![](https://vietjack.me/assets/images/loading.gif)
Chương II Thông tư 56/2014/TT-BCT: Phương pháp xây dựng giá hợp đồng mua bán điện
Số hiệu: | 56/2014/TT-BCT | Loại văn bản: | Thông tư |
Nơi ban hành: | Bộ Công thương | Người ký: | Cao Quốc Hưng |
Ngày ban hành: | 19/12/2014 | Ngày hiệu lực: | 03/02/2015 |
Ngày công báo: | 22/01/2015 | Số công báo: | Từ số 141 đến số 142 |
Lĩnh vực: | Thương mại | Tình trạng: |
Hết hiệu lực
22/02/2021 |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Văn bản tiếng việt
1. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:
a) Chủ đầu tư chi trả các khoản chi phí hợp lý toàn bộ đời sống kinh tế dự án;
b) Tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%.
2. Giá hợp đồng mua bán điện của máy nhiệt điện được tính bằng đồng/kWh, bao gồm hai thành phần sau:
a) Giá phát điện: do hai bên thoả thuận trong Năm cơ sở và không được vượt quá khung giá phát điện của máy nhiệt điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt trong Năm cơ sở, giá phát điện được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 Thông tư này;
b) Giá vận chuyển nhiên liệu chính: do hai bên thỏa thuận trong Năm cơ sở và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.
3. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thuỷ điện là giá phát điện được tính bằng đồng/kWh, giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thủy điện do hai bên thoả thuận trong Năm cơ sở và không được vượt quá khung giá phát điện của nhà máy thuỷ điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt trong Năm cơ sở. Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thuỷ điện được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 9 Thông tư này.
4. Giá hợp đồng mua bán điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, phí dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện), chi phí đầu tư đường dây truyền tải và các khoản thuế, phí khác theo quy định của Nhà nước (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá điện).
5. Sau khi xác định được Vốn đầu tư được quyết toán, bên bán có trách nhiệm gửi cho bên mua hồ sơ liên quan đến Vốn đầu tư được quyết toán. Bên bán hoặc bên mua có quyền yêu cầu xác định lại giá hợp đồng mua bán điện theo các nguyên tắc sau:
a) Bên bán hoặc bên mua có văn bản đề nghị Cục Điều tiết điện lực có ý kiến về việc hai bên đàm phán lại giá điện và Hợp đồng mua bán điện theo Vốn đầu tư được quyết toán. Hồ sơ đề nghị gửi Cục Điều tiết điện lực thực hiện theo quy định tại Điều 22 Thông tư này;
b) Sau khi Cục Điều tiết điện lực có ý kiến, bên bán và bên mua thực hiện đàm phán lại giá hợp đồng mua bán điện theo các nguyên tắc sau:
- Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 (đối với nhà máy nhiệt điện) và Điều 9 (đối với nhà máy thủy điện) Thông tư này;
- Các thông số tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 (đối với nhà máy nhiệt điện) và Điều 9 (đối với nhà máy thủy điện) Thông tư này và được cập nhật lại cùng thời điểm xác định Vốn đầu tư được quyết toán;
- Giá phát điện nằm trong khung giá phát điện của năm lập Vốn đầu tư được quyết toán;
- Giá phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy, giá từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 12 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá phát điện từng năm của các năm trước thời điểm hai bên ký kết hợp đồng sửa đổi bổ sung hợp đồng mua bán điện theo giá điện xác định trên cơ sở Vốn đầu tư được quyết toán.
Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
= PG +
1. PG (đồng/kWh) là giá phát điện Năm cơ sở và được xác định theo công thức sau:
PG = FC + FOMCb + VCb
Trong đó:
FC: Giá cố định bình quân được xác định theo quy định tại Điều 5 Thông tư này (đồng/kWh);
FOMCb: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định Năm cơ sở được hai bên thỏa thuận theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);
VCb: Giá biến đổi Năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).
Giá phát điện (PG) không vượt quá khung giá phát điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành. Trường hợp nhà máy nhiệt điện có công suất khác với công suất của Nhà máy điện chuẩn nhưng ở trong phạm vi ± 10% công suất của Nhà máy điện chuẩn, áp dụng khung giá của Nhà máy điện chuẩn gần nhất, có cùng công nghệ, có cùng số tổ máy.
Đối với các nhà máy nhiệt điện có tổng công suất từ 200MW trở xuống và các nhà máy nhiệt điện có công suất khác vượt ngoài phạm vi ± 10% công suất của Nhà máy điện chuẩn, giá phát điện được xác định cho từng trường hợp cụ thể theo phương pháp quy định tại Chương này tương ứng với các thông số quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
2. (đồng/kWh) là giá vận chuyển nhiên liệu chính Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.
3. Chi phí chạy thử, nghiệm thu của nhà máy nhiệt điện:
a) Đối với chi phí chạy thử nghiệm thu trước giai đoạn nhà máy nhiệt điện vận hành thương mại: hai bên thỏa thuận trên cơ sở Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt lần đầu.
b) Đối với chi phí chạy thử nghiệm thu phát sinh sau giai đoạn nhà máy nhiệt điện vận hành thương mại: Bên mua có trách nhiệm thanh toán chi phí nhiên liệu cho Bên bán theo quy định.
1. Giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện (FC) được xác định trên cơ sở phân tích tài chính của dự án theo các Biểu mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này với tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12%. Các thông số đầu vào để xây dựng giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện (FC) được xác định theo hướng dẫn tại Khoản 2 Điều này.
2. Thông số đầu vào chính được sử dụng trong tính toán giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện (FC):
a) Tổng mức đầu tư: được xác định trên cơ sở Tổng mức đầu tư lần đầu hoặc Vốn đầu tư được quyết toán (đồng); không đưa vào Tổng mức đầu tư của dự án hoặc Vốn đầu tư được quyết toán của dự án các chi phí đầu tư, nâng cấp thiết bị để duy trì vận hành nhà máy điện sau 20 năm vận hành thương mại;
b) Đời sống kinh tế: được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt đời sống kinh tế của dự án khác với quy định tại Thông tư này, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (năm);
c) Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát: được xác định theo công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt và số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy. Trong đó số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy được xác định theo thiết kế được duyệt nhưng không thấp hơn số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận trên cơ sở các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị. Riêng đối với nhà máy tuabin khí, điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát có tính đến khả năng cung cấp khí do cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt (kWh);
d) Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây truyền tải điện (nếu có): xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy điện hoặc theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);
đ) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính: được xác định trên cơ sở bình quân thời gian trích khấu hao tài sản cố định chính của từng nhóm tài sản cố định theo khung thời gian trích khấu hao tài sản cố định chính theo quy định tại Thông tư số 45/2013/TT-BTC ngày 25 tháng 4 năm 2013 của Bộ Tài chính hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định hoặc văn bản thay thế. Trường hợp nếu có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép thời gian trích khấu hao tài sản cố định khác với khung thời gian trích khấu hao tài sản cố định theo quy định của Bộ Tài chính, áp dụng thời gian trích khấu hao tài sản cố định tại văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép (năm);
e) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay trong Tổng mức đầu tư lần đầu: tỷ lệ vốn chủ sở hữu trong khoảng từ 20% đến 30%, tỷ lệ vốn vay trong khoảng từ 70% đến 80%. Trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt khác với tỷ lệ nêu trên, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền (%);
g) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: căn cứ vào Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu có tính pháp lý giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay, trong đó bình quân lãi suất các nguồn vốn vay không vượt quá mức trần lãi suất được quy định dưới đây:
- Lãi suất vốn vay ngoại tệ: được xác định bằng giá trị trung bình của lãi suất hoán đổi đồng Đôla Mỹ thời hạn 10 năm trong 36 tháng liền kề thời điểm các bên đàm phán trên thị trường liên ngân hàng Luân Đôn (LIBOR swaps[1]) cộng với tỷ lệ bình quân năm cho dịch vụ phí của các ngân hàng, phí bảo lãnh, thuế liên quan là 3% hoặc do Bộ Công Thương công bố;
- 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 5 năm trước liền kề của năm đàm phán, xác định tại ngày 30 tháng 9 hàng 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 bình quân năm biên lãi suất là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương công bố;
Tổng vốn vay trong tính toán giá điện theo Tổng mức đầu tư lần đầu bằng tổng mức đầu tư trừ vốn chủ sở hữu. Trường hợp tổng vốn vay từ các Hợp đồng vay vốn hoặc các văn bản, tài liệu có tính pháp lý giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay thấp hơn tổng vốn vay trong phương án tính toán giá điện, phần vốn vay còn thiếu trong thời gian vận hành sẽ được tính toán như sau:
- Thời gian trả nợ vay: được xác định trên cơ sở kế hoạch trả nợ vay theo tài liệu phân tích tài chính trong thiết kế cơ sở được duyệt, trong đó thời gian trả nợ vay tối thiểu là 10 năm;
- Lãi suất vay vốn: được xác định trên cơ sở lãi suất vay theo tài liệu phân tích tài chính trong thiết kế cơ sở được duyệt, trong đó bình quân lãi suất các nguồn vốn vay không vượt quá mức trần lãi suất được quy định như trên.
h) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: được xác định theo quy định hiện hành.
Giá vận hành và bảo dưỡng cố định Năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
FOMCb = +
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
1. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác của Năm cơ sở gồm chi phí sửa chữa lớn, chi phí vật liệu phụ, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (đồng). Trường hợp không xác định được tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại Khoản 3 Điều này;
Pt : Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt, được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);
Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);
ttd: Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm d Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);
kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).
2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng chi phí nhân công Năm cơ sở gồm chi phí tiền lương, chi phí bảo hiểm xã hội, chi phí bảo hiểm y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo (đồng). Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại Khoản 4 Điều này;
Pt : Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt, được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);
Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);
ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất của nhà máy được xác định theo quy định tại điểm d Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);
kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).
1. Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl (đồng) được tính toán theo công thức sau:
TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl
Trong đó:
VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);
kF,scl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy nhiệt điện, kF,scl quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
2. Tổng chi phí nhân công TCnc (đồng) được tính toán theo công thức sau:
TCnc =VĐTXL+TB x kF,nc
Trong đó:
VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy nhiệt điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);
kF,nc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy nhiệt điện, kF,nc quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Giá biến đổi của nhà máy điện tại Năm cơ sở VCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
VCb = +
+
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 3 Điều này (đồng/kWh).
1. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tại Năm cơ sở (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu chính do hai bên thỏa thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị và được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (kg/kWh hoặc BTU/kWh);
: Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được quy định như sau:
- Đối với nhiên liệu than nội địa: Giá than là giá tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than, bao gồm hao hụt, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có), nhưng không bao gồm cước vận chuyển (đồng/tấn). Trường hợp nếu hợp đồng mua bán than không tách được cước vận chuyển nhiên liệu, giá nhiên liệu Năm cơ sở được xác định bằng giá trong hợp đồng mua bán than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng xuất khẩu than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU).
2. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ của nhà máy điện Năm cơ sở (đồng/kWh), được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Suất hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu), do hai bên thoả thuận trên cơ sở thông số của nhà chế tạo thiết bị (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) Năm cơ sở bao gồm cả cước vận chuyển và các loại phí khác theo quy định (đồng/kg).
3. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở
(đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Cvlp: Tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy điện được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện Năm cơ sở (đồng);
Ckd: Tổng chi phí khởi động bao gồm chi phí nhiên liệu, chi phí khác cho khởi động (đồng); đối với nhà máy nhiệt điện than, số lần khởi động cho phép được tính là 01 lần trong 01 năm ứng với mỗi trạng thái khởi động; đối với nhà máy điện tuabin khí, số lần khởi động cho phép do hai bên thỏa thuận trên cơ sở nhu cầu hệ thống điện và đặc tính vận hành của nhà máy điện;
Ck: Chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên hàng năm, được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này (đồng);
Pt: Tổng công suất tinh của nhà máy điện (kW);
kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được xác định theo quy định tại điểm c Khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%);
Tmax: Thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong cả đời dự án nhà máy điện (giờ) và được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
=
´
Trong đó:
: Suất hao nhiên liệu bình quân của nhiên liệu chính đối với nhà máy nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân của nhiên liệu chính đối với nhà máy tuabin khí (BTU/kWh) và được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này;
: giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than hoặc tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy thủy điện (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
= FC + FOMCb
Trong đó:
FC: Giá cố định bình quân của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 10 Thông tư này (đồng/kWh);
FOMCb: Giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh).
