyền tải;
b3) Việc xác định sản lượng điện năng giao nhận tại điểm giao nhận điện thực hiện theo quy định pháp luật về đo đếm điện năng.
3. Giá dịch vụ truyền tải điện được điều chỉnh theo biến động thực tế của thông số đầu vào bao gồm: tỷ giá ngoại tệ, lãi suất vay vốn, sản lượng điện năng truyền tải, chi phí khấu hao tài sản cố định, các khoản thuế, phí, tiền khác phải nộp Nhà nước hoặc trong trường hợp có sự cố, thảm họa, sự kiện bất khả kháng theo quy định của pháp luật về tình trạng khẩn cấp và quy định của pháp luật có liên quan làm biến động chi phí hoạt động truyền tải điện.
Khi giá dịch vụ truyền tải điện cập nhật theo biến động thực tế thông số đầu vào nêu trên (các thông số khác giữ nguyên không thay đổi) hoặc trong trường hợp sự cố, thảm họa, sự kiện bất khả kháng thay đổi từ ±1% trở lên so với giá dịch vụ truyền tải điện của năm được phê duyệt áp dụng, giá dịch vụ truyền tải điện được xem xét điều chỉnh theo trình tự, thủ tục quy định tại Điều 10 Thông tư này.
Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N 
bao gồm các thành phần chi phí vốn cho phép 
, chi phí vận hành và bảo dưỡng cho phép 
lợi nhuận cho phép (LNN) và lượng điều chỉnh doanh thu năm N 
, được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
1. 
là tổng chi phí vốn truyền tải điện cho phép năm N của Đơn vị truyền tải điện (đồng), được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này;
2. 
là tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng truyền tải điện cho phép năm N của Đơn vị truyền tải điện (đồng), được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này;
3. LNN là lợi nhuận cho phép dự kiến năm N của Đơn vị truyền tải điện (đồng), được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này;
4. 
là lượng điều chỉnh doanh thu năm N bao gồm lãi tiền gửi dự kiến của Đơn vị truyền tải điện năm N (được xác định căn cứ kế hoạch tiền gửi năm N), thu nhập từ thanh lý, bán tài sản cố định, vật tư thiết bị dự kiến năm N (căn cứ kế hoạch thanh lý, bán tài sản và vật tư thiết bị năm N).
Lợi nhuận cho phép dự kiến năm N (LNN) của Đơn vị truyền tải điện được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
1. 
là vốn chủ sở hữu của Đơn vị truyền tải điện tại ngày 30 tháng 6 năm N-1 (đồng), trong đó vốn chủ sở hữu của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia là vốn Nhà nước do Tập đoàn Điện lực Việt Nam đầu tư tại Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia cho sản xuất kinh doanh điện theo báo cáo tài chính quý II năm N-1, vốn chủ sở hữu của Đơn vị truyền tải điện khác là vốn hình thành tài sản truyền tải điện được đầu tư theo quy định của pháp luật có liên quan;
2. ROEN là tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên vốn chủ sở hữu năm N áp dụng cho Đơn vị truyền tải điện (%), được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 3 Thông tư này, không vượt quá mức tỷ suất lợi nhuận trước thuế quy định tại Nghị định của Chính phủ quy định về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân.
1. Tổng chi phí vốn truyền tải điện cho phép năm N 
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
a) 
là tổng chi phí khấu hao tài sản cố định dự kiến năm N (đồng);
b) 
là tổng chi phí tài chính dự kiến bao gồm lãi vay ngắn hạn, dài hạn, trái phiếu, thuê tài chính và các khoản phí để vay vốn phải trả năm N cho tài sản truyền tải điện (đồng);
c) 
là chênh lệch tỷ giá thực hiện dự kiến phát sinh do trả nợ vay bằng ngoại tệ năm N (đồng);
d) 
là chênh lệch tỷ giá đánh giá lại dự kiến năm N (đồng);
đ) 
là lượng phân bổ dự kiến năm N của khoản lỗ chênh lệch tỷ giá chưa được phân bổ của các năm trước.
2. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định dự kiến năm N 
được xác định trên cơ sở giá trị tài sản cố định hiện có và dự kiến đưa vào sử dụng trong năm N theo quy định về chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định của Bộ Tài chính hoặc cơ quan, tổ chức có thẩm quyền.
3. Tổng chi phí tài chính dự kiến năm N 
được xác định theo các hợp đồng tín dụng, hợp đồng thuê tài chính hiện có và dự kiến các khoản vay phục vụ hoạt động truyền tải điện năm N với lãi suất vay vốn thả nổi dự kiến được tham khảo theo các hợp đồng vay vốn hiện có, các văn bản, tài liệu, bản chào của các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay nhưng không lớn hơn lãi suất ngoại tệ và nội tệ tương ứng như sau:
a) Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days - Average) của 36 tháng liền kề thời điểm xây dựng khung giá được công bố bởi Fed (trang thông tin điện tử: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3%/năm;
b) Lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của 05 năm trước liền kề của năm xây dựng khung giá, xác định tại ngày 30 tháng 9 hằng năm của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ dịch vụ phí của các ngân hàng là 3%/năm.
4. Chênh lệch tỷ giá thực hiện dự kiến phát sinh do trả nợ vay bằng ngoại tệ năm N 
được xác định theo quy định tài chính kế toán.
5. Chênh lệch tỷ giá đánh giá lại dự kiến năm N 
được xác định theo quy định tài chính kế toán.
6. Lượng phân bổ dự kiến năm N của khoản lỗ chênh lệch tỷ giá chưa được phân bổ của các năm trước 
được xác định theo quy định của cơ quan, tổ chức có thẩm quyền.
1. Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng truyền tải điện cho phép năm N 
được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
a) 
là tổng chi phí vật liệu dự kiến năm N (đồng);
b) 
là tổng chi phí nhân công dự kiến năm N (đồng);
c) 
là tổng chi phí sửa chữa lớn dự kiến năm N (đồng);
d) 
là tổng chi phí dịch vụ mua ngoài dự kiến năm N (đồng);
đ) 
là tổng chi phí bằng tiền khác dự kiến năm N (đồng).
2. Phương pháp xác định chi phí vật liệu
a) Tổng chi phí vật liệu dự kiến năm N 
bao gồm chi phí vật liệu trong định mức và chi phí vật liệu sự cố, cụ thể như sau:
a1) Chi phí vật liệu định mức bao gồm: Chi phí dầu máy, dầu mỡ bôi trơn, vật liệu, công cụ, dụng cụ trực tiếp và gián tiếp cho nhà xưởng, công tác thí nghiệm, vật liệu cho sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên, vật liệu, công cụ, dụng cụ, máy, đồ dùng cho công tác quản lý, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp, máy biến áp, công tác văn phòng, cơ quan và các chi phí khác có liên quan được xác định theo định mức quy định của cơ quan, tổ chức có thẩm quyền ban hành;
a2) Chi phí vật liệu để xử lý sự cố là khoản chi phí vật liệu dùng cho các sự cố bất thường, khách quan được xác định theo quy định của pháp luật.
b) Tổng chi phí vật liệu dự kiến năm N được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
b1) 
là tổng sản lượng điện năng truyền tải dự kiến năm N (kWh);
b2) 
là định mức chi phí vật liệu xác định theo quy định của cơ quan, tổ chức có thẩm quyền ban hành (đ/kWh);
b3) 
là chỉ số trượt giá năm N được xác định bằng bình quân CPI của 3 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá, trong đó xem xét loại trừ các năm có CPI biến động lớn (%);
b4) 
là chi phí vật liệu sự cố dự kiến năm N (đồng).
3. Phương pháp xác định chi phí nhân công
Tổng chi phí nhân công dự kiến năm N 
của Đơn vị truyền tải điện bao gồm chi phí tiền lương và các chi phí có tính chất lương, được xác định theo quy định của pháp luật.
Chi phí tiền lương của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia được xác định theo quy định của pháp luật về quản lý lao động, tiền lương, tiền thưởng đối với người lao động và tiền lương, thù lao, tiền thưởng đối với người quản lý. Các chi phí có tính chất lương của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia bao gồm: chế độ an toàn điện, bảo hiểm y tế, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan.
Đối với Đơn vị truyền tải điện khác, xác định tổng chi phí nhân công theo quy định của pháp luật có liên quan hoặc áp dụng phương pháp tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
a) NGTSN là nguyên giá tài sản cố định truyền tải điện dự kiến năm N của Đơn vị truyền tải điện (đồng);
b) knc là tỷ lệ chi phí nhân công (%).
4. Phương pháp xác định chi phí sửa chữa lớn
Tổng chi phí sửa chữa lớn dự kiến năm N 
bao gồm chi phí phục vụ công tác sửa chữa lớn các công trình phục vụ khâu truyền tải điện, được xác định theo định mức của cơ quan, tổ chức có thẩm quyền ban hành.
5. Phương pháp xác định chi phí dịch vụ mua ngoài
a) Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài dự kiến năm N 
bao gồm:
a1) Chi phí trả cho tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị cung cấp các dịch vụ sau: điện, nước, dịch vụ điện thoại, viễn thông, sách báo; chi phí thuê tư vấn kiểm toán; chi phí thuê tài sản; chi phí bảo hiểm tài sản;
a2) Chi phí cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành, bảo dưỡng trạm và đường dây truyền tải điện.
b) Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài dự kiến năm N được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
b1) 
là tổng sản lượng điện năng truyền tải dự kiến năm N (kWh);
b2) ĐGMN là định mức chi phí dịch vụ mua ngoài xác định theo quy định của cơ quan, tổ chức có thẩm quyền ban hành (đ/kWh);
b3) 
là chỉ số trượt giá năm N xác định theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều này (%).
6. Phương pháp xác định chi phí bằng tiền khác
a) Tổng chi phí bằng tiền khác dự kiến năm N 
bao gồm: Chi phí bằng tiền khác trong định mức, chi phí bằng tiền khác sự cố, các khoản thuế, phí, lệ phí, tiền thuê đất, chi phí tiền ăn ca và các khoản chi phí khác theo quy định của pháp luật;
b) Tổng chi phí bằng tiền khác năm N được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
b1) 
là tổng sản lượng điện năng truyền tải dự kiến năm N (kWh);
b2) ĐGK là định mức chi phí bằng tiền khác xác định theo quy định của cơ quan, tổ chức có thẩm quyền ban hành (đ/kWh);
b3) 
là chỉ số trượt giá năm N xác định theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều này (%);
b4) 
là chi phí bằng tiền khác sự cố năm N (đồng);
b5) 
là các khoản thuế, phí, lệ phí, tiền thuê đất năm N (đồng);
b6) 
là chi phí tiền ăn ca năm N (đồng).
c) Chi phí bằng tiền khác theo định mức năm N bao gồm: công tác phí; chi phí hội nghị, tiếp khách; chi phí đào tạo; chi phí nghiên cứu khoa học, sáng kiến cải tiến; chi phí dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; chi phí bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; chi phí nước uống trong giờ làm việc, bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại; chi phí sơ cấp cứu tai nạn lao động, thuốc chữa bệnh thông thường, phục hồi chức năng cho người lao động và chi phí tuyển dụng và các khoản chi phí khác theo quy định của pháp luật;
d) Chi phí bằng tiền khác để xử lý sự cố năm N 
là khoản chi phí bằng tiền khác dùng cho các sự cố bất thường, khách quan được xác định theo quy định của pháp luật;
đ) Các khoản thuế, phí, lệ phí, tiền thuê đất năm N 
được xác định trên cơ sở dự kiến năm N;
e) Chi phí tiền ăn ca năm N 
được xác định theo quy định hiện hành.
