![](https://vietjack.me/assets/images/loading.gif)
Chương I Thông tư 57/2020/TT-BCT: Quy định chung
Số hiệu: | 57/2020/TT-BCT | Loại văn bản: | Thông tư |
Nơi ban hành: | Bộ Công thương | Người ký: | Đặng Hoàng An |
Ngày ban hành: | 31/12/2020 | Ngày hiệu lực: | 22/02/2021 |
Ngày công báo: | *** | Số công báo: | Đang cập nhật |
Lĩnh vực: | Thương mại | Tình trạng: |
Hết hiệu lực
01/06/2024 |
TÓM TẮT VĂN BẢN
Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của HĐ mua bán điện
Bộ Công Thương ban hành Thông tư 57/2020/TT-BCT quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện.
Theo đó, quy định về nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện như sau:
- Hai bên có quyền áp dụng giá cố định bình quân đã thỏa thuận cho các năm trong thời hạn hợp đồng.
Trường hợp thống nhất quy đổi giá cố định bình quân đã thỏa thuận thành giá cố định từng năm thì phải đảm bảo giá cố định bình quân không thay đổi so với mức giá đã được hai bên thỏa thuận và tuân thủ nguyên tắc:
+ Tỷ suất chiết khấu tài chính khi tính toán giá cố định từng năm do hai bên thỏa thuận theo tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) của nhà máy điện.
+ Chủ đầu tư thực hiện nghĩa vụ hoàn trả các khoản vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay.
Thông tư 57/2020/TT-BCT có hiệu lực thi hành từ ngày 22/02/2021; thay thế Thông tư 56/2014/TT-BCT ngày 19/12/2014 và Thông tư 51/2015/TT-BCT ngày 29/12/2015.
Văn bản tiếng việt
Văn bản tiếng anh
1. Thông tư này quy định về:
a) Phương pháp xác định giá phát điện, Hợp đồng mua bán điện cho các loại hình nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này.
b) Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
a) Nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia có tổng công suất lắp đặt trên 30MW, các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 30MW trở xuống tự nguyện tham gia thị trường điện;
b) Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan;
c) Thông tư này không áp dụng đối với nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện chỉ cung cấp dịch vụ phụ trợ, nhà máy điện sinh khối, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện rác và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn;
Các nhà máy điện khác khi chưa có cơ chế riêng do Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương quy định thực hiện theo quy định tại Điều 9 Thông tư này.
Điều 2. Giải thích từ ngữTrong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. Bên bán là Đơn vị phát điện sở hữu Nhà máy điện.
2. Bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (hoặc đơn vị đại diện theo phân cấp, ủy quyền), Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hà Nội, Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh, các khách hàng sử dụng điện lớn, các đơn vị mua buôn điện khác theo quy định của thị trường điện.
3. Chủ đầu tư là tổ chức, cá nhân trực tiếp quản lý, sử dụng vốn để thực hiện hoạt động đầu tư dự án nhà máy điện, đầu tư xây dựng đường dây và trạm biến áp để tải công suất các nhà máy điện.
4. Chi phí đấu nối là chi phí đầu tư xây dựng các hạng mục đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện tới Điểm đấu nối.
5. Chi phí đấu nối đặc thù là chi phí do Chủ đầu tư thực hiện hoặc được phân bổ để:
a) Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của một số nhà máy điện để tải công suất của một số nhà máy điện đến Điểm đấu nối khi được cơ quan Nhà nước có thẩm quyền giao đầu tư xây dựng.
b) Xây dựng đường dây và trạm biến áp từ sân phân phối của nhà máy điện đến Điểm đấu nối theo thỏa thuận giữa Chủ đầu tư và Bên mua.
6. Điểm đấu nối là điểm nối trang thiết bị, lưới điện và nhà máy điện vào hệ thống điện quốc gia. Tùy thuộc vào cấu trúc lưới điện, đường dây đấu nối, điểm đấu nối được xác định là một trong những điểm như sau:
- Đối với đường dây trên không, điểm đấu nối là điểm cuối của chuỗi sứ đỡ treo dây xuất tuyến nối vào dao cách ly của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
- Đối với cáp ngầm, điểm đấu nối là đầu cốt trụ sứ dao cách ly phía xuất tuyến của trạm điện hoặc sân phân phối của nhà máy điện.
Trường hợp điểm đấu nối khác với quy định trên, điểm đấu nối thay thế do Bên bán thỏa thuận với đơn vị phân phối điện hoặc đơn vị truyền tải điện.
7. Điện năng giao nhận là toàn bộ điện năng Bên bán giao cho Bên mua phục vụ cho việc thanh toán mua bán điện giữa Bên bán và Bên mua.
8. Đơn vị phát điện là tổ chức, cá nhân theo quy định pháp luật Việt Nam sở hữu một hoặc nhiều nhà máy điện.
9. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia hoặc tên gọi khác tùy thuộc theo cấp độ phát triển thị trường điện.
10. Hai bên là Bên bán và Bên mua trong hợp đồng mua bán điện.
11. Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị đầu tư, quản lý kho chứa LNG để tồn trữ, tái hóa và phân phối, cung cấp nhiên liệu khí cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
12. Hợp đồng mua bán điện (PPA) là hợp đồng áp dụng cho việc mua bán điện của từng nhà máy điện quy định tại Phụ lục 3 Thông tư này.
13. Hợp đồng mua bán khí (GSPA) là hợp đồng mua khí giữa bên bán khí và chủ mỏ để mua khí thiên nhiên khai thác trong nước cung cấp cho bên mua khí (các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn).
14. Hợp đồng bán khí (GSA) là hợp đồng bán khí giữa bên bán khí với các hộ tiêu thụ khí hạ nguồn.
15. Hợp đồng mua bán nhiên liệu (than, khí thiên nhiên, LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện và đơn vị kinh doanh nhiên liệu để cung cấp nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo nguồn gốc nhiên liệu hợp pháp, giá cạnh tranh, minh bạch.
16. Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu (than, khí thiên nhiên, LNG) là các thỏa thuận giữa Đơn vị phát điện hoặc đơn vị kinh doanh nhiên liệu với đơn vị vận chuyển nhiên liệu để vận chuyển nhiên liệu cho nhà máy điện, được ký kết theo quy định hiện hành, đảm bảo giá cạnh tranh, minh bạch.
17. Năm cơ sở là năm Tổng mức đầu tư hoặc Tổng mức đầu tư điều chỉnh dự án sử dụng để tính toán giá phát điện được phê duyệt.
18. Nhà máy điện khác là các nhà máy điện không thuộc đối tượng áp dụng quy định tại điểm a và điểm c khoản 2 Điều 1 Thông tư này.
19. Nhà máy điện mới là nhà máy điện chưa ký hợp đồng mua bán điện lần đầu.
20. Ngày khởi công xây dựng công trình là ngày Bên bán đủ điều kiện để khởi công xây dựng công trình theo quy định của Luật xây dựng.
21. Suất tiêu hao nhiệt tinh là lượng nhiệt tiêu hao để sản xuất một kWh điện năng tại điểm giao nhận điện (BTU/kWh hoặc kJ/kWh hoặc kcal/kWh).
22. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật hiện hành, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng. Nội dung tổng mức đầu tư xây dựng gồm chi phí bồi thường, hỗ trợ và tái định cư (nếu có); chi phí xây dựng; chi phí thiết bị; chi phí quản lý dự án; chi phí tư vấn đầu tư xây dựng; chi phí khác và chi phí dự phòng cho khối lượng phát sinh và trượt giá.
23. Tổng mức đầu tư điều chỉnh là tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện, trong đó giá trị tổng mức đầu tư điều chỉnh để tính toán giá điện khi điều chỉnh dự án đầu tư xây dựng trong các trường hợp cụ thể như sau:
+ Do ảnh hưởng của thiên tai, sự cố môi trường, địch họa, hỏa hoạn và các yếu tố bất khả kháng khác;
+ Xuất hiện yếu tố mang lại hiệu quả cao hơn cho dự án khi đã được chủ đầu tư chứng minh về hiệu quả tài chính, kinh tế - xã hội do việc điều chỉnh dự án mang lại;
+ Khi quy hoạch xây dựng thay đổi có ảnh hưởng trực tiếp tới dự án;
+ Khi chỉ số giá xây dựng do Bộ Xây dựng, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh công bố trong thời gian thực hiện dự án lớn hơn chỉ số giá xây dựng được sử dụng để tính dự phòng trượt giá trong tổng mức đầu tư dự án được duyệt;
+ Khi điều chỉnh chủ trương đầu tư dẫn đến phải điều chỉnh dự án.
24. Vốn đầu tư quyết toán là toàn bộ chi phí hợp pháp thực hiện trong quá trình đầu tư để đưa dự án vào khai thác sử dụng. Chi phí hợp pháp là chi phí được thực hiện trong phạm vi dự án, thiết kế, dự toán được phê duyệt; hợp đồng xây dựng đã ký kết phù hợp với quy định của pháp luật; kể cả phần điều chỉnh, bổ sung được duyệt theo quy định và đúng thẩm quyền. Vốn đầu tư được quyết toán phải nằm trong giới hạn tổng mức đầu tư được duyệt (hoặc được điều chỉnh) theo quy định của pháp luật.
25. Thông tư 56/2014/TT-BCT là Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
Article 1. Scope and regulated entities
1. This Circular prescribes:
a) Methods of determining electricity sale prices and power purchase agreement value for various forms of power plants specified under Clause 2 of this Article.
b) Procedures for conducting self-inspection of power purchase agreements.
2. This Circular applies to:
a) Power plants connecting to national electrical grids with more than 30MW of gross installed capacity and power plants with 30MW of installed capacity or lower participating in electricity market on a voluntary basis;
b) Other relevant organizations and individuals;
c) This Circular does not apply to small hydroelectric power plants adopting schedules of avoidable costs, multi-objective strategic hydroelectric power plants independent power plants invested in form of BOT, power plants providing solely auxiliary services, biomass power plants, wind power stations, solar power plants, waste-to-energy plants and municipal solid waste-to-energy plants;
Other power plants not specified by Prime Minister and Ministry of Industry and Trade shall conform to Article 9 of this Circular.
Article 2. Term interpretation
In this Circular, terms below are construed as follows:
1. “Seller” refers to a generating entity owning power plants.
2. “Buyer” refers to Vietnam Electricity (EVN) (or representatives thereof by authorization), Northern Power Corporation, Central Power Corporation, Southern Power Corporation, Hanoi Power Corporation, Ho Chi Minh Power Corporation, primary energy consumers and other electricity traders according to regulations of power market.
3. “project developer” refers to an organization or individual directly managing, utilizing capital to invest in power plant construction projects, power line and electrical substation construction investment projects.
4. “connection costs” refer to costs for construction of power lines and electrical substations from power plants to connection points.
5. “specific connection costs” refer to costs implemented by project developers or allocated for:
a) Constructing power lines and electrical substations from power plants to load capacity of power plants to connection points upon being assigned by competent authority to conduct construction investment.
b) Constructing power lines and electrical substations from power plants to connection points according to agreements between project developers and the Buyer.
6. “connection point” refers to a point at which electrical equipment, electrical grids and power plants are connected to national electrical grid. Depending on electrical grid structure and connecting lines, connection points are determined to be:
- The final points of ceramic insulators holding transmission lines connecting to disconnector switches of power stations or power plants in case of overhead power lines.
- The ceramic insulators of disconnector switches of power stations or power plants in case of underground cable.
In case of connection points other than those specified above, substitute connection points shall be agreed upon by the Seller and power distributors or transmitters.
7. “delivered and received electricity” refers to electricity provided to the Buyer by the Seller to serve payment for electricity sale between the Buyer and the Seller.
8. “generating entity” refers to an organization or individual owning at least a power plant as per Vietnam laws.
9. “electrical system and national electricity market operator” (hereinafter referred to as “operator”) refers to National Load Dispatch Center or other load dispatch centers depending on level of development of electricity market.
10. “parties” refer to the Buyer and the Seller under power purchase agreements.
11. “liquefied natural gas (LNG) storage, regasification and distribution contracts” refer to agreements between generating entities or fuel traders and entities investing, managing LNG storage to store, perform regasification, distribute and supply gas materials for powers plants signed as per applicable laws and ensuring competitive price and transparency.
12. “power purchase agreement (PPA)” refers to a contract serving power purchase of each power plant and is specified under Annex 3 of this Circular.
13. “gas sale and purchase agreement (GSPA)” refers to a gas purchase agreement between gas seller and mine owner to purchase natural gas extracted domestically and provide to gas seller
14. “gas sale agreement (GSA)” refers to gas sale agreement between gas seller and consumer.
15. “fuel (coal, natural gas, LGN) sale contract” refers to an agreement between a generating entity and a fuel trading entity to provide fuel for power plants, is signed according to applicable law and guarantees legitimate fuel origin, competitive price and transparency.
16. “fuel (coal, natural gas, LGN) transportation agreement” refers to an agreement between a generating entity or a fuel trading entity and a fuel transport service provider to transport fuel to power plants, is signed according to applicable law and guarantees competitive price and transparency.
17. “base year” refers to a year in which total investment or total revised project investment for calculating electricity generation price is approved.
18. “other power plants” refer to power plants not specified under Points a and c Clause 2 Article 1 hereof.
19. “new power plants” refer to power plants that have not signed first time PPA.
20. “construction commencement date” refers to the date on which the Seller is eligible for commencing construction according to Construction Law.
21. “net heat loss rate” refers to amount of heat required to produce 1 kWh of electricity at delivery point (BTU/kWh or kJ/kWh or kcal/kWh).
22. “total investment” refers to total construction investment of a project identified according to applicable laws and satisfactory to fundamental design and other details under construction investment feasibility reports. Total investment includes: compensation, assistance and relocation costs (if any); construction cost; equipment cost; project management cost; construction investment and consultancy cost; other costs; backup costs for additional workload and inflation.
23. “total revised investment” refers to total investment valid at the time of negotiating electricity price, in which total investment is revised to calculate electricity price when revising construction investment projects in following cases:
+ Natural disasters, environmental emergencies, conflicts, fire and other force majeure;
+ Appearance of factors that introduce higher effectiveness for the projects once project developers have proven the financial and socio-economic efficiency brought upon by revising the projects;
+ Direct impact on the projects due to changes to construction planning;
+ Construction price indices publicized by Ministry of Construction, People’s Committees of provinces during project execution period exceeding construction price indices employed to calculate for inflation scenario under approved total project investment;
+ Project revision as a result of investment guideline revision.
24. “investment for settlement” refers to all legitimate costs required in investment process to bring projects into use. Legitimate costs are all costs within the scope of approved projects, designs, estimates; construction contracts signed as per the law, including approved amendments thereto. Investment for settlement must be within total approved (or revised) investment as per the law.
25. “Circular No. 56/2014/TT-BCT” refers to Circular No. 56/2014/TT-BCT dated December 19, 2014 of Minister of Industry and Trade on methods of determining electricity generation price; procedures for inspecting power purchase agreements.
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực