![](https://vietjack.me/assets/images/loading.gif)
Chương II Thông tư 57/2020/TT-BCT: Phương pháp xác định giá phát điện
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
Điều 3. Nguyên tắc xác định giá phát điện
1. Giá phát điện của nhà máy điện được xây dựng trên cơ sở:
a) Các khoản chi phí hợp lý của Chủ đầu tư trong 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 phát điện của nhà máy điện, bao gồm các thành phần sau:
a) Giá hợp đồng mua bán điện: Do hai bên thoả thuận và được xây dựng theo phương pháp quy định tại Điều 4 của Thông tư này;
b) Giá đấu nối đặc thù: Do hai bên thỏa thuận và được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 8 Thông tư này.
3. Giá phát điện chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, thuế tài nguyên nước, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, phí dịch vụ môi trường rừng, phí bảo vệ môi trường đối với chất thải rắn và đối với nước thải công nghiệp (áp dụng đối với nhà máy nhiệt điện) và các khoản thuế, phí, các khoản thu bằng tiền khác theo quy định của Nhà nước (trừ các khoản thuế, phí đã được tính trong phương án giá phát điện).
4. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở
Giá hợp đồng mua bán điện phải nằm trong khung giá phát điện Năm cơ sở của nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện.
Giá hợp đồng mua bán điện phải nằm trong khung giá phát điện Năm cơ sở của nhà máy điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành, trong đó giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện để so với khung giá phát điện Năm cơ sở được tính toán trên cơ sở các thành phần chi phí tương ứng với thành phần chi phí tính toán khung giá phát điện.
Điều 4. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở của nhà máy điện
Giá hợp đồng mua bán điện Năm cơ sở PC (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
PC = PCĐ + PBĐ
1. PCĐ (đồng/kWh) là giá cố định Năm cơ sở, được xác định theo công thức sau:
PCĐ = FC + FOMCb
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 Năm cơ sở được xác định theo quy định tại Điều 6 Thông tư này (đồng/kWh);
2. PBĐ (đồng/kWh) là giá biến đổi Năm cơ sở.
a) Đối với nhà máy nhiệt điện, PBĐ 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 thiên nhiên, LNG) của nhà máy điện tại Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư 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 7 Thông tư 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 7 Thông tư này (đồng/kWh).
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều 7 Thông tư này (đồng/kWh).
b) Đối với nhà máy thủy điện, chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên Năm cơ sở được tính trong giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và các chi phí khác của Năm cơ sở nên PBĐ bằng 0 (không).
3. Chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu của nhà máy điện:
a) Đối với chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu phát sinh trước ngày vận hành thương mại: Việc thanh toán chi phí thí nghiệm, chạy thử, nghiệm thu trước ngày vận hành thương mại do Hai bên thỏa thuận trên cơ sở Tổng mức đầu tư dự án được phê duyệt;
b) Đối với chi phí chạy thí nghiệm phát sinh trong quá trình vận hành nhà máy điện: Do Hai bên thỏa thuận.
Điều 5. Phương pháp xác định giá cố định bình quân của nhà máy điện1. Giá cố định bình quân của nhà máy 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. Các thông số đầu vào để xây dựng giá cố định bình quân của nhà máy 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 điện (FC)
a) Tổng mức đầu tư:
Tổng mức đầu tư là Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm đàm phán giá điện được sử dụng để tính toán giá điện, bao gồm toàn bộ chi phí thuộc trách nhiệm đầu tư của Bên bán tính đến Điểm đấu nối của nhà máy điện gồm các hạng mục:
- Nhà máy điện;
- Cơ sở hạ tầng, cầu cảng cho nhà máy điện, kho cảng nhập LNG (đối với nhà máy điện sử dụng nhiên liệu LNG), các chi phí liên quan khác và các chi phí được phân bổ cho dự án (nếu có);
Riêng hạng mục về Chi phí đấu nối đặc thù được sử dụng để tính toán giá đấu nối đặc thù được thực hiện theo quy định tại Điều 8 Thông tư này.
b) Đời sống kinh tế: Theo quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trừ 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 (năm);
c) Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát:
- Đối với nhà máy nhiệt điện: Xác định theo công suất đầu cực máy phát theo thiết kế được duyệt và số giờ vận hành công suất cực đại bình quân nhiều năm (Tmax) của nhà máy điện. Tmax của nhà máy điện được xác định theo thiết kế được duyệt nhưng không thấp hơn Tmax được quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này, trừ trường hợp có văn bản phê duyệt của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. 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 (kWh);
- Đối với nhà máy thủy điện: Xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt hoặc theo văn bản phê duyệt của cơ quan có thẩm quyền (kWh).
d) Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy điện, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp của nhà máy điện đến Điểm đấu nối (nếu có): Là giá trị nhỏ hơn của giá trị được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy điện hoặc xác định theo tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị (%);
đ) Thời gian trích khấu hao từng nhóm tài sản cố định chính: Xác định trên cơ sở thời gian trích khấu hao của từng nhóm tài sản cố định chính theo khung thời gian trích khấu hao quy định của Bộ Tài chính trong từng thời kỳ hoặc văn bản của cơ quan nhà nước có thẩm quyền cho phép trích khấu hao khác với quy định của Bộ Tài chính (nếu có) (năm);
e) Tỷ lệ vốn chủ sở hữu, vốn vay và phân kỳ vốn đầu tư trong tổng mức đầu tư:
Được xác định căn cứ quyết định phê duyệt dự án đầu tư và thực tế huy động vốn cho dự án tại thời điểm đàm phán, phù hợp với quy định do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành. Tỷ lệ vốn chủ sở hữu tối thiểu là 15% tổng mức đầu tư của dự án;
g) Lãi suất vay vốn và thời gian trả nợ vay trong thời gian vận hành: Căn cứ vào Hợp đồng vay vốn, các văn bản, tài liệu giữa Chủ đầu tư và các tổ chức tín dụng, ngân hàng cho vay;
h) Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, các loại thuế, phí khác: Xác định theo quy định của pháp luật liên quan.
Giá vận hành và bảo dưỡng Năm cơ sở FOMCb (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng 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 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 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 tại 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 theo công thức tại khoản này, áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác TCscl tại Năm cơ sở theo công thức sau:
TCscl =VĐTXD+TB x kscl
Trong đó:
VĐTXL+TB: Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);
kF,scl: Tỷ lệ chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
AGN: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán (kWh) và được tính toán như sau:
- Đối với nhà máy nhiệt điện:
Trong đó:
Pt: Công suất đầu cực máy phát tại thiết kế được duyệt (kW);
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 (giờ);
ttd: Tỷ lệ điện tự dùng và tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy, tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia, 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 (%).
- Đối với nhà máy thủy điện:
Trong đó:
Abq : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát, được xác định theo quy định tại điểm c khoản 2 Điều 5 Thông tư này (kWh);
ttd : Tỷ lệ điện tự dùng, tổn thất máy biến áp tăng áp của nhà máy và tổn thất đường dây từ máy biến áp tăng áp nhà máy đến Điểm đấu nối với hệ thống điện quốc gia được xác định theo quy định tại điểm d khoản 2 Điều 5 Thông tư này (%).
2. Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở (đồng/kWh) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TCnc: Tổng chi phí nhân công tại 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);
Tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở được xác định trên cơ sở Tổng chi phí nhân công của nhà máy và tính toán quy đổi về Năm cơ sở như sau:
- Trường hợp mức lương áp dụng tính toán chi phí nhân công của nhà máy bằng mức lương tối thiểu vùng năm tính toán giá điện: Tỷ lệ quy đổi về Năm cơ sở xác định theo mức lương tối thiểu vùng;
- Trường hợp không xác định được tổng chi phí nhân công theo trường hợp trên: Áp dụng phương pháp tính toán tổng chi phí nhân công TCnc Năm cơ sở theo công thức sau:
TCnc =VĐTXL+TB x kF,nc
Trong đó:
VĐTXL+TB: Tổng chi phí xây dựng và chi phí thiết bị được xác định trên cơ sở tổng mức đầu tư quy định tại điểm a khoản 2 Điều 5 Thông tư này (đồng);
kF,nc: Tỷ lệ chi phí nhân công (%) của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
AGN : Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều này (kWh);
Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại Năm cơ sở PBĐ (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 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).
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính cho phát điện Năm cơ sở, được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 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 , được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân của nhiên liệu chính do Hai bên thỏa thuận không cao hơn thiết kế cơ sở/thiết kế kỹ thuật tương ứng với tổng mức đầu tư sử dụng để tính toán giá điện hoặc thông số của nhà chế tạo thiết bị, được tính tương ứng với mức tải quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này;
: Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được quy định như sau:
Giá nhiên liệu chính Năm cơ sở được tính toán bằng bình quân gia quyền của các Hợp đồng mua bán nhiên liệu hoặc các văn bản thỏa thuận (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính bằng đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc 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 , được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Suất tiêu hao nhiên liệu tinh bình quân của nhiên liệu phụ (dầu) do hai bên thỏa thuận (kg/kWh);
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) Năm cơ sở bao gồm cả cước vận chuyển tính đến nhà máy và các loại phí khác theo quy định (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) (đồng/kg).
3. Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện Năm cơ sở 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); 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 bao gồm chi phí sửa chữa bảo dưỡng thường xuyên được tính trên cơ sở tổng vốn đầu tư xây dựng và thiết bị của nhà máy điện, tỷ lệ chi phí sửa chữa thường xuyên do Hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này và chi phí nạo vét luồng vào cảng do Hai bên thỏa thuận (nếu có) (đồng);
AGN: Điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện giữa Bên mua và Bên bán và được tính toán theo quy định tại khoản 1 Điều 6 Thông tư này (kWh).
4. Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện Năm cơ sở được xác định theo công thức sau :
Trong đó:
: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân 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 (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), đơn vị tính giá vận chuyển nhiên liệu là đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU và được xác định như sau:
- Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than hoặc các văn bản thỏa thuận;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt theo quy định hoặc các văn bản thỏa thuận.
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển LNG, Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có) hoặc các văn bản thỏa thuận.
Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu mà giá nhiên liệu chính đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính, cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối, tồn trữ, tái hóa thì giá vận chuyển nhiên liệu chính
tương ứng bằng 0 (không).
1. Giá đấu nối đặc thù (PĐT) để thu hồi Chi phí đấu nối đặc thù do Chủ đầu tư nhà máy điện thực hiện đầu tư xây dựng hoặc được phân bổ và thỏa thuận với Bên mua trên cơ sở Chi phí đấu nối đặc thù, cơ cấu vốn đầu tư, lãi suất vốn vay trong thời gian vận hành theo hợp đồng vay vốn, chi phí quản lý, vận hành, bảo dưỡng và các yếu tố khác theo thỏa thuận của Hai bên để đảm bảo Chủ đầu tư nhà máy điện thu hồi chi phí xây dựng, quản lý, vận hành, bảo dưỡng theo quy định của pháp luật. Đơn vị xác định giá đấu nối đặc thù này là đồng/kWh hoặc đồng/kW hoặc đồng/tháng.
2. Sau khi Chi phí đấu nối đặc thù được quyết toán, các bên thực hiện tính toán lại giá đấu nối đặc thù theo phương pháp quy định tại khoản 1 Điều này.
3. Chi phí đấu nối đặc thù được coi là chi phí hợp lý, hợp lệ và được đưa vào chi phí mua điện trong tính toán phương án giá bán lẻ điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
Điều 9. Phương pháp xác định giá phát điện đối với các nhà máy điện khácĐối với các nhà máy điện khác, căn cứ nguyên tắc xác định giá phát điện tại Mục 1 Chương này, Bên mua và Bên bán xây dựng phương án giá phát điện và hợp đồng mua bán điện phù hợp với thực tế của nhà máy điện, trình Cục Điều tiết điện lực kiểm tra, báo cáo Bộ Công Thương xem xét, quyết định.
Mục 2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN CỦA NHÀ MÁY ĐIỆN ĐÃ VẬN HÀNH THƯƠNG MẠIĐiều 10. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn, nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế
Đối với các nhà máy điện mà Hợp đồng mua bán điện đã hết thời hạn nhưng nhà máy điện chưa hết đời sống kinh tế: Giá phát điện tại hợp đồng mua bán điện hiện tại được áp dụng tiếp cho các năm tiếp theo đến hết đời sống kinh tế.
Điều 11. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế1. Giá cố định của nhà máy điện đã hết đời sống kinh tế được xác định theo nguyên tắc đảm bảo cho nhà máy điện 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 và thỏa thuận mức lợi nhuận hợp lý. 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.
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 đã hết đời sống kinh tế và có thực hiện đầu tư nâng cấp nhà máy điện thì Hai bên thỏa thuận, đàm phán giá hợp đồng mua bán điện của nhà máy điện căn cứ hướng dẫn tại Điều 4, Điều 5, Điều 6 và Điều 7 Thông tư này và phù hợp với thời gian khấu hao của thiết bị chính được nâng cấp.
Điều 12. Phương pháp xác định giá phát điện đối với nhà máy điện đàm phán lại theo vốn đầu tư quyết toánĐối với các nhà máy điện mà các bên có quyền đề nghị thực hiện đàm phán lại giá điện theo Vốn đầu tư quyết toán theo quy định tại khoản 2 Điều 28 Thông tư này: Sau khi xác định được Vốn đầu tư quyết toán, Bên bán có trách nhiệm gửi cho Bên mua hồ sơ liên quan đến Vốn đầu tư quyết toán. Hai bên thực hiện đàm phán lại giá điện theo các nguyên tắc sau:
1. Phương pháp xác định giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này.
2. Các thông số tính toán giá hợp đồng mua bán điện theo quy định tại Điều 4 Thông tư này và được cập nhật lại các thông số đầu vào cùng thời điểm xác định Vốn đầu tư quyết toán.
3. Giá hợp đồng mua bán điện để so với khung giá phát điện phải nằm trong khung giá phát điện của năm phê duyệt Vốn đầu tư quyết toán.
4. Giá phát điện áp dụng từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện, giá cố định từng năm thực hiện theo quy định tại Điều 13 Thông tư này, không thực hiện điều chỉnh giá cố định 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 quyết toán.
Điều 13. Nguyên tắc xác định giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện
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 cố định từng năm thì việc xác định các mức giá cố định 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, hai bên thỏa thuận giá cố định bình quân của nhà máy điện thành giá cố định từng năm (FCj 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 cố định từng năm do hai bên thỏa thuận theo tỷ suất sinh lợi nội tại về tài chính (IRR) của nhà máy điện;
b) 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.
Điều 14. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện1. Các thành phần giá vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được điều chỉnh theo nguyên tắc sau:
a) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng 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 vận hành và bảo dưỡng theo chi phí sửa chữa lớn và chi phí khác đối với các hạng mục có nguồn gốc ngoại tệ;
b) Thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được điều chỉnh theo biến động của mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán hoặc theo chỉ số CPI do Tổng cục thống kê công bố nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm.
2. 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.
Chênh lệch tỷ giá FED (đồng) được tính toán theo công thức sau:
Trong đó:
m: Số loại ngoại tệ trong phương án giá điện hai bên thống nhất (loại);
n: Số lần trả gốc ngoại tệ i trong năm tính toán (lần);
Di,j: Số nợ gốc ngoại tệ trả thực tế lần j của loại ngoại tệ i trong năm tính toán. Nợ gốc đã trả thực tế loại ngoại tệ i trong năm tính toán không lớn hơn nợ gốc loại ngoại tệ i tại năm tương ứng trong phương án giá điện hai bên thống nhất;.
λi,j: Tỷ giá quy đổi lần thanh toán j của loại ngoại tệ i trong năm (.../đồng);
λi,b: Tỷ giá quy đổi cơ sở loại ngoại tệ i hai bên thống nhất trong phương án giá điện (.../đồng).
Giá hợp đồng mua bán điện 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:
FCj: Giá cố định năm j được xác định theo khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
FOMCj,t: Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
: Giá biến đổi tháng t, năm j được xác định theo khoản 3 Điều này (đồng/kWh).
1. Giá cố định năm j FCj được xác định theo quy định tại Điều 13 Thông tư này.
2. Giá vận hành và bảo dưỡng tháng t, năm j 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 được xác định theo công thức sau :
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng 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;
i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng 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 theo chi phí nhân công tháng t, năm j được xác định như sau:
- Trường hợp mức lương tính toán trong phương án giá điện bằng mức lương tối thiểu vùng thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại
khoản 2 Điều 6 Thông tư này;
: Mức lương tối thiểu vùng tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j (đồng/tháng);
: Mức lương tối thiểu vùng Năm cơ sở (đồng/tháng).
- Trường hợp tổng chi phí nhân công TCnc được tính toán theo tỷ lệ vốn đầu tư xây dựng và thiết bị thì thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công được xác định theo công thức sau (đồng/kWh):
Trong đó:
: Giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công Năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 6 Thông tư này;
i1: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá vận hành và bảo dưỡng theo chi phí nhân công, xác định theo tỷ lệ chỉ số giá tiêu dùng (CPI) năm (j-1) so với năm (j-2) do Tổng cục thống kê công bố trong tháng 12 năm (j-1) nhưng tối đa không vượt quá 2,5%/năm;
l: Số thứ tự năm thanh toán tính từ Năm cơ sở (đối với Năm cơ sở l = 1, i1 = 0).
3. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt 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 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).
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j, được xác định theo điểm d khoản này (đồng/kWh).
a) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động của chi phí nhiên liệu chính của nhà máy điện tháng t, năm j được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này;
kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận;
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;
: Giá nhiên liệu chính cho phát điện tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng mua bán nhiên liệu tại thời điểm tính toán.
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 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 tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này;
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện bao gồm cả cước vận chuyển tính đến nhà máy tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j;
: Giá nhiên liệu phụ (dầu) cho phát điện tại Năm cơ sở xác định tại khoản 2 Điều 7 Thông tư này.
c) Thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác của nhà máy điện năm j 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 tại khoản 3 Điều 7 Thông tư này;
i: Tỷ lệ trượt giá thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo biến động khác theo tỷ lệ quy định tại Phụ lục 1 Thông tư này.
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy.
d) 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:
: Suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân được xác định tại khoản 1 Điều 7 Thông tư này.
kHR: Hệ số điều chỉnh suất tiêu hao nhiệt tinh bình quân về điều kiện thực tế vận hành theo nhiệt độ nước làm mát và nhiệt độ môi trường do Hai bên thỏa thuận;
kHS: Tỷ lệ suy giảm hiệu suất năm j (%);
l: Thứ tự năm vận hành thương mại của nhà máy;
: Giá vận chuyển nhiên liệu chính tại thời điểm thanh toán tháng t, năm j, được tính bằng bình quân gia quyền theo khối lượng của các hóa đơn theo các Hợp đồng vận chuyển nhiên liệu và Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có) (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng), cụ thể như sau:
- Đối với nhà máy nhiệt điện than: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển than;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên: bằng bình quân gia quyền theo cước phí thu gom, vận chuyển, phân phối khí theo quy định;
- Đối với nhà máy nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG: bằng bình quân gia quyền theo các Hợp đồng vận chuyển và Hợp đồng tồn trữ, tái hóa và phân phối LNG (nếu có).
Đối với hợp đồng mua bán nhiên liệu đã bao gồm giá vận chuyển nhiên liệu chính thì thành phần giá vận chuyển nhiên liệu chính tương ứng bằng 0 (không).
4. Tổng chi phí khởi động trong tháng t của nhà máy nhiệt 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 nhiệt điện được thực hiện theo quy định thị trường điện do Bộ Công Thương ban hành.
Chapter II
METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICE
Section 1. METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICE FOR NEW POWER PLANTS
Article 3. Principles of determining electricity generation price
1. Electricity generation price of power plants shall be developed on the basis of:
a) Legitimate costs of project developers throughout economic life of projects;
b) Internal rate of return (IRR) does not exceed 12%.
2. Electricity generation price of power plants consists:
a) PPA price: Agreed upon by both parties and developed according to Article 4 of this Circular;
b) Specific connection price: Agreed upon by both parties and determined according to Article 8 of this Circular.
3. Electricity generation price does not include VAT, water resource tax, fee for licensing rights to extract water resource, forest environmental service fee, environmental protection fee for solid waste and for industrial wastewater (applicable to thermal power plants) and other taxes, fees, monetary charges according to the Government (except for fees and charges included in electricity price solutions).
4. PPA price for comparing with price range for electricity generation in the base year
PPA price must be within price range for electricity generation in the base year of power plants issued by Minister of Industry and Trade, in which, PPA price of thermal power plants for comparing with price range for electricity generation in the base year shall be calculated on the basis of cost components corresponding to cost components serving calculation of price range for electricity generation.
Article 4. Methods of determining PPA price in the base year of power plants
PPA price, or PC, (VND/kWh) shall be determined using following formula:
PC = PCD + PBD
1. PCD (VND/kWh) refers to fixed price in the base year and is determined using following formula:
PCD = FC + FOMCb
In which:
FC: Fixed cost determined under Article 5 of this Circular (VND/kWh);
FOMCb: Operational and maintenance costs in the base year determined under Article 6 of this Circular (VND/kWh);
2. PBD (VND/kWh) refers to variable prices in the base year.
a) For thermal power plants, PBD shall be determined using following formula:
In which:
: Components of variable price revised according to variation of cost of primary fuel (coal, natural gas, LNG) of power plants in the base year, determined using method under Clause 1 Article 7 of this Circular (VND/kWh);
: Components of variable price revised according to variation of cost of secondary fuel (oil) of power plants in the base year, determined using method under Clause 2 Article 7 of this Circular (VND/kWh);
: Components of variable price revised according to other variations of power plants in the base year, determined using method under Clause 3 Article 7 of this Circular (VND/kWh).
: Transportation cost for primary fuel for generating electricity in the base year, determined using method under Clause 4 Article 7 of this Circular (VND/kWh).
b) For thermal power plants, regular maintenance cost in the base year is calculated in operational and maintenance cost according to major repair cost and other costs of the base year, thus, PBD equals 0.
3. Costs for experimenting, testing operation and inspecting for acceptance of power plants:
a) For costs for experimenting, testing operation and inspecting for acceptance deriving before commercial operation date (COD): payment for such costs before the COD shall be agreed upon by both parties on the basis of total approved project investment;
b) For costs for test operation deriving during operation of power plants: Agreed upon by both parties.
Article 5. Methods of determining average fixed cost of power plants
1. Average fixed cost (FC) of power plants is determined on the basis of financial analysis of projects in Schedules 1 and 2 under Annex 2 attached to this Circular. Input indices to determined FC of power plants are determined according to Clause 2 of this Article.
2. Input indices used for calculating FC of power plants
a) Total investment:
Total investment refers to total investment valid at the time of negotiating electricity price for calculating electricity price, including all costs within investment responsibility of the Seller until the connection points of power plants which consist of:
- Power plants;
- Infrastructure, wharfs for power plants, LNG import ports (for power plants utilizing LNG), other relevant costs and costs allocated to projects (if any);
Specific connection costs shall conform to Article 8 of this Circular.
b) Economic life: Conform to Annex 1 of this Circular, unless otherwise prescribed by competent authority;
c) Electricity generated on average over multiple years at generator terminals:
- For thermal power plants: Determine according to capacity of generator terminals according to approved design and average number of hour in which power plants are operating at maximum capacity (Tmax) over several years. Tmax of power plants is determined according to approved design but must not be lower than Tmax specified under Annex 1 hereof, unless otherwise approved by competent authority in writing. Average capacity degradation rate for economic life of power plants shall be agreed upon by both parties on the basis of technical documents of equipment manufacturers (kWh);
- For hydroelectric power plants: Determine according to approved fundamental design or written approval of competent agencies (kWh).
d) Percentage of used electricity and depreciation of step-up transformers of power plants, depreciation of power lines from step-up transformers of power plants to points of connection (if any): Is a value smaller than value determined according to approved fundamental design of power plants or according to technical documents of equipment manufacturers (%);
dd) Period in which depreciation of each primary fixed asset category is accounted for: Determined on the basis of period in which depreciation of each primary fixed asset category is accounted for based on the period regulated by Ministry of Finance from time to time or based on written permission of competent authority (if any) (year);
e) Owner’s equity rate, loan capital and investment capital phases in total investment:
Determined according to decision on approving investment projects and capital mobilization situation at the time of negotiating, conforming to regulations and law issued by competent authority. Minimum owner’s equity shall be 15% of total investment of projects;
g) Interest rate and repayment period during operation period: Based on loan agreements, documents between project developers and credit institutions, lending banks;
h) Corporate income tax rate, other taxes, fees: Determined according to relevant law provisions.
Article 6. Methods of determining operational and maintenance costs of power plants
Operational and maintenance cost in the base year FOMCb (VND/kWh) is determined using following formula:
In which:
: Operational and maintenance cost according to major repair cost and other costs of the base year, determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);
: Operational and maintenance cost according to personnel cost in the base year, determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh).
1. Operational and maintenance cost based on major repair cost and other cost in the base year
(VND/kWh) determined using following formula:
In which:
: Total major repair cost and other costs in the base year including major repair cost, secondary material costs, externally purchased material cost, other monetary cost (VND).
In case of failure to determine total major repair cost and other costs after using formula under this Clause, calculate TCscl in the base year using following formula:
TCscl =VDTXD+TB x kscl
In which:
VDTXL+TB: Total construction costs and equipment costs determined on the basis of total investment specified under Point a Clause 2 Article 5 of this Circular (VND);
kF,scl: Percentage of major repair cost and other costs (%) of power plants agreed upon by both parties and not exceeding value under Annex 1 hereof;
AGN: Average power generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller (kWH) and calculated as follows:
- For thermal power plants:
In which:
Pt: Generator terminal capacity under approved design (kW);
Tmax: Average hours in which power plants operate at maximum capacity, determined according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (hour);
ttd: Percentage of electricity used and depreciation of step-up transformers of power plants, power line depreciation from step-up transformers to connection points with national electrical grids, determined according to Point d Clause 2 Article 5 hereof (%);
kCS: Average percentage of capacity degradation for economic life of power plants determined according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (%).
- For hydroelectricity power plants:
In which:
Abq : Average power generated over multiple years at generator terminals, determined according to Point c Clause 2 Article 5 hereof (kWh);
ttd : Percentage of electricity used and depreciation of step-up transformers of power plants, power line depreciation from step-up transformers to connection points with national electrical grids, determined according to Point d Clause 2 Article 5 hereof (%).
2. Operational and maintenance cost based on personnel cost in the base year
(VND/kWh) determined using following formula:
In which:
TCnc: Total personnel cost in the base year include cost for salary, social insurance, health insurance, union fee and other allowances (VND);
Total personnel cost TCnc of the base year is determined on the basis of total personnel cost of power plants and calculation to covert to the base year as follows:
- In case salary for calculating personnel cost of power plants equals region-based minimum wage of the year in which electricity price is calculated: Conversion rate conforms to region-based minimum wage;
- In case of inability to determine total personnel cost as specified above: Adopt following formula:
TCnc =VDTXL+TB x kF,nc
In which:
VDTXL+TB: Total construction cost and equipment cost determined on the basis of total investment specified under Point a Clause 2 Article 5 of this Circular (VND);
kF,nc: Percentage of personnel cost (%) of power plants agreed upon by both parties without exceeding value under Annex 1 hereof;
AGN : Average power generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the seller and calculated according to Clause 1 of this Article (kWh);
Article 7. Methods of determining variable price of thermal power plants
Variable price, PBD, of thermal power plants in the base year (VND/kWh) is determined using following formula:
In which:
: Components of variable price revised depending on variation of primary fuel price of power plants in the base year, determined using method under Clause 1 of this Article (VND/kWh);
: Components of variable price revised depending on variation of secondary fuel price (oil) of power plants in the base year, determined using method under Clause 2 of this Article (VND/kWh);
: Components of variable price revised depending on other variations of power plants in the base year, determined using method under Clause 3 of this Article (VND/kWh).
: Transportation cost for primary fuel for generating electricity in the base year, determined using method under Clause 4 of this Article (VND/kWh).
1.
is determined using following formula:
In which:
: Average net heat loss rate of primary fuel agreed upon by both parties and not greater than fundamental design/technical design corresponding to total investment for calculation of electricity price or specifications of equipment manufacturers, determined corresponding to load level under Annex 1 hereof;
: Primary fuel price in the base year is determined as follows:
Primary fuel price in the base year is calculated by weighted average of PPA or written agreements (VAT not included), unit of measurement: VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU.
2.
is determined using following formula:
In which:
: Average net heat loss rate of secondary fuel (oil) agreed upon by both parties (kg/kWh);
: Price of secondary fuel (oil) in the base year includes costs for transporting to power plants and other fees as per the law (VAT not included) (VND/kg).
3.
is determined using following formula:
In which:
Cvlp: Total annual auxiliary material cost of power plants determined based on quantity and unit price of auxiliary materials used for electricity generation in the base year (VND);
Ckd: Total initiation costs include fuel costs, other costs serving initiation (VND); number of initiation sessions agreed upon by both parties on the basis of electrical grid demand and operational characteristics of power plants;
Ck: Annual regular repair and maintenance costs including regular repair and maintenance costs calculated on the basis of total construction and equipment investment of power plants, percentage of regular repair and maintenance costs agreed upon by both parties without exceeding value under Annex 1 hereof and costs for dredging port entry agreed upon by both parties (if any) (VND);
AGN: Average electricity generated over multiple years at delivery points between the Buyer and the Seller and calculated according to Clause 1 Article 6 hereof (kWh).
4.
is determined using following formula:
In which:
: Average net heat loss rate determined according to Clause 1 Article 7 hereof.
: Transportation price for primary fuel for generating electricity in the base year (VAT not included), unit of measurement: VND/kcal or VND/kJ or VND/BTU and determined as follows:
- For coal-fired thermal power plants: weighted average according to coal transportation agreements or written agreements;
- For gas-fired thermal power plants: weighted average according to fees for collecting, transporting and distributing gas approved by competent authority as per the law or according to written agreements.
- For LNG-fired thermal power plants: weighted average according to LNG transportation agreements, LNG storage, regasification and distribution contracts (if any) or other written agreements.
For fuel sale contracts in which primary fuel price,
, has inlcuded transportation price for primary fuel, fees for collection, transportation, distribution, storage and regasification, repsective
shall equal 0.
Article 8. Methods of determining specific connection prices of power plants
1. Specific connection prices (PDT) serve to salvage specific connection costs implemented by project developers of power plants or is allocated and agreed upon with the Buyer on the basis of specific connection costs, investment capital components, loan interest during operation period according to loan agreements, costs for managing, operating and maintaining and other factors according to agreement between both parties to ensure that project developers recover costs for constructing, managing, operating and maintaining as per the law. Unit of measurement: VND/kWh or VND/kW or VND/month.
2. Once specific connection costs are settled, parties shall recalculate specific connection prices using method under Clause 1 of this Article.
3. Specific connection costs shall be considered legitimate costs and included in electricity purchase prices in methods of calculating average electricity retail price of EVN.
Article 9. Methods of determining electricity generation price for other power plants
For other power plants, based on principles under Section 1 of this Chapter, the Buyer and the Seller shall develop methods of determining electricity generation price and PPA depending on practical situations of power plants, request Electricity Regulatory Authority of Vietnam and report to Ministry of Industry and Trade.
Section 2. METHODS OF DETERMINING ELECTRICITY GENERATION PRICE OF POWER PLANTS ENTERING COMMERCIAL OPERATION
Article 10. Methods of determining electricity generation price for power plants with expired PPAs and power plants with unexpired economic life
For power plants with expired PPAs and unexpired economic life: Electricity generation price under current PPAs shall continue to apply to subsequent years until economic life expires.
Article 11. Methods of determining electricity generation price for power plants with expired economic life
1. Fixed price of power plants with expired economic life is determined in a manner that enables power plants to recover costs serving electricity production, according to period for calculation shall conform to frequency of major repair of primary equipment and according to agreement on reasonable interest. In case competent authority approves period for calculation in writing, comply with written approval of competent authority.
2. Variable price of power plants with expired economic life is determined according to Article 7 hereof.
3. In case a power plant with expired economic life is subject to investment and upgrade, both parties shall agree upon, negotiate PPA value of power plants based on Articles 4, 5, 6, and 7 hereof and conforming to depreciation period of primary equipment subject to upgrade.
Article 12. Methods of determining electricity generation price for power plants under renegotiation based on settled investment capital
For power plants where both parties have the rights to renegotiate electricity price based on settled investment capital according to Clause 2 Article 28 hereof: After determining settled investment capital, the Seller is responsible for sending documents related to settled investment capital to the Buyer. Both parties shall renegotiate electricity price based on following principles:
1. Methods of determining PPA value according to Article 4 hereof.
2. Indicators for calculating PPA value shall conform to Article 4 hereof and input indicators are updated at the same time settled investment capital is determined.
3. PPA value for comparing with price range for electricity generation must be within the price range of the year in which settled investment capital is approved.
4. Electricity generation price shall be applied from the commercial operation date of power plants, fixed price of each year according to Article 13 hereof; do not revise annual fixed price of years preceding the date on which parties sign contracts for revising PPA based on electricity price identified on the basis of settled investment capital.
Section 3. METHODS OF DETERMINING POWER PURCHASE AGREEMENT VALUE BY EACH YEAR OF PPAS
Article 13. Principles of determining annual fixed price of power purchase agreements
1. Both parties have the rights to adopt weighted average fixed price agreed upon during years under contracts.
In case both parties agree on converting average fixed price to fixed price of each year, these fixed prices must be determined in a manner satisfactory to Clause 2 of this Article.
2. On the basis of practical loan capacity and financial capacity of projects, both parties shall negotiate about average fixed price of power plants and convert to annual fixed cost (FCj fixed cost of year j) as long as average fixed cost does not change compared to mutually agreed value and following principles are complied:
a) Financial discount rate when calculating annual fixed price agreed by both parties according to the IRR of power plants;
b) Projects developers shall return loans for investment and construction of power plants according to deadline for repaying loan capital.
Article 14. Principles of adjusting electricity generation price of each year under power purchase agreements
1. Component of operational and maintenance costs of power plants shall be adjusted according to following principles:
a) Components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs shall be adjusted based on inflation rate of average costs under Annex 1 hereof. Both parties shall conduct research, propose solutions for adjusting components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs for items in foreign currency;
b) Components of operational and maintenance costs according to personnel costs shall be adjusted based on variation of minimum region-based wages at the time of payment or based on CPI publicized by General Statistics Office of Vietnam without exceeding 2.5%/year.
2. On an annual basis, based on total loan in foreign currency, plans for repaying loan in foreign currency, figures on principle debt paid in practice, conversion rate agreed upon by both parties in electricity price solutions and conversion rate of the previous year, both parties shall calculate difference in rates, propose payment solutions, send to Electricity Regulatory Authority of Vietnam and request Ministry of Industry and Trade to consider approving payment solutions.
Foreign exchange rate difference (FED) is calculated using following formula:
In which:
m: Number of foreign currency in electricity solution both parties agree upon (number);
n: Number of times principle debt in foreign currency i is paid in calculating year (time);
Di,j: Number of principle debt in foreign currency paid for the jth time foreign currency i in practice in calculating year. Principle debt in foreign currency i paid in practice in calculating year must not be greater than principle debt in foreign currency i in respective year in electricity price solutions agreed upon by both parties;
λi,j: Conversion rate in the jth payment of foreign currency i in the year (.../VND);
λi,b: Base conversion rate of foreign currency i agreed upon by both parties under electricity price solutions (.../VND).
Article 15. Methods of determining power purchase agreement value of power plants at the time of payment
PPA value of power plants at the time of paying electricity bill in month t, year j: PC,j,t (VND/kWh) is determined using following formula:
In which:
FCj: Fixed costs in year j determined according to Clause 1 of this Article (VND/kWh);
FOMCj,t: Operational and maintenance costs in month t, year j determined according to Clause 2 of this Article (VND/kWh);
: Variable price in month t, year j determined according to Clause 3 of this Article (VND/kWh).
1. Fixed costs in year j: FCj is determined according to Article 13 hereof.
2. Operational and maintenance costs in month t, year j are determined using following formula:
In which:
: Components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs in year j (VND/kWh);
: Components of operational and maintenance costs according to personnel costs in month t, year j (VND/kWh).
a) Components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs
are determined using following formula:
In which:
: Operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs in the base year determined according to Clause 1 Article 6 hereof;
i: Inflation rate of components of operational and maintenance costs according to major repair costs and other costs specified under Annex1 hereof;
l: Order of payment year from the base year (for base year, I=1).
b) Components of operational and maintenance costs according to personnel costs in month t, year j:
determined as follows:
- In case wages in electricity price solutions equal minimum region-based wages, apply following formula:
In which:
: Operational and maintenance costs according to personnel costs in the base year determined according to Clause 2 Article 6 hereof;
: Minimum region-based wages at the time of payment in month t, year j (VND/month);
: Minimum region-based wages in the base year (VND/month).
- In case total personnel costs: TCnc are calculated based on construction and equipment investment, apply following formula (VND/kWh):
In which:
: Operational and maintenance costs according to personnel costs in the base year, determined according to Clause 2 Article 6 hereof;
i1: Inflation rate of components of operational and maintenance costs according to personnel costs, determined based on consumer price index (CPI) in year (j-1) compared to year (j-2) publicized by General Statistics Office of Vietnam in December of year (j-1) without exceeding 2.5%/year;
l: Order of payment year starting from the base year (for the base year: l = 1, i1 = 0).
3. Variable prices of thermal power plants in month t, year j:
(VND/kWh) are determined using following formula:
In which:
: Components of variable prices adjusted according to variation of primary fuel prices of thermal power plants in month t, year j, determined according to Point a of this Clause (VND/kWh);
: Components of variable prices adjusted according to variation of secondary fuel (oil) price of power plants in month t, year j determined according to Point b of this Clause (VND/kWh);
: Components of variable prices adjusted according to other variations of power plants in year j, determined according to Point c of this Clause (VND/kWh).
: Transportation costs for primary fuel of power plants in month t, year j, determined according to Point d of this Clause (VND/kWh).
a) Components of variable prices adjusted according to variation of primary fuel prices of power plants in month t, year j:
are determined using following formula:
In which:
: Average net heat loss rate determined according to Clause 1 Article 7 hereof;
kHR: Coefficient for average net heat loss rate for actual operating coditions depending on temperature of coolant and ambient temperature agreed upon by both parties;
kHS: Percentage of capacity reduction in year j (%);
l: Year of commercial operation of power plants;
: Primary fuel price for electricity generation at the time of payment in month t, year j, determined by weighted average based on quantity of invoices under fuel sale contracts at the time of calculation.
b) Components of variable prices adjusted according to variation of secondary fuel (oil) price of power plants in month t, year j:
are determined using following formula:
In which:
: Components of variable prices adjusted according to variation of secondary fuel (oil) prices of power plants in the base year, determined under Clause 2 Article 7 hereof;
kHS: Percentage of capacity reduction in year j (%);
l: Year of commercial operation of power plants;
: Secondary fuel (oil) prices for electricity generation including fees for transporting to power plants at the time of payment in month t, year j;
: Secondary fuel (oil) prices for electricity generation in the base year determined under Clause 2 Article 7 hereof.
c) Components of variable prices adjusted according to other variations of power plants in year j:
determined using following formula:
In which:
: Components of variable prices adjusted according to other vairations of power plants in the base year determined under Clause 3 Article 7 hereof;
i: Inflation rates of components of variable prices adjusted according to other variations based on rates under Annex 1 hereof.
kHS: Percentage of capacity reduction in year j (%);
l: Year of commercial operation of power plants.
d) Fees for transporting primary fuel of power plants in month t, year j:
(VND/kWh) are determined using following formula:
In which:
: Average net heat loss rate determined according to Clause 1 Article 7 hereof.
kHR: Coefficient for adjusting average net heat loss rate depending on practical operating conditions, coolant temperature and ambient temperature agreed upon by both parties;
kHS: Percentage of capacity reduction in year j (%);
l: Year of commercial operation of power plants;
: Fees for transporting primary fuel at the time of payment in month t, year j are determined by weighted average based on quantity of invoices according to fuel transport agreements, LNG storage, regasification and distribution contracts (if any) (VATnot included), to be sepcific:
- For coal-fired thermal power plants: weighted average according to coal transportation agreements;
- For gas-fired thermal power plants: weighted average according to fees for collecting, transporting and distributing gas;
- For LNG-fired thermal power plants: weighted average according to LNG transportation agreements, LNG storage, regasification and distribution contracts (if any).
For fuel sale contracts already including primary fuel transportation prices, components of primary fuel transportation prices
shall equal 0.
4. Total costs for initiation in month t of thermal power plants
(VND), are determined using following formula:
In which:
u: Machine order of power plants;
U: Number of machines of power plants;
f: Type of fuel (for primary fuel f = 1; secondary fuel f = 2);
s: Initiation status of machines;
S: Initiation status number of machines;
pu,f,s: Number of ignitions of machines u, use fuel f, in initiation status s in the month;
Mu,f,s: Amount of coal (kg) or gas (BTU) consumed for a single instance of initiation of machines u, using fuel f in initiation status s;
Du,f,s: Fuel unit price for a single instance of initiating machines u, using f, in initiation status s, determined, determined in VND/kg for coal and VND/BTU for gas;
: Total of other costs serving initiation.
Payment for initiation costs of thermal power plants shall conform to regulations on electricity market publicized by Ministry of Industry and Trade.
Tình trạng hiệu lực: Hết hiệu lực