7. Trường hợp không xác định được các chi phí theo định mức quy định tại khoản 2, khoản 4, khoản 5 và khoản 6 Điều này, áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí định mức khác (bao gồm chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác định mức) theo công thức sau:
Trong đó:
a) 
là tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí định mức khác (bao gồm chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác định mức) của Đơn vị truyền tải điện (đồng);
b) kscl,k là tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí định mức khác (%).
1. Trước ngày 20 tháng 11 hằng năm (năm N-1), Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm lập giá dịch vụ truyền tải điện năm N, trình Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực thẩm định để trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện năm N.
2. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm rà soát hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ từ Đơn vị truyền tải điện. Trường hợp hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện không đầy đủ, hợp lệ theo quy định tại Điều 9 Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực.
3. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực gửi hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện năm N lấy ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan (nếu có). Cơ quan, đơn vị có liên quan có trách nhiệm gửi ý kiến trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực.
4. Trong thời hạn 25 ngày kể từ ngày Đơn vị truyền tải điện cung cấp đủ hồ sơ hợp lệ theo quy định tại Điều 9 Thông tư này, Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện và được sử dụng tư vấn để thẩm định hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện trong trường hợp cần thiết, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện năm N. Trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực trình, Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện.
5. Trong thời gian giá dịch vụ truyền tải điện năm N chưa được phê duyệt, các bên thỏa thuận việc tạm thanh toán tại hợp đồng dịch vụ truyền tải điện cho đến khi giá dịch vụ truyền tải điện năm N được phê duyệt. Mức giá tạm thanh toán bằng giá dịch vụ truyền tải điện năm N-1. Phần chênh lệch giữa thanh toán tạm tính và thanh toán theo giá dịch vụ truyền tải điện của năm được các bên quyết toán lại sau khi giá dịch vụ truyền tải điện năm N được phê duyệt.
1. Tờ trình phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện năm N.
2. Thuyết minh và các bảng tính giá dịch vụ truyền tải điện năm N, bao gồm:
a) Phân tích, đánh giá tình hình ước thực hiện các chỉ tiêu sản lượng điện truyền tải, tỷ lệ tổn thất truyền tải, tình hình thực hiện doanh thu năm N-1;
b) Thuyết minh và tính toán lợi nhuận cho phép dự kiến năm N (LNN) của Đơn vị truyền tải điện, bao gồm:
b1) Vốn chủ sở hữu tại ngày 30 tháng 6 năm N-1;
b2) Tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu dự kiến năm N.
c) Thuyết minh và tính toán tổng chi phí vốn cho phép năm N 
của Đơn vị truyền tải điện, bao gồm:
c1) Tổng chi phí khấu hao năm N: Bảng tổng hợp trích khấu hao tài sản cố định năm N và bảng tính chi tiết chi phí khấu hao cơ bản theo từng loại tài sản cố định trong năm N;
c2) Tổng chi phí tài chính và các khoản chênh lệch tỷ giá năm N: Bảng tính chi tiết chi phí tài chính, chi tiết lãi vay và các khoản chênh lệch tỷ giá trong năm N.
d) Thuyết minh và tính toán tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng cho phép năm N 
của Đơn vị truyền tải điện, bao gồm:
d1) Tổng chi phí vật liệu năm N: Thuyết minh và bảng tính chi phí vật liệu ước thực hiện của năm N-1 và dự kiến của năm N theo quy định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này;
d2) Tổng chi phí nhân công năm N: Thuyết minh và bảng tính chi phí tiền lương theo quy định tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này;
d3) Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N: Thuyết minh và bảng tính chi phí sửa chữa lớn trong năm N theo quy định tại khoản 4 Điều 7 Thông tư này;
d4) Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N: Thuyết minh và bảng tính chi phí dịch vụ mua ngoài theo các hạng mục ước thực hiện năm N-1 và dự kiến của năm N theo quy định tại khoản 5 Điều 7 Thông tư này;
d5) Tổng chi phí bằng tiền khác năm N: Thuyết minh và bảng tính chi phí bằng tiền khác ước thực hiện năm N-1 và dự kiến cho năm N theo quy định tại khoản 6 Điều 7 Thông tư này.
đ) Thuyết minh và tính toán tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N, trong đó phân tách rõ tổng doanh thu truyền tải điện cho phép của từng Đơn vị truyền tải điện.
3. Các tài liệu kèm theo, bao gồm:
a) Danh mục và giá trị các dự án đầu tư đã hoàn thành, dự kiến đưa vào vận hành đến ngày 31 tháng 12 năm N-1 và năm N (theo từng tháng) phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và kế hoạch mở rộng lưới truyền tải điện hằng năm của Đơn vị truyền tải điện đã được duyệt;
b) Bảng tổng hợp về số lao động năm N-1 và kế hoạch năm N;
c) Báo cáo về việc thực hiện sửa chữa lớn tài sản cố định năm N-1 và dự kiến năm N;
d) Báo cáo tài chính năm N-2 đã được kiểm toán do Cơ quan kiểm toán độc lập thực hiện: Bảng cân đối kế toán, báo cáo kết quả sản xuất kinh doanh, báo cáo lưu chuyển tiền tệ, báo cáo thuyết minh;
đ) Định mức các thành phần chi phí sử dụng trong hồ sơ được cấp có thẩm quyền phê duyệt.
4. Trong trường hợp có báo cáo tài chính được kiểm toán năm N-1, các số liệu năm N-1 quy định tại khoản 2 Điều này được lấy theo số liệu cập nhật theo báo cáo tài chính được kiểm toán.
5. Hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện được lập bằng văn bản giấy, hình thức thông điệp dữ liệu có giá trị như văn bản theo quy định của pháp luật. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi trực tiếp 01 bộ hồ sơ theo hình thức thông điệp dữ liệu và gửi trực tiếp 01 bộ hồ sơ bằng văn bản giấy (nếu cần) tới Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực.
1. Hết quý III hằng năm, căn cứ biến động của thông số đầu vào theo quy định tại khoản 3 Điều 3 Thông tư này, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm xây dựng phương án giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh, gửi báo cáo tính toán về Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực để thẩm định theo quy định về hồ sơ quy định tại khoản 5 Điều này.
2. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm rà soát hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh trong thời hạn 07 ngày làm việc. Trường hợp hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh không hợp lệ theo quy định tại khoản 5 Điều này, Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực gửi hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh lấy ý kiến của cơ quan, đơn vị có liên quan (nếu có). Cơ quan, đơn vị có liên quan có trách nhiệm gửi ý kiến trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực.
3. Trong thời hạn 25 ngày kể từ ngày Đơn vị truyền tải điện cung cấp đủ hồ sơ hợp lệ theo quy định tại khoản 5 Điều này, Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm thẩm định hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh và được sử dụng tư vấn để thẩm định hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện trong trường hợp cần thiết, trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh năm N. Giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh năm N được áp dụng cho năm N sau khi được phê duyệt.
4. Trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực trình, Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh.
5. Hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện năm N điều chỉnh bao gồm:
a) Tờ trình đề nghị phê duyệt điều chỉnh giá dịch vụ truyền tải điện;
b) Thuyết minh, bảng tính giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh của Đơn vị truyền tải điện theo các yếu tố thông số đầu vào của giá dịch vụ truyền tải điện;
c) Các tài liệu, văn bản khác có liên quan (nếu có).
6. Hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh được lập bằng văn bản giấy, hình thức thông điệp dữ liệu có giá trị như văn bản theo quy định của pháp luật. Đơn vị truyền tải điện có trách nhiệm gửi trực tiếp 01 bộ hồ sơ theo hình thức thông điệp dữ liệu và gửi 01 bộ hồ sơ bằng bản giấy (nếu cần) tới Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực.
7. Các bên quyết toán lại phần chênh lệch giữa thanh toán theo giá dịch vụ truyền tải điện năm N đã được phê duyệt và thanh toán theo giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh năm N sau khi giá dịch vụ truyền tải điện điều chỉnh năm N được phê duyệt theo các điều khoản quy định tại hợp đồng dịch vụ truyền tải điện.
1. Hợp đồng dịch vụ truyền tải điện được ký kết giữa các Đơn vị truyền tải điện và Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải.
2. Khách hàng sử dụng lưới điện truyền tải có trách nhiệm thanh toán chi phí truyền tải điện cho Đơn vị truyền tải điện theo hợp đồng đã ký kết.
1. Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực có trách nhiệm thẩm định giá dịch vụ truyền tải điện hằng năm và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt.
2. Trách nhiệm của các Đơn vị truyền tải điện:
a) Xây dựng giá dịch vụ truyền tải điện hằng năm theo quy định tại Thông tư này;
b) Phối hợp với đơn vị có thẩm quyền và các đơn vị giao nhận điện liên quan trong việc thỏa thuận, thống nhất về thiết kế kỹ thuật hệ thống đo đếm, hệ thống thu thập số liệu đo đếm phục vụ giao nhận điện, ranh giới đo đếm, phương thức giao nhận điện theo quy định về đo đếm điện năng do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành để làm cơ sở xác định sản lượng điện truyền tải;
c) Thỏa thuận, thống nhất với Tập đoàn Điện lực Việt Nam về hợp đồng dịch vụ truyền tải điện theo quy định của pháp luật;
d) Xây dựng hoặc thuê tư vấn chuyên ngành xây dựng tỷ lệ chi phí nhân công, tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí định mức khác trong tính toán giá dịch vụ truyền tải điện;
đ) Thỏa thuận đấu nối với các đơn vị có liên quan về điểm đấu nối, ranh giới đầu tư và ranh giới quản lý vận hành phù hợp với quy định về hệ thống điện truyền tải do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành;
e) Báo cáo Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực việc điều chỉnh giảm giá dịch vụ truyền tải điện năm N theo quy định tại khoản 3 Điều 3 và Điều 10 Thông tư này trong thời hạn 07 ngày làm việc kể từ ngày kết thúc năm N.
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm rà soát, gửi ý kiến về hồ sơ giá dịch vụ truyền tải điện của Đơn vị truyền tải điện trong trường hợp nhận được yêu cầu của Cơ quan quản lý nhà nước về điện lực để Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành từ ngày 01 tháng 02 năm 2025.
2. Bãi bỏ các Thông tư sau:
a) Thông tư số 02/2017/TT-BCT ngày 10 tháng 02 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự lập, thẩm định và phê duyệt giá truyền tải điện;
b) Thông tư số 14/2022/TT-BCT ngày 30 tháng 9 năm 2022 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 02/2017/TT-BCT ngày 10 tháng 02 năm 2017 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự lập, thẩm định và phê duyệt giá truyền tải điện.
3. Trong quá trình thực hiện, nếu phát sinh vướng mắc, đề nghị các đơn vị có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét sửa đổi, bổ sung cho phù hợp./.
|
Nơi nhận: |
KT. BỘ TRƯỞNG |
|
MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE |
SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM |
|
No: 14/2025/TT-BCT |
Hanoi, February 01, 2025 |
CIRCULAR
METHODS FOR FORMULATION, DOCUMENTS AND PROCEDURES FOR APPROVAL OF ELECTRICITY TRANSMISSION PRICE
Pursuant to Law on Electricity dated November 31, 2024;
Pursuant to Government’s Decree No. 96/2022/ND-CP dated November 29, 2022 defining functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam; Government’s Decree No. 105/2024/ND-CP dated August 01, 2024 on amendments to Decree No. 96/2022/ND-CP and Decree No. 26/2018/ND-CP dated February 28, 2018 on Charter of organization and operation of EVN;
At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority of Vietnam;
The Minister of Industry and Trade promulgates Circular on methods for formulation, documents and procedures for approval of electricity transmission price.
Chapter I
GENERAL PROVISIONS
Article 1. Scope and regulated entities
1. This Circular provides guidelines on methods for formulating electricity transmission price, documents and procedures for approving electricity transmission price; methods for guiding and determining price for transmission grids invested in and built by non-State economic sectors in accordance with points a and b Clause 6 Article 51 of the Law on Electricity No. 61/2024/QH15.
2. This Circular shall apply to Vietnam Electricity (EVN), electricity transmission units, electricity traders, Power Corporation, and customers who directly buy electricity from transmission system.
Article 2. Interpretation of terms
For the purposes of this Circular, the terms below shall be construed as follows:
1. Electricity authority refers to a unit affiliated to the Ministry of Industry and Trade which is assigned functions, tasks, and powers related to electricity management in accordance with regulations.
2. CPI refers to the consumer price index provided by central statistics authority.
3. Electricity delivery point refers to a connection point between electricity transmission units or with Power Corporation or with customers who directly buy electricity from transmission system and are equipped with an electricity metering system as regulated.
4. Electricity transmission cost payers refer to EVN, electricity traders, Power Corporation and customers who directly buy electricity from transmission system.
5. Electricity transmission unit refers to any electric unit which is granted the electricity license and responsible for managing and operating the national transmission grid, including: National Power Transmission Corporation and other electricity transmission units belonging to non-State economic sectors which invest in transmission grids.
6. Transmission grid user refers to any organization or individual possessing electrical equipment, electrical grids to connect to transmission grids to use electrical transmission services, including: EVN, Power Corporation and customers who directly buy electricity from transmission system.
7. Year N refers to the Gregorian calendar year from January 1 to December 31 of the year Where the price and price bracket is applicable.
8. Year N-1 refers to the Gregorian calendar year immediately preceding Year N.
9. Year N-2 refers to the Gregorian calendar year immediately preceding Year N-1.
10. Electricity transmission assets include transmission grids, construction works, and other auxiliary equipment used for electricity transmission and owned by electricity transmission units.
11. Power Corporation refers to the member Power Corporation of EVN, including: Power Corporation refers to the member Power Corporation of EVN, including Northern Power Corporation, Southern Power Corporation, Central Power Corporation, Hanoi Power Corporation, and Ho Chi Minh City Power Corporation.
Chapter II
METHODS FOR DETERMINING ELECTRICITY TRANSMISSION PRICE
Article 3. Rules and methods for determining electricity transmission price
1. Electricity transmission price shall be determined annually on the basis of reasonable and legitimate costs and reasonable profit margin for the electricity transmission operation of electricity transmission units.
2. Electricity transmission price of year N 
of each electricity transmission unit shall be determined based on total permissible electricity transmission revenues in year N of Electricity transmission units and total generation output expected in year N, using the formula below:
Where:
a) 
: Total permissible electricity transmission revenues in year N of Electricity transmission units (VND), which shall be determined in accordance with Article 4 of this Circular;
b) 
: Total generation output expected in year N (kWh), which shall be determined as follows:
b1) National Power Transmission Corporation: Total electricity transmission output expected at the delivery point with Power Corporation or with customers who directly buy electricity from transmission system;
b2) Other electricity transmission units: Total electricity transmission output expected through the transmission grid owned by the unit at electricity delivery points with electricity transmission units or Power Corporation or customers who directly buy electricity from transmission system;
b3) The determination of electricity delivered at electricity delivery points shall be carried out in accordance with the regulations on electricity metering.
3. Electricity transmission price shall be revised according to the actual changes of input parameters, including: foreign exchange rates, interest rates, electricity transmission output, fixed asset depreciation costs, taxes, fees, other payments to the state budget, or in case of accidents, crisis, force majeure events as regulated by the laws on state of emergencies and relevant regulations causing changes in electricity transmission costs.
When the electricity transmission price is updated based on the actual changes of input parameters mentioned above (other parameters remain unchanged), or in case of accidents, crisis, force majeure events causing changes of ±1% or more compared to the approved electricity transmission price of the year, the electricity transmission price shall be considered and adjusted following the procedures specified in Article 10 of this Circular.
Article 4. Methods for determining total electricity transmission output annually
Total permissible electricity transmission revenues in year N 
, which includes permissible capital costs 
, permissible operation and maintenance costs 
, permissible profit (LNN) and adjustments to revenue in Year N 
, shall be determined using the formula below:
Where:
1. 
: Total permissible electricity transmission capital cost in year N of Electricity transmission units (VND), determined in accordance with Article 6 of this Circular;
2. 
: Total permissible operation and maintenance costs in year N of Electricity transmission units (VND), determined in accordance with Article 7 of this Circular;
3. LNN: Total permissible profits in year N of electricity transmission units (VND), determined in accordance with Article 5 of this Circular;
4. 
: adjustments to revenue in Year N including expected deposit interests in Year N of electricity transmission units (based on deposit interests in year N), expected income from the liquidation and sale of fixed assets, materials and equipment in year N (based on the liquidation and sale plan of fixed assets, materials and equipment in year N).
Article 5. Methods for determining permissible profit
The expected permissible profit in year N (LNN) of electricity transmission units shall be determined using the formula below:
Where:
1. 
: equity capital of electricity transmission units as of June 30 of year N-1 (VND), where the equity capital of the National Power Transmission Corporation is state capital invested by EVN for electricity generation and business operations according to the financial report of the second quarter of year N-1, equity capital of other electricity transmission units is capital formed from the investment in electricity transmission assets according to the regulations of relevant laws;
2. ROEN : Pre-tax interest rate on equity capital in year N applied to electricity transmission units (%), determined in accordance with Clause 1 Article 3 of this Circular, without exceeding the pre-tax interest rate as specified in the Government’s Decree on the mechanism and time for revision of average retail electricity prices.
Article 6. Methods for determining total permissible capital costs for electricity transmission
1. Total permissible capital costs for electricity transmission in year N 
shall be determined using the formula below:
Where:
a) 
: Total expected costs of depreciation of fixed assets in year N (VND)
b) 
: Total expected financing costs including short-term and long-term interests, bonds, financial leases, and loan-related fees payable in Year N for electricity transmission assets (VND)
c) 
: expected foreign exchange rate differences resulting from repaying foreign currency loans in year N (VND)
d) 
: expected revaluation of exchange rate in year N (VND);
dd ) 
: expected allocation in year N of the unrealized exchange rate loss from previous years.
2. Total depreciation costs of fixed assets in year N (
) shall be determined based on the value of existing fixed assets and projected assets to be put into operation in Year N, following the regulations on the management, utilization, and depreciation of fixed assets issued by the Ministry of Finance or other competent authorities.
3. Total expected financing costs in year N 
shall be determined based on the existing credit agreements, financial lease contracts, and projected loans to serve electricity transmission in year N. The floating interest rate of loans shall be estimated based on loan agreements, documents, dossiers, and proposals from credit institutions and banks, which should not exceed the corresponding foreign and domestic currency interest rates as follows:
a) The interest rate of capital borrowed in foreign currency shall be determined using 180-day average SOFR (Secured Overnight Financing Rate) of 36 consecutive months prior to the establishment of price bracket announced by Fed (website: www.newyorkfed.org) plus an average annual loan arrangement fee charged by the bank (3% per year)
b) The interest rate for capital borrowed in VND currency shall be determined by the average interest rate for 12-month deposits in VND, applicable to individual customers, of 05 consecutive years prior to the establishment of annual price bracket determined on September 30th of each year and announced by 04 commercial banks (Vietnam Bank for Foreign Trade, Joint Stock Commercial Bank for Industry and Trade of Vietnam, Joint Stock Commercial Bank for Investment and Development of Vietnam, Agriculture and Rural Development Bank of Vietnam, or their lawful successors) plus the average annual loan arrangement fee charged by the bank, which is 3% per year.
4. The exchange rate difference expected to arise from repayment of foreign currency loans in year N 
shall be determined according to regulations on finance and accounting.
5. The exchange rate difference expected to arise from revaluation in year N 
shall be determined according to regulations on finance and accounting.
6. Expected allocation in year N of the unrealized exchange rate loss from previous years 
shall be determined according regulations promulgated by competent authorities.
Article 7. Methods for determining total permissible operation and maintenance costs for electricity transmission
1. Total permissible operation and maintenance costs for electricity transmission in year N shall be determined using the formula below:
Where:
a) 
: total material costs expected in year N (VND);
b) 
: total personnel costs expected in year N (VND);
c) 
: total major repair costs expected in year N (VND);
d) 
: total outsourced service costs expected in year N (VND);
dd) 
: total other monetary costs expected in year N (VND).
2. Methods for determining material costs:
a) Total material costs expected in year N 
include material costs within norms and material costs in case of incidents. To be specific:
a1) Material costs within norms: Costs of engine oil, lubricants, grease, materials, tools, equipment using directly and indirectly for workshops, laboratory tests, materials for regular repairs and maintenance, tools, equipment, machines, and supplies for management, operation, and maintenance of power lines, substations, transformers, office works, and other relevant costs determined according to the norms issued by competent authorities;
a2) Material costs in case of incidents: costs of materials used for unforeseen and objective incidents, determined according to legal regulations.
b) Total material costs expected in year N (VND) shall be determined using the following formula:
Where:
b1) 
: Total generation output expected in year N (kWh), which shall be determined as follows:
b2) 
: Norm of material costs determined according to the regulations issued by competent authorities (VND/kWh);
b3) 
: Indexation rate in year N determined by the average CPI of the 03 most recent years prior to the price establishment, Where years with significant CPI fluctuations shall be excluded (%).
b4) 
: Material costs in case of incidents expected in year N (VND);
3. Methods for determining personnel costs:
Total personnel costs expected in year N 
of electricity transmission units including total payroll cost and salary-related cost, which shall be determined according to legal regulations.
Payroll costs of the National Power Transmission Corporation shall be determined according to regulation on personnel management, salaries, bonuses for employees, and salaries, remunerations, bonuses for managers. Salary-related costs of the National Power Transmission Corporation include: costs of electrical safety regulations, health insurance, social insurance, unemployment insurance, and union fees according to relevant legal regulations.
For other electricity transmission units, personnel costs shall be determined according to legal regulations or using the following formula:
Where:
a) NGTSN : Historical costs of fixed assets for transmission expected in year N of electricity transmission units (VND);
b) knc : Ratio of personnel costs (%).
4. Methods for determining major repair costs
Total major repair costs expected in year N 
includes major repair costs on structures serving electricity transmission process, determined according to the norms issued by competent authorities.
5. Methods for determining outsourced service costs:
a) Total outsourced service costs expected in year N 
, including:
a1) Costs paid to organizations, individuals outside the unit providing the following services: electricity, water, telecommunications services, newspapers; hiring of audit consultants; property rental; property insurance;
a2) Costs for other services with service contracts to serve the management, operation and maintenance of power transmission stations and lines.
b) Total outsourced service costs expected in year N (VND) shall be determined using the following formula:
Where:
b1) 
: Total transmission output expected in year N (kWh)
b2) ĐGMN: Norm of outsourced service costs determined according to the regulations issued by competent authorities (VND/kWh);
b3) 
: Indexation rate in year N determined according to the provisions of point b Clause 2 of this Article (%).
6. Methods for determining other monetary costs
a) Total other monetary costs expected in year N 
includes: other monetary costs within norms, other monetary costs in case of incidents, taxes, fees, land rents, shift meal costs, and other costs stipulated by law;
b) Total other monetary costs expected in year N (VND) shall be determined using the following formula:
Where:
b1) 
: Total transmission output expected in year N (kWh);
b2) DGK: Norm of other monetary costs determined according to the regulations issued by competent authorities (VND/kWh);
b3) 
: Indexation rate in year N determined according to the provisions of point b Clause 2 of this Article (%).
b4) 
: other monetary costs in case of incidents in year N (VND);
b5) 
: taxes, fees, land rents in year N (VND);
b6) 
: shift meal costs in year N (VND).
c) Other monetary costs within norms in year N include: Work-trip costs, conference and guest reception costs; training costs; scientific research and innovation costs; costs for self-defense, protection, disaster prevention, fire fighting; costs for labor safety, workwear, occupational safety, industrial and environmental hygiene; costs for drinking water during work hours, perquisites for employees working in night shift or in hazardous conditions, first aid for occupational accidents, common medicine, rehabilitation for workers; recruitment costs, and other costs stipulated by law;
d) Other monetary costs in case of incidents 
: Other monetary costs used for unforeseen and objective incidents, determined according to legal regulations.
dd) Taxes, fees, land rents in year N 
shall be determined on the basis of expectation in year N;
e) Shift meal costs in year N 
shall be determined according to the applicable regulations.
7. In cases where costs within norms cannot be determined as stipulated in Clauses 2, 4, 5, and 6 of this Article, the total major repair costs and other costs within norms (including material costs, outsourced service costs, other monetary costs) shall be determined using the following formula:
Where:
a) 
: total major repair cost and other costs within norms norms (including material costs, outsourced service costs, other monetary costs) of electricity transmission units (VND);
b) kscl,k : ratio of major repair costs and other costs within norms (%).
Chapter III
PROCEDURES FOR FORMULATING, APPRAISING, AND APPROVING ELECTRICITY TRANSMISSION PRICE
Article 8. Procedures for approving electricity transmission price
1. Before November 20th of each year (year N-1), electricity transmission units shall formulate and submit their electricity transmission price in year N to electricity authorities for appraisal; electricity authorities shall report them to Minister of Industry and Trade for approval.
2. Electricity authorities shall review documents for electricity transmission price within 07 days from the receipt of such documents from electricity transmission units. In cases where the documents are unsatisfactory as specified in Article 9 of this Circular, electricity transmission units shall complete, supplement such documents within 5 working days from the date of receiving the request from the electricity authority.
3. Electricity authorities shall submit documents on electricity transmission price in year N and solicit relevant ministries, authorities for feedback (if any). Relevant ministries, authorities shall respond in writing within 05 working days from the date on which they they receive the request from electricity authorities.
4. Within 25 working days from the date on which electricity transmission units provide satisfactory documents specified in Article 9 of this Circular, the electricity authority shall appraise the documents on electricity transmission price in year N or employ consultants to appraise the documents (if necessary), and submit it to the Minister of Industry and Trade for approval. The Minister of Industry and Trade shall approve the electricity transmission price within 07 working days from the date of document submission.
5. During the time when the electricity transmission price in year N has not been approved, parties may agree to make advance payment according to the electricity transmission agreement until the electricity transmission price in year N is approved. The price for advance payment is based on the electricity transmission price in year N-1. Any difference between the temporarily calculated price and the electricity transmission price of the year shall be settled by the parties after the electricity transmission price in year N is approved
Article 9. Documents on electricity transmission price
1. Written approval for electricity transmission price in year N.
2. Explanatory documents and calculation of electricity transmission price in year N, including:
a) Analysis and evaluation of the implementation of electricity transmission, transmission loss rates, and revenues in year N-1
b) Explanatory documents and calculation of normal profit in year N (LNN) of electricity transmission units, including:
b1) Equity capital at June 30 of year N-1;
b2) Expected profit rate on equity capital in year N.
c) Explanatory documents and calculation of total capital costs in year N 
of electricity transmission units, including:
c1) Total depreciation costs in year N: Table of fixed asset depreciation costs in year N and detailed calculation of basic depreciation costs by fixed asset type in year N;
c) Total financial costs and exchange rate differences in year N: Detailed calculation of financing costs, detailed interest rates, and exchange rate differences in year N.
c) Explanatory documents and calculation of total operational and maintenance costs in year N 
of electricity transmission units, including:
d1) Total material costs for year N: Explanatory documents and calculation of estimated material costs in year N-1 and expected material costs in year N stipulated in Clause 2, Article 7 of this Circular;
d2) Total personnel costs in year N: Explanatory documents and calculation of payrolls stipulated in Clause 3, Article 7 of this Circular;
d3) Total major repair costs in year N: Explanatory documents and calculation of major repair costs stipulated in Clause 4, Article 7 of this Circular;
d4) Total outsourced service costs for year N: Explanatory documents and calculation of estimated major repair costs in year N-1 and expected major repair costs in year N stipulated in Clause 5, Article 7 of this Circular;
d5) Other monetary costs in year N: Explanatory documents and calculation of estimated other monetary costs in year N-1 and expected other monetary costs in year N stipulated in Clause 6, Article 7 of this Circular;
dd) Explanatory documents and calculation of total electricity transmission revenue in year N of each electricity transmission unit.
3. Supporting documents:
a) List and value of completed investment projects, scheduled to be put into operation by December 31 of year N-1 and year N (monthly) in accordance with the National power development planning and the approved annual electricity transmission grid expansion plans of electricity transmission units.
b) Table of the number of employees in year N-1 and expected number of employees in year N;
c) Report on the implementation of major repairs of fixed assets in year N-1 and expected major repairs in year N;
d) Financial statement in year N-2 audited by an independent auditor: Balance sheet, business performance report, cash flow statement, explanatory report;
dd) Cost component norms used in documents approved by competent authorities.
4. In case there is an audited financial statement in year N-1, the cost data for Year N-1 specified in Clause 2 of this Article shall be updated based on the audited financial statement for Year N-1.
5. Documents on electricity transmission price shall be made in written form, or as a legally valid electronic message in accordance with legal regulations. Electricity transmission units shall submit 01 set of documents in electronic form or directly submit 01 set of documents in written form (if necessary) to the electricity authority.
Article 10. Adjustment on electricity transmission price
1. At the end of the third quarter every year, based on the fluctuations of input parameters stipulated in Clause 3 Article 3 of this Circular, electricity transmission units shall formulate adjusted electricity transmission price plans and submit calculation reports to electricity authorities for appraisal in accordance with Article 5 of this Circular.
2. Electricity authorities shall review documents on adjusted electricity transmission price within 07 working days. In cases where the documents on adjusted electricity transmission price are unsatisfactory as specified in Article 5 of this Circular, the electricity transmission unit shall complete, supplement such application within 5 working days from the date of receiving the request from the electricity authority. Electricity authorities shall submit documents on adjusted electricity transmission price and solicit relevant ministries, authorities for feedback (if any). Relevant ministries, authorities shall respond in writing within 05 working days from the date on which they they receive the request from electricity authorities.
3. Within 25 working days from the date on which the electricity transmission unit provide satisfactory documents as specified in Clause 5 of this Article, the electricity authority shall appraise the documents on adjusted electricity transmission price in year N or employ consultants to appraise the documents (if necessary), and submit the documents to the Minister of Industry and Trade for approval. The adjusted electricity transmission price in year N shall be applied in year N after approval.
4. Within 7 working days from the date on which the electricity authority submit the documents on adjusted electricity transmission price, the Minister of Industry and Trade shall approve the adjusted electricity transmission price.
5. Documents on adjusted electricity transmission price in year N include:
a) Written approval for adjusted electricity transmission price;
b) Explanatory documents and calculation of adjusted electricity transmission price by electricity transmission units based on the input parameters of electricity transmission price;
c) Other relevant documents (if any).
6. Documents on adjusted electricity transmission price shall be made in written form, or as a legally valid electronic message in accordance with legal regulations. Electricity transmission units shall submit 01 set of documents in electronic form or directly submit 01 set of documents in written form (if necessary) to the electricity authority.
7. Any difference between the payable based on the approved electricity transmission price in year N and payable based on the adjusted electricity transmission price in year N shall be settled by the parties after the approval of the adjusted electricity transmission price in year N in accordance with the electricity transmission agreement.
Chapter IV
IMPLEMENTATION
Article 11. electricity transmission agreements
1. Electricity transmission agreement shall be signed between and transmission grid users.
2. Transmission grid users shall pay electricity transmission fees to the electricity transmission units according to the signed agreement.
Article 12. Responsibilities of relevant units
1. Electricity authorities shall appraise the annual electricity transmission price and submit it to the Minister of Industry and Trade for approval.
2. Responsibilities of electricity transmission units:
a) Formulate annual electricity transmission price in accordance with this Circular;
b) Cooperate with competent authorities and relevant electricity suppliers and recipients in negotiation and agreement on technical design of metering systems, data collection systems for metering electricity consumption, metering boundaries, electricity supply and delivery methods in accordance with regulations on electricity metering issued by the Minister of Industry and Trade to determine the electricity transmission output;
c) Negotiate with EVN about electricity transmission agreements in accordance with regulations;
d) Formulate or employ specialized consultants to formulate personnel cost ratio, major repair cost ratio, and other cost norms in the calculation of electricity transmission price;
dd) Negotiate with relevant units about connection points, investment boundaries, and operational management boundaries in accordance with the regulations on the electricity transmission system issued by the Minister of Industry and Trade;
e) Report to electricity authorities on adjusting electricity transmission price in year N stipulated in Clause 3 Article 3 and Article 10 of this Circular within 7 working days from the end of year N.
3. EVN shall review and provide feedback on documents on electricity transmission price formulated by electricity transmission units at request of electricity authorities for consideration and decision of the Ministry of Industry and Trade.
Article 13. Implementation
1. This Circular comes into force from February 01, 2025.
2. The following Circulars are abrogated:
a) Circular No. 02/2017/TT-BCT dated February 10, 2017 of the Minister of Industry and Trade;
b) Circular No. 14/2022/TT-BCT dated September 30, 2022 of the Minister of Industry and Trade;
3. Difficulties that arise during the implementation shall be reported to Ministry of Industry and Trade for consideration./.
|
PP. MINISTER |