1. Giá cố định bình quân của nhà máy thủy điện (FC) được xác định trên cơ sở phân tích tài chính của dự án theo các Biểu mẫu 1 và Biểu mẫu 2 quy định tại Phụ lục 2 ban hành kèm theo Thông tư này với tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) không vượt quá 12% và các thông số đầu vào theo hướng dẫn tại Khoản 2 Điều này.
2. Thông số đầu vào được sử dụng trong tính toán giá điện:
a) Tổng mức đầu tư, đời sống kinh tế, tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp (chưa bao gồm tổn thất đường dây truyền tải điện nếu có), tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay, thời gian trích khấu hao, lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành, thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều 5 Thông tư này;
b) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát: điện năng phát trung bình nhiều năm của nhà máy thủy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW). Trường hợp có văn bản của cơ quan có thẩm quyền phê duyệt khác, áp dụng theo văn bản của cơ quan có thẩm quyền.
Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở (FOMCb) được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
FOMCb = +
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
1. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác Năm cơ sở () được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở gồm chi phí sửa chữa lớn, chi phí vật liệu phụ, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí bằng tiền khác (đồng). Trường hợp không xác định được tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại tại Khoản 3 Điều này;
Abq : Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (kWh);
ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (%).
2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở () được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Tổng chi phí nhân công Năm cơ sở gồm chi phí tiền lương, chi phí bảo hiểm xã hội, chi phí bảo hiểm y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo (đồng). Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công như trên, các bên áp dụng theo phương pháp tính toán tại Khoản 4 Điều này;
Abq : Điện năng phát bình quân hàng năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (kWh);
ttd : Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, được xác định theo quy định tại điểm a Khoản 2 Điều 10 Thông tư này (%).
3. Tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (TCscl) được tính toán theo công thức sau:
TCcsl =VĐTXL+TB x kscl
Trong đó:
VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy thủy điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 10 Thông tư này (đồng);
kscl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy thủy điện, kscl quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
4. Tổng chi phí nhân công (TCnc) được tính toán theo công thức sau:
TCnc =VĐTXL+TB x knc
Trong đó:
VĐTXL+TB: Tổng vốn đầu tư xây lắp và thiết bị của nhà máy thủy điện được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư tính toán giá điện quy định tại khoản 2 Điều 10 Thông tư này (đồng);
knc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy thủy điện, knc quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
1. Hai bên có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng.
Trường hợp hai bên thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá từng năm trong thời hạn hợp đồng thì việc xác định các mức giá này phải tuân thủ các nguyên tắc quy định tại Khoản 2 Điều này.
2. Trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính của dự án, giá cố định của nhà máy nhiệt điện hoặc nhà máy thuỷ điện được quy đổi thành giá từng năm của hợp đồng mua bán điện ( Giá cố định năm j) với điều kiện đảm bảo giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được hai bên thỏa thuận và tuân thủ theo các nguyên tắc sau:
a) Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính toán giá từng năm là 10%;
b) Nhà đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản nợ vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay; tỷ lệ điều chỉnh giá cố định của năm cao nhất kể từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên so với giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện hoặc nhà máy thuỷ điện hai bên đã thỏa thuận không vượt quá 1,2 lần.
1. Hàng năm, căn cứ tổng vốn vay ngoại tệ, kế hoạch trả nợ vốn vay ngoại tệ, số liệu trả nợ gốc vay thực tế, tỷ giá quy đổi đã được hai bên thỏa thuận trong phương án giá điện, tỷ giá quy đổi thực hiện năm liền kề trước, hai bên thực hiện tính toán chênh lệch tỷ giá và đề xuất phương án thanh toán gửi Cục Điều tiết điện lực kiểm tra trình Bộ Công Thương xem xét quyết định phương án thanh toán.
2. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định của nhà máy nhiệt điện và giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy thủy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:
a) Thành phần giá theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được điều chỉnh theo tỷ lệ trượt chi phí bình quân quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này. Hai bên nghiên cứu, đề xuất cơ chế điều chỉnh thành phần giá theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;
b) Thành phần giá theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán.
Giá Hợp đồng của Nhà máy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j PC,j,t (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá cố định năm j được xác định theo Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
: Giá biến đổi tháng t, năm j được xác định theo Khoản 3 Điều này (đồng/kWh);
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tháng t, năm j được xác định theo Khoản 4 Điều này (đồng/kWh).
1. Giá cố định năm j () được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.
2. Giá vận hành và bảo dưỡng cố định tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh).
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 1 Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);
i: Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: giá vận hành và bảo dưỡng cố định theo chi phí nhân công được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);
: Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng);
: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở (đồng/người/tháng).
1. Giá biến đổi tháng t, năm j VCj,t (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
VCj,t = +
+
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm a Khoản này (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm b Khoản này (đồng/kWh);
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j, được xác định theo điểm c Khoản này (đồng/kWh).
a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính (than, khí) của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
kHS,j : tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm thứ j (%);
: Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
: Giá nhiên liệu chính (than, khí) cho phát điện tại Năm cơ sở, được xác định theo quy định tại Khoản 1 Điều 7 Thông tư này, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
b) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu phụ (dầu) của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 2 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/kg);
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại Năm cơ sở (đồng/kg).
c) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Khoản 3 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh);
i: Tỷ lệ trượt thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).
2. Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 9 Thông tư này (đồng/kWh);
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí);
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính (than, khí) tại Năm cơ sở, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
3. Tổng chi phí khởi động trong tháng t của nhà máy điện (đồng), được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
u: Thứ tự tổ máy của nhà máy điện;
U: Số tổ máy của nhà máy điện;
f: Loại nhiên liệu (đối với nhiên liệu chính f = 1; nhiên liệu phụ f = 2);
s: Trạng thái khởi động của tổ máy;
S: Số trạng thái khởi động của tổ máy;
pu,f,s: Số lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s trong tháng;
Mu,f,s: Khối lượng nhiên liệu tiêu hao than (kg) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU) đối với tuabin khí cho một lần khởi động của tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s;
Du,f,s: Đơn giá nhiên liệu cho một lần khởi động tổ máy u, sử dụng nhiên liệu f, ở trạng thái khởi động s, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than và tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
: Tổng chi phí khác cho một lần khởi động, được tính bằng đồng.
Việc thanh toán chi phí khởi động của nhà máy điện được thực hiện theo quy định tại Thông tư số 30/2014/TT-BCT ngày 02 tháng 10 năm 2014 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hoặc các văn bản thay thế.
Giá Hợp đồng của Nhà máy thủy điện tại thời điểm thanh toán tiền điện tháng t, năm j (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá cố định năm j, được xác định theo Khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j, được xác định theo Khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
1. Giá cố định năm j (): được xác định theo quy định tại Điều 12 Thông tư này.
2. Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j FOMCj,t (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác năm j (đồng/kWh);
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j (đồng/kWh).
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác Năm cơ sở, được xác định theo Khoản 1 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh);
i: Tỷ lệ trượt thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l=1).
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công tháng t, năm j () được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở được xác định theo Khoản 2 Điều 11 Thông tư này (đồng/kWh);
: Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm thứ j (đồng/người/tháng);
: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở (đồng/người/tháng).
1. Đối với nhà máy điện đã có giá bình quân cả đời dự án: giá hợp đồng mua bán điện áp dụng tiếp cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế.
2. Đối với nhà máy điện chưa có giá bình quân cả đời dự án: hai bên đàm phán thỏa thuận giá bình quân, giá từng năm từ năm Hợp đồng mua bán điện có hiệu lực đến hết đời sống kinh tế của Nhà máy, hợp đồng mua bán điện trên cơ sở quy định tại Thông tư này.
3. Đối với nhà máy điện cổ phần hóa thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam: áp dụng quy định tại Khoản 1 hoặc Khoản 2 Điều này, năm tính toán bắt đầu từ thời điểm chuyển sang công ty cổ phần.
1. Giá của nhà máy thủy điện và giá cố định của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy thu hồi các chi phí phục vụ hoạt động sản xuất kinh doanh điện, thời gian tính giá theo chu kỳ sửa chữa lớn thiết bị chính; trường hợp có văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt thời gian tính giá, áp dụng theo văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Hai bên thỏa thuận lợi nhuận hợp lý, báo cáo Bộ Công Thương, Cục Điều tiết điện lực xem xét.
2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo hướng dẫn tại Điều 7 Thông tư này.
3. Trường hợp nhà máy điện có đầu tư nâng cấp, thay thế thiết bị công trình để duy trì vận hành sau năm vận hành thứ 20, khi có đủ hồ sơ pháp lý, giá hợp đồng mua bán điện sẽ được xem xét, điều chỉnh phù hợp.
1. Trên cơ sở hướng dẫn tại Thông tư này, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện, xây dựng phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện, các cơ chế riêng phù hợp với thực tế của nhà máy, trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, chấp thuận.
2. Sau khi có văn bản hướng dẫn của Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và đơn vị phát điện thực hiện đàm phán, thỏa thuận thống nhất và trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra theo quy định tại Điều 20, Điều 21, Điều 22, Điều 24 Thông tư này.
METHOD OF DETERMINATION OF PPA PRICE0}
Section 1. METHOD OF DETERMINATION OF PPA PRICE FOR NEW POWER PLANT<0}
Article 3. Principles for determination of PPA price
1. PPA price of a power plant is constructed as follows:
a) The Investor shall pay appropriate expenses for the entire economic life of the project.
b) The internal rate of return (IRR) does not exceed 12%.
2. PPA price of a thermal power plant is calculated in VND/kWh including two components as follows:
a) Electricity generation cost shall be agreed upon by the two parties in the fundamental year and shall not exceed electricity generation cost frame of thermal power plants approved by the Minister of Industry and Trade in the fundamental year. Electricity generation cost is constructed in accordance with the method prescribed in Article 4 hereof;
b) Cost of main fuel transport shall be agreed upon by the two parties in the fundamental year and determined in accordance with the method prescribed in Article 8 hereof.
3. PPA price of hydroelectric plants is the electricity generation cost calculated in VND/kWh, agreed upon by the two parties in the fundamental year and does not exceed electricity generation cost frame of hydroelectric plants approved by the Minister of Industry and Trade in the fundamental year. PPA price of hydroelectric plants is determined in accordance with the method as prescribed in Article 9 hereof.
4. PPA price is not yet inclusive of value-added-tax (VAT), tax for consumption of natural resources of water, fees of forest environment service and environmental protection for solid waste (applied to thermal power plants), expenses for construction of transmission lines and other taxes, charges according to the State's regulations (except taxes and charges included in the electricity price plan).
5. After the settled investment capital is determined, the Seller shall send to the Buyer the set of documents concerning the settled investment capital. The Seller or Buyer has the right to ask for re-determination of PPA price according to the following principles:
a) The Seller or Buyer shall issue a written request to Electricity Regulatory Authority for advices on re-negotiation of electricity price and PPA according to the settled investment capital by the two parties. Documents submitted to Electricity Regulatory Authority are instructed in Article 22 hereof;
b) After receipt of advice from Electricity Regulatory Authority, the Seller and Buyer shall carry out re-negotiation of PPA price according to the following principles:
- Method of PPA price determination is instructed in Article 4 (for thermal power plants) and Article 9 (for hydroelectric plants) hereof;
- Factors for calculation of PPA price is instructed in Article 4 (for thermal power plants) and Article 9 (for hydroelectric plants) hereof and updated at the same time of determination of the settled investment capital;
- Electricity generation cost is included in the electricity generation cost frame of the year when the settled investment capital is formed;
- Electricity generation cost takes effect since commercial operation of power plants. Yearly price is instructed in Article 12 hereof and no revision should be made to yearly electricity price of the years prior to the time the two parties sign the amended and supplemented PPA with electricity price determined on the basis of settled investment capital.
Article 4. Method of PPA price determination for thermal power plants
PPA price of thermal power plants in the fundamental year is determined in the following formula:
PCnđ = PG + PbVC
1. PG (VND/kWh) is the electricity generation cost in the fundamental year and determined in the following formula:
PG = FC + FOMCb + VCb
Where:
FC: Average fixed price is determined in accordance with Article 5 hereof (VND/kWh);
FOMCb: Fixed price for operation and maintenance in the fundamental year is agreed upon by the two parties in accordance with Article 6 hereof (VND/kWh);
VCb: Variable price is determined in accordance with Article 7 hereof (VND/kWh);
Electricity generation cost PG does not exceed electricity generation cost frame issued by the Minister of Industry and Trade. In case capacity of thermal power plants is different from capacity of standard power plants but within ± 10% of standard power plants, apply cost frame of nearest standard power plants of the same technology and assembly number;
As for thermal power plants with total capacity from 200 MW and under and thermal power plants with capacity beyond ± 10% of standard power plants, electricity generation cost shall be determined for each specific case in accordance with the method prescribed in this Chapter in proportion to the factors defined in Appendix 1 hereof.
2. PbVC (VND/kWh) is the cost for transport of main fuel in the fundamental year determined in accordance with the method prescribed in Article 8 hereof.
3. Cost for trial operation and acceptance of thermal power plants:
a) As for the cost for trial operation and acceptance before the thermal power plant is put into commercial operation, the two parties shall carry out negotiation on the basis of total investment capital approved for the first time.
a) As for the cost for trial operation and acceptance arising after the thermal power plant is put into commercial operation, the Buyer shall be responsible for payment of fuel cost to the Seller as regulated.
Article 5. Method of determination of average fixed price for thermal power plants
1. Average fixed price for thermal power plants (FC) is determined on the basis of financial analysis of projects according to Forms 1 and 2 prescribed in Appendix 2 enclosed herewith with IRR not exceeding 12%. Input factors for the construction of average fixed price for thermal power plants (FC) is determined in accordance with the instructions set out in Clause 2 of this Article.
2. Main input factors used for calculation of average fixed price for thermal power plants (FC):
a) Total investment is determined on the basis of the total first investment capital or settled investment capital (VND); expenses for investment, upgrading of equipment to maintain operation of power plants after 20 years of commercial operation should not be included in the project’s total investment capital or settled investment capital.
b) Economic life is regulated in Appendix 1 hereof. In case a written approval of the project’s economic life issued by competent state agencies is different from the provisions set out hereof, the former shall be applied;
c) Average electricity energy annually generated at terminals is determined according to approved design terminal capacity and the number of hours of operation of the plant at average maximum capacity over years (Tmax). Tmax is determined on the basis of the approved design but not less than Tmax prescribed in Appendix 1 hereof. Proportion of power attenuation is averaged over the entire economic life of the power plant agreed by the two parties on the basis of the equipment manufacturer’s technical documents. Particular for gas turbine plants, gas supply capability is taken into account in the average electricity energy annually generated at terminals
d) Proportion of auxiliary power and losses to transformers of the power plant, losses to transmission lines (if any) is determined on the basis of approved fundamental design of the power plant or the equipment manufacturer’s technical documents (%);
dd) Time for depreciation of each group of main fixed assets is determined on the basis of average time for depreciation of each group of main fixed assets in accordance with time frame of main fixed asset depreciation as prescribed in the Circular No.45/2013/TT-BTC dated April 25, 2013 of the Ministry of Finance providing guidance on management, use and depreciation of fixed assets, or replacement documents. In case the time for fixed asset depreciation allowed by competent state agencies is different from that as prescribed by the Ministry of Finance, the former shall be applied.
e) Percentage of ownership capital and loan capital of the total first investment capital: ownership capital accounts for from 20 - 30 per cent and loan capital from 70 - 80 per cent. In case the percentage approved in writing by competent state agencies is different from that mentioned above, the former shall be applied;
g) Loan interests and period of repayment during the operation is based on loan contracts, or documents binding the Investor and credit institutions, lenders of which average interests of the loans do not exceed interest rate ceiling as regulated as follows:
Interests of loans in foreign currency are determined by adding mean value of US dollar swap rate for a ten-year term in 36 months close to the time of negotiation on LIBOR swaps carried out by the two parties to three per cent as annual average rate of bank service fees, guarantee fees and relevant charges, or the limit announced by The Ministry of Industry and Trade.- Interests of domestic currency are determined by adding average interest rate of deposits in Vietnam dong for a 12-month term (postpaid) intended for clients as individuals for five consecutive years preceding the year of negotiation, determined on September 30 annually by four commercial banks (Joint stock commercial Bank for Foreign Trade of Vietnam, Vietnam Bank for Trade and Industry, Joint Stock Commercial Bank for Investment and Development of Vietnam, Vietnam Bank for Agriculture and Rural Development or legal successors to these banks) to three per cent as average annual margin interest rate or the limit announced by the Ministry of Industry and Trade.
Total loan capital in the calculation of electricity price according to total first investment capital is determined by subtracting ownership capital from total investment capital. In case total loans from loan contracts or documents, agreements binding the investor and credit institutions, lenders are lower than total loans in electricity price calculation plan, the loan deficit during the operation is calculated as follows:
- Period of repayment is determined on the basis of repayment plan according to the financial analysis report in the approved fundamental design of which the period of repayment is at least ten years.
- Loan interest rate is determined on the basis of loan interest according to the financial analysis report in the approved fundamental design of which average loan interests do not exceed interest rate ceiling as mentioned above.
h) Enterprise income tax rate, other fees, charges are determined according to applicable regulations.
Article 6. Method of determination of fixed price for operation and maintenance of thermal power plants
Fixed price for operation and maintenance in the fundamental year FOMCb (VND/kWh) determined in the following formula:
FOMCb = FOMCbscl+ FOMCbnc
Where:
FOMCbscl: Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);
FOMCbnc: Fixed price for operation and maintenance according to workforce cost in the fundamental year is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);
1. Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined as follows;
Where:
TCscl: Total major repair cost and other expenses in the fundamental year consist of major repair cost, expenses for additional materials, outside services, and others.
In case total major repair cost and other expenses as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 3 of this Article;
Pt: Generator terminal capacity according to approved design is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (kWh);
Tmax : Number of hours of operation at average maximum capacity over years are determined on the basis of Point c, Clause 25, Article 5 hereof (kWh).
ttd: Proportion of auxiliary power and losses to the plant is determined on the basis of Point d, Clause 2, Article 5 hereof (%);
kCS: Proportion of power attenuation averaged over the entire economic life of the power plant is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (%).
2. Fixed price for operation and maintenance according to workforce cost in the fundamental year FOMCbnc (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
TCnc: Total workforce cost in the fundamental year consists of payroll, social insurance cost, healthcare insurance cost, union funds and other attached allowances (VND).
In case total workforce cost as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 4 of this Article;
Pt: Generator terminal capacity according to approved design is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (kWh);
Tmax : Number of hours of operation at average maximum capacity over years are determined on the basis of Point c, Clause 25, Article 5 hereof (kWh).
ttd: Proportion of auxiliary power and losses to the plant is determined on the basis of Point d, Clause 2, Article 5 hereof (%);
kCS: Proportion of power attenuation averaged over the entire economic life of the power plant is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (%).
1. Total major repair cost and other expenses TCscl (VND) are determined in the following formula:
TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl
Where:
VĐTXL+TB: Total investment capital for construction and equipment of a thermal power plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 5 hereof (VND);
kF,scl: Proportion of major repair cost and other expenses (%) of the thermal power plant kF,scl is regulated in Appendix 1 hereof.
2. Total workforce cost TCnc (VND) is determined in the following formula:
TCnd =VĐTXL+TB x kF,scl
Where:
VĐTXL+TB: Total investment capital for construction and equipment of a thermal power plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 5 hereof (VND);
kF,scl: Proportion of workforce cost (%) of the thermal power plant kF,scl is regulated in Appendix 1 hereof.
Article 7. Method of determination of variable price of thermal power plants
Variable price of a thermal power plant in the fundamental VCb (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
VCbnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) for the thermal power plant in the fundamental year is determined according to the method prescribed in Clause 1 of this Article (VND/kWh);
VCbnlb: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel (oil) for the thermal power plant in the fundamental year is determined according to the method prescribed in Clause 2 of this Article (VND/kWh);
VCbk: Components of variable price revised on the basis of other changes in the fundamental year is determined according to the method prescribed in Clause 3 of this Article (VND/kWh);
1. Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel in the fundamental year are determined in the following formula:
Where:
HRbqnlc: Average net fuel loss rate of main fuel agreed by the two parties on the basis of the equipment manufacturer’s specifications and calculated in proportion with loading level as prescribed in Appendix 1 hereof (kg/kWh or BTU/kWh);
Pbnlc: Cost of main fuel in the fundamental year is regulated as follows:
- For domestic coal: Price of coal is the price at the coal supplier’s loading point including losses, management fee and insurance (if any) but not including transport cost (VND/ton). In case the cost for transport of fuel can not be separated from the coal purchase contract, the cost of fuel in the fundamental year is determined as the price of the coal purchase contract (VND/ton);
- For imported coal: Price of coal is the price at the exporter’s port (VND/ton);
- For gas: Price of gas is the price at the mine (VND/ton);
2. Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel in the fundamental year VCbnlp (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
HRbqnlp: Average net fuel loss rate of secondary fuel (oil) agreed by the two parties on the basis of the equipment manufacturer’s specifications;
Pbnlp: Cost of secondary fuel in the fundamental year consists of transport cost and other charges as regulated (VND/kg).
3. Components of variable price revised on the basis of other changes in the fundamental year VCbk (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
Cvlp: Total annual cost of secondary materials of the power plant is determined on the basis of quantity and unit price of secondary materials used for generation of electricity in the fundamental year (VND);
Ckd: Total cost for starting operation consists of fuel cost and other costs (VND); as for coal-fired thermal power plant, permissible number of starts is calculated as once a year corresponding to each state of starting; as for gas turbine power plant, permissible number of starts shall be negotiated by the two parties on the basis of demand for electricity system and characteristic performance of the power plant.
Ck: Annual cost for repair and maintenance is calculated on the basis of total capital for construction and equipment of the power plant; proportion of regular repair cost is regulated in Appendix 1 hereof (VND);
Pt: Total net capacity of the power plant (kW);
kCS: Proportion of power attenuation averaged over the entire economic life of the power plant is determined on the basis of Point c, Clause 2, Article 5 hereof (%);
Tmax: Period of operation of the plant at maximum capacity is averaged over years throughout the life of the power plan project (hours) (Tmax) and regulated in Appendix 1 hereof.
Article 8. Method of determination of cost for transport of main fuel with respect to thermal power plant
Cost of main fuel transport of a thermal power plant in the fundamental Pbvc determined in the following formula (VND/kWh):
Where:
HRbqnlc: Average fuel loss rate of main fuel for coal-fired thermal power plant (kg/kWh) or average heat loss rate of main fuel for gas turbine plants (BTU/kWh), and determined on the basis of Clause 1, Article 7 hereof;
Pbv/c: Cost for transport of main fuel for generation of electricity in the fundamental year is calculated in VND/kg with respect to coal fuel or in VND/BTU with respect to gas fuel.
Article 9. Method of determination PPA price for hydroelectric plants
PPA price of hydroelectric plants Pbvc (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
FC: Average fixed price of the plant is determined according to the method regulated in Article 10 hereof (VND/kWh);
FOMCb: Cost for operation and maintenance of the plant is determined according to the method regulated in Article 11 hereof (VND/kWh);
Article 10. Method of determination of average fixed price for hydroelectric plants
1. Average fixed price for hydroelectric plants (FC) is determined on the basis of financial analysis of projects according to Forms 1 and 2 prescribed in Appendix 2 enclosed herewith with IRR not exceeding 12% and input factors as instructed in Clause 2 of this Article.
2. Input factors are used for calculation of electricity price:
a) Total investment cost, economic life, proportion of auxiliary power and losses to transformers (not including losses to transmission lines if any), proportion of ownership capital, loan capital, time of depreciation, loan interests, term of repayment during operation, enterprise income tax and other taxes and charges are determined according to provisions set out in Clause 2, Article 5 hereof;
b) Average electricity energy annually generated at terminals of hydroelectric plant is determined according to approved fundamental design (kW). In case a written approval is issued by the competent agency, such written approval shall be applied.
Article 11. Method of determination of cost for operation and maintenance of hydroelectric plants
Cost for operation and maintenance in the fundamental year FOMCb is determined by the following formula (VND/kWh):
Where:
FOMCbscl: Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);
FOMCbnc: Fixed price for operation and maintenance according to personnel cost in the fundamental year is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);
1. Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year FOMCbscl is determined in the following formula;
Where:
TCscl: Total major repair cost and other expenses in the fundamental year consist of major repair cost, expenses for secondary materials, outside services, and others (VND). In case total major repair cost and other expenses as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 3 of this Article;
Abq : Electricity energy annually generated at the terminals is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (kWh);
ttd : Proportion of auxiliary power and losses to transformers of the power plant is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (%).
2. Price for operation and maintenance according to workforce cost in the fundamental year FOMCbnc is determined in the following formula:
Where:
TCnc: Total workforce cost in the fundamental year consists of payroll, social insurance cost, healthcare insurance cost, union funds and other attached allowances (VND).
In case total workforce budget as mentioned above can not be determined, the two parties shall apply calculation method as prescribed in Clause 4 of this Article;
Abq : Electricity energy annually generated at the terminals is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (kWh);
ttd : Proportion of auxiliary power and losses to transformers of the power plant is determined according to Point a, Clause 2, Article 10 hereof (%).
3. Total major repair cost and other expenses TCscl are determined in the following formula:
TCcsl =VĐTXL+TB x kF,scl
Where:
VĐTXL+TB: Total capital for construction and equipment of a hydroelectric plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 10 hereof (VND);
kscl: Proportion of major repair cost and other expenses (%) of the hydroelectric plant is regulated in Appendix 1 hereof.
4. Total workforce cost (TCnc ) is determined in the following formula:
TCnd =VĐTXL+TB x kF,scl
Where:
VĐTXL+TB: Total capital for construction and equipment of a hydroelectric plant is determined on the basis of total investment capital as prescribed in Clause 2, Article 10 hereof (VND);
knc: Proportion of workforce cost (%) of a hydroelectric plant is regulated in Appendix 1 hereof.
Section 2. METHOD OF DETERMINATION OF ELECTRICITY GENERATION COST BY YEAR IN THE PPA
Article 12. Principles for determination of electricity generation by year in the PPA
1. The two parties have the right to apply average fixed price agreed annually during the PPA
In case the two parties agree to convert average fixed price as agreed into the yearly price of the PPA, the determination of this price must conform to the principles as regulated in Clause 2 of this Article.
2. Based on conditions for actual loans and project's financial capability, fixed price of thermal power plants or hydroelectric plants is converted into yearly price of the PPA ( yearly price j) provided that the average fixed price remains unchanged in comparison with the price agreed by the two parties and conforms to the following principles:
a) Financial discount rate in the calculation of yearly price is 10%;
b) The investor must perform repayment of loans for the construction of a power plant according to the term of repayment; highest proportion of revised fixed price since the date of commercial operation of the first assembly in comparison with average fixed price of thermal power plant or hydroelectric plants as agreed by the two parties does not exceed 1.2 times.
Article 13. Principles for revision of yearly price of the PPA
1. Annually, based on foreign currency loans, plan for repayment of foreign currency loans, actual figures about repayment of principals, exchange rate agreed by the two parties in the electricity price plan, exchange rate applied in the preceding year, the two parties must carry out calculation of difference of exchange rates and propose payment plan to Electricity Regulatory Authority of Vietnam for inspection and making submission to The Ministry of Industry and Trade for consideration and decision on the payment plan.
2. Components of the fixed price for operation and maintenance of thermal power plants and hydroelectric plants are revised in the following principles:
a) Price components by major repair cost and other expenses are revised on the basis of average cost slippage rate as prescribed in Appendix 1 hereof. The two parties shall study and propose mechanism of revision of price components by major repair cost and other expenses for foreign currency based items.
b) Price components by workforce cost are revised on the basis of changes to regional minimum wages at the date of payment.
Article 14. Method of determination of PPA price for thermal power plants at the date of payment
PPA price of a power plant at the time of payment for electricity bills in month t, year j PC,j,t (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
: Fixed price in year j is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);
: Fixed price for operation and maintenance in month t, year j is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);
: Variable price in month t, year j is determined according to Clause 3 of this Article (VND/kWh);
: Cost for transport of main fuel in month t, year j is determined according to Clause 4 of this Article (VND/kWh);
1. Fixed price in year j (FCJ) is determined according to Article 12 hereof.
2. Fixed price for operation and maintenance in month t, year j is determined in the following formula:
Where:
: Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh);
: Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh);
a) Components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses are determined in the following formula (VND/kWh):
Where:
: Fixed price for operation and maintenance according to major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 1, Article 6 hereof (VND/kWh);
i: Slippage rate of components of the fixed price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses as prescribed in Appendix 1 hereof;
I: Ordinal numbers of payment years starting from the fundamental year (for the fundamental year I=1).
b) Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost (month t, year j) ( FOMCJscl) is determined in the following formula (VND/kWh):
Where:
FOMCbscl: Fixed price for operation and maintenance by workforce cost is determined according to the method as prescribed in Clause 2, Article 6 hereof (VND/kWh);
Lmin,j, t: Regional minimum wages at the time of payment in month t, year j (VND/person/month);
Lmin,b: Regional minimum wages in the fundamental year (VND/person/month);
1. Variable price in month t, year j VCj,t (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
VCj,tnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in month t, year j is determined according to Point a of this Clause (VND/kWh);
VCj,tnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in month t, year j is determined according to Point a of this Clause (VND/kWh);
VCjk: Components of variable price revised on the basis of other changes in year j is determined according to Point c of this Clause (VND/kWh);
a) Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in month t, year j is determined in the following formula:
Where:
VCbnlc: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of main fuel (coal, gas) of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 1, Article 7 hereof (VND/kWh);
kHS,j : Proportion of performance attenuation in year j (%);
Pj,tnlc: Price of main fuel (coal, gas) for generation of electricity at the time of payment in month t, year j is calculated in VND/ton for coal and VND/BTU for gas;
Pbnlc : Price of main fuel (coal, gas) for generation of electricity in the fundamental year is determined according to Clause 1, Article 7 hereof, calculated in VND/ton for coal and VND/BTU for gas.
b) Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel (oil) of the power plant in month t, year j is determined in the following formula:
Where:
VCbnlp: Components of variable price revised on the basis of changes to cost of secondary fuel (oil) of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 2, Article 7 hereof (VND/kWh);
Pj,tnlp: Price of secondary fuel (oil) for generation of electricity at the time of payment in month t, year j (VND/kg);
Pbnlp: Price of secondary fuel (oil) for generation of electricity in the fundamental year (VND/kg).
c) Components of variable price revised on the basis of other changes in year j (VND/kWh) are determined in the following formula:
Where:
VCbk: Components of variable price revised on the basis of other changes of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Clause 3, Article 7 hereof (VND/kWh);
i: Slippage rate of components of variable price revised on the basis of other changes as prescribed in Appendix 1 hereof;
I: Ordinal numbers of payment years starting from the fundamental year (for the fundamental year I=1).
2. Cost of main fuel transport of thermal power plant in month t, year j (VND/kWh) is determined in the following formula:
Where:
Pbvc: Cost for transport of main fuel of the power plant in the fundamental year is determined according to the method as prescribed in Article 9 hereof (VND/kWh);
Pj,tv/c: Cost for transport of main fuel (coal, gas) at the time of payment in month t, year j is calculated in VND/ton for coal or in VND/BTU for gas;
Pbv/c : Cost of transport of main fuel (coal, gas) in the fundamental year is calculated in VND/ton for coal or VND/BTU for gas.
3. Total cost for starting in month t of power plant is determined in the following formula:
Where:
u: Order of assembly of the power plant;
U: Number of assemblies of the power plant;
F: Type of fuel (main fuel f =1, secondary fuel f=2);
S: State of starting of assembly;
S: Number of states of starting of assembly;
pu,f,s: Number of starts of assembly u, using fuel f in the state of starting s in the month;
Mu,f,s: Quantity of lost coal (kg) for coal-fired power or quantity of lost heat for gas-fired power for a starting of the assembly u, using fuel f, in the state of starting s;
Du,f,s: Unit price for a starting of the assembly u, using fuel f, in the state of starting s is calculated in VND/kg for coal and in VND/BTU for gas.
Ckdk : Total of other costs for a starting is calculated in Vietnam dong.
Payment of the cost for starting the plant is made in accordance with the Circular No. 30/2014/TT-BCT dated October 02, 2014 of The Ministry of Industry and Trade regulating operation of competitive electricity market or replacement documents.
Article 15. Method of determination of PPA price for hydroelectric plants at the time of payment
PPA price of a hydroelectric plant at the time of payment in month t, year j is determined in the following formula:
Where:
: Fixed price in year j is determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);
FOMCj,t: Price for operation and maintenance in month t, year j is determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);
1. Fixed price in year j (FCJ) is determined according to Article 12 hereof.
2. Price for operation and maintenance in month t, year j is determined in the following formula:
Where:
FOMCjscl: Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in year j (VND/kWh);
FMOCjnc: Components of the fixed price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j (VND/kWh);
a) Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses are determined in the following formula:
Where:
FOMCbscl: Components of the price for operation and maintenance by major repair cost and other expenses in the fundamental year is determined according to Clause 1, Article 11 hereof (VND/kWh);
i: Slippage rate of components of the price for operation and maintenance by other costs as prescribed in Appendix 1 hereof;
I: Ordinal numbers of payment years starting from the fundamental year (for the fundamental year I=1).
b) Components of the price for operation and maintenance by workforce cost in month t, year j is determined in the following formula (VND/kWh):
Where:
FOMCbnc: Components of the price for operation and maintenance by workforce cost in the fundamental year is determined according to Clause 2, Article 11 hereof (VND/kWh);
Lmin,j, t: Regional minimum wages at the time of payment in month t, year j (VND/person/month);
Lmin,b: Regional minimum wages in the fundamental year (VND/person/month);
Section 3. Method of determination of electricity price of power plants put into commercial operation
Article 16. Method of determining electricity price for power plants with PPA expired but economic life unexpired
1. As for power plants that have average price for the entire life, PPA price shall be applied to the following years to the end of economic life.
2. As for power plants that have no average price for the entire project life, the two parties shall negotiate on average price, yearly price since the effective year of the PPA to the end of economic life of the plant, PPA as prescribed hereof.
3. As for equitized power plants affiliated to Vietnam Electricity, apply provisions set out in Clauses 1, or 2 of this Article and the effective year shall be from the time of equitization.
Article 17. Method of determining electricity price for power plants with expired economic life or under upgrading, replacement of equipment after 20 years of commercial operation
1. Price of hydroelectric plants and fixed price of thermal power plants with economic life expired are determined on the principle ensuring that the plant recovers all the expenses serving electricity production and business activities and the time for price calculation shall follow cycle of major repair of main equipment. In case a written approval of price calculation time issued by the competent state agency, this written approval shall be put into practice. The two parties negotiate and make the report to the Ministry of Industry and Trade, Electricity Regulatory Authority for consideration.
2. Variable price of thermal power plant with economic life expired is determined according to Article 7 hereof.
3. In case the power plant is brought into upgrading or replacement of equipment to maintain operation after 20 years, PPA price shall be considered and revised appropriately upon receipt of adequate documents.
Article 18. Method of determining electricity price for other plants
1. Based on this Circular, Vietnam Electricity and generating units shall construct the method of determining PPA price, separate mechanisms in conformity with the plant and make the submission to Electricity Regulatory Authority for inspection and making the report to the Ministry of Industry and Trade for consideration and approval.
2. After written instructions are issued by the Ministry of Industry and Trade, Vietnam Electricity and generating units shall carry out negotiation to reach an agreement and make the submission to Electricity Regulatory Authority for inspection as prescribed in Articles 20, 21, 22 and 24 hereof.
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực