Thông tư Quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt hợp đồng mua bán điện Chương II — PHƯƠNG PHÁP XÂY DỰNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
Điều 3. Nguyên tắc xây dựng khung giá phát điện
1. Khung giá phát điện là dải giá trị từ không (0) đến mức giá trần của từng loại hình nhà máy điện được xây dựng và ban hành hàng năm, để sử dụng trong đàm phán giá phát điện năm cơ sở của hợp đồng mua bán điện ký kết trong năm đó.
2. Đối với nhà máy nhiệt điện: Khung giá phát điện được xây dựng cho phần công nghệ của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Điều 4 của Thông tư (sau đây gọi tắt là khung giá phát điện công nghệ) tương ứng với các thông số đầu vào để xác định mức giá trần công nghệ toàn phần bao gồm: quy mô công suất, suất đầu tư công nghệ cho xây dựng Nhà máy điện chuẩn, tỷ suất chiết khấu tài chính, loại và nguồn cung cấp nhiên liệu.
Giá phát điện công nghệ toàn phần của Nhà máy điện chuẩn tại năm áp dụng khung giá bằng tổng giá cố định bình quân có chiết khấu của phần công nghệ chuẩn và giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn tại năm tính giá, được quy định như sau:
a) Giá cố định công nghệ bình quân có chiết khấu (sau đây gọi tắt là giá cố định bình quân) là thành phần để thu hồi chi phí đầu tư và các chi phí cố định khác hàng năm cho phần công nghệ của Nhà máy điện chuẩn và không phụ thuộc vào sản lượng điện năng phát.
b) Giá biến đổi công nghệ của năm áp dụng khung giá là thành phần để thu hồi chi phí nhiên liệu, các chi phí biến đổi khác của Nhà máy điện chuẩn với số giờ vận hành công suất cực đại bình quân hàng năm trong đời sống kinh tế của dự án được quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
3. Đối với nhà máy thủy điện: Mức trần của khung giá phát điện là giá chi phí tránh được bình quân năm cơ sở xác định theo Biểu giá chi phí tránh được được ban hành hàng năm theo quy định tại Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành quy định về biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo.
Điều 4. Các Nhà máy điện chuẩn
Nhà máy điện chuẩn được quy định như sau:
| Công nghệ phát điện | Công suất tinh của Nhà máy điện chuẩn (MW) | |
||||
| | Than nội địa | Than nhập khẩu |
| 1. Nhiệt điện than | 1x300 | |
| | 2x300 | |
| | 1x600 | 1x600 |
| | 2x600 | 2x600 |
| | 1x1.000 | 1x1.000 |
| | 2x1.000 | 2x1.000 |
| 2. Nhiệt điện khí chu trình hỗn hợp (cấu hình 2-2-1) | | |
| | 3x150 | |
| | 3x250 | |
Phương pháp xây dựng khung giá phát điện công nghệ cho Nhà máy điện chuẩn
Điều 5. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện công nghệ cho Nhà máy điện chuẩn
1. Khung giá phát điện công nghệ là dải giá trị từ không (0) đến mức giá trần công nghệ toàn phần của Nhà máy điện chuẩn.
2. Giá trần công nghệ toàn phần của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau:
gCN = FCCN + VCCN
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình quân của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 6 của Thông tư này (đồng/kWh);
VCCN: giá biến đổi công nghệ của năm áp dụng khung giá của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 7 của Thông tư này (đồng/kWh).
Phương pháp xây dựng giá cố định công nghệ bình quân của Nhà máy điện chuẩn
Điều 6. Phương pháp xây dựng giá cố định công nghệ bình quân của Nhà máy điện chuẩn
1. Giá cố định công nghệ bình quân của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình quân (đồng/kWh);
CVĐT,CN: chi phí vốn đầu tư xây dựng Nhà máy điện chuẩn (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) được quy đổi đều hàng năm (đồng);
CFOM: chi phí vận hành bảo dưỡng cố định của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo tỷ lệ % trên tổng chi phí xây lắp và thiết bị của Nhà máy điện chuẩn (đồng);
Pt: tổng công suất tinh được tính bình quân cho cả đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Điều 4 của Thông tư này (kW);
Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân cho nhiều năm trong toàn bộ đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này (giờ).
2. Chi phí vốn đầu tư phần công nghệ của Nhà máy điện chuẩn được quy đổi đều hàng năm (CVĐT,CN) theo công thức sau:
Trong đó:
SĐT: suất đầu tư công nghệ của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kW) được xác định theo quy định tại khoản 4 Điều này;
Pt: tổng công suất tinh được tính bình quân cho cả đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại Điều 4 của Thông tư này (kW);
n: đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: tỷ suất chiết khấu tài chính của Nhà máy điện chuẩn (%) là chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền trước thuế (WACC) được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều này.
3. Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định hàng năm (CFOM) của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau:
CFOM = SĐT ´ Pt ´ k ´ kFOM
Trong đó:
k: tỷ lệ chi phí vốn xây lắp và thiết bị trong suất đầu tư công nghệ của Nhà máy điện chuẩn (%);
kFOM: hệ số vận hành bảo dưỡng cố định (%) của Nhà máy điện chuẩn được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này.
4. Suất đầu tư công nghệ là chi phí đầu tư cho một (01) kW công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn bao gồm các hạng mục chi phí nằm trong hàng rào nhà máy điện và chi phí cho các hạng mục công trình dùng chung trong trường hợp tổ hợp có nhiều nhà máy điện thuộc các chủ sở hữu khác nhau.
Các chi phí thành phần trong suất đầu tư công nghệ bao gồm:
a) Chi phí xây dựng gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành thi công;
b) Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ, đào tạo vận hành nhà máy; lắp đặt, thử nghiệm, hiệu chỉnh; vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan khác;
c) Chi phí quản lý dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý dự án từ khi lập dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;
d) Chi phí tư vấn xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;
đ) Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí lãi vay và các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;
e) Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh và dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.
5. Tỷ suất chiết khấu tài chính i (%): Áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
D: tỷ lệ vốn vay trong tổng mức đầu tư được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
E: tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
rd: lãi suất vốn vay (%) được xác định theo quy định tại điểm a khoản này;
re: tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu được xác định theo quy định tại điểm b khoản này.
a) Lãi suất vốn vay rd được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức sau:
rd = DF ´ rd,F + DD ´ rd,D
Trong đó:
DF: tỷ lệ vốn vay ngoại tệ bình quân trong tổng vốn vay được quy định là 80%;
DD: tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định là 20%;
rd,F: 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 9 tháng đầu của năm xây dựng khung giá 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 là 2,5%;
rd,D: 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 doanh nghiệp của 5 năm gần nhất 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 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 dịch vụ phí của các ngân hàng nhưng không vượt quá mức tối đa bằng 3,5%.
b) Tỷ suất lợi nhuận trước thuế re trên phần vốn góp chủ sở hữu được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
re,pt: tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu được tính bằng tỷ suất lợi nhuận bình quân gia quyền của các nguồn vốn góp. Trong đó, tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp nhà nước[2] được quy định là 10%; tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp tư nhân được xác định bằng bình quân lãi suất trái phiếu Chính phủ kỳ hạn 5 năm của các đợt phát hành trái phiếu Chính phủ trong 5 năm gần nhất cộng với 3%;
t: thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của Nhà máy điện chuẩn (%) được xác định theo quy định hiện hành.
Phương pháp xác định giá biến đổi công nghệ của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá
Điều 7. Phương pháp xác định giá biến đổi công nghệ của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá
1. Giá biến đổi công nghệ của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá (VCCN) được xác định theo công thức sau:
VCCN = HR ´ PF ´ (1+f)
Trong đó:
VCCN: giá biến đổi công nghệ của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kWh);
HR: suất tiêu hao nhiên liệu tinh ở mức đầy tải đối với nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh ở mức đầy tải đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh);
f: tỷ lệ phần trăm tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và chi phí khác cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính và được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
PF: giá nhiên liệu chính cho phát điện của năm áp dụng khung giá không bao gồm cước phí vận chuyển nhiên liệu, được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
2. Giá nhiên liệu chính cho phát điện (PF) của năm áp dụng khung giá được tính theo giá nhiên liệu trong phương án điều chỉnh giá điện của năm đó, trong đó:
a) Giá than nội địa là giá than cám 5 có nhiệt trị 5.500 kcal/kg được xác định trên phương tiện vận chuyển tại điểm xếp hàng (ga/cảng/bến) của đơn vị cung cấp than (đồng/kg);
b) Giá than nhập khẩu được xác định tại cảng nhập khẩu than (đồng/kg);
c) Giá khí được xác định tại mỏ cấp khí (đồng/BTU).
3. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm xây dựng các thông số tính toán giá phát điện của các Nhà máy điện chuẩn theo từng loại công nghệ và nguồn gốc xuất xứ các thiết bị chính[3] trên cơ sở kết quả đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư các dự án nguồn điện mới và các số liệu thực tế của các nhà máy điện đã đàm phán hợp đồng mua bán điện, bao gồm:
a) Suất đầu tư công nghệ của các Nhà máy điện chuẩn (đồng/kW);
b) Suất tiêu hao nhiên liệu tinh ở mức đầy tải đối với Nhà máy điện chuẩn chạy than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh ở mức đầy tải đối với Nhà máy điện chuẩn chạy khí (BTU/kWh).
Phương pháp xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy thuỷ điện
Điều 8. Phương pháp xây dựng khung giá phát điện cho nhà máy thuỷ điện
Mức trần của khung giá phát điện cho nhà máy thuỷ điện (gTĐ) của năm áp dụng khung giá được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
ACTbq,j: Giá chi phí tránh được trung bình của ba miền Bắc, Trung, Nam được xác định theo biểu giá chi phí tránh được do Cục Điều tiết điện lực ban hành hàng năm theo quy định tại Quyết định số 18/2008/QĐ-BCT ngày 18 tháng 7 năm 2008 của Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành quy định về biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo.
tj: Tỷ lệ điện năng sản xuất theo mùa và theo giờ cao thấp điểm trong năm (%) được quy định như sau:
| | Mùa khô | | | Mùa mưa | | |
||||||||
| | Cao điểm | Bình thường | Thấp điểm | Cao điểm | Bình thường | Thấp điểm |
| Tỷ lệ điện năng sản xuất (%) | 20,0% | 50,0% | 14,0% | 5,0% | 9,0% | 2,0% |
Mục 2. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ ĐÀM PHÁN HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI
Mục 2 — PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ ĐÀM PHÁN HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN CHO NHÀ MÁY ĐIỆN MỚI
Nguyên tắc xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện
Điều 9. Nguyên tắc xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện mới là giá toàn phần được tính bằng đồng/kWh gồm hai thành phần:
a) Giá công nghệ không vượt quá khung giá phát điện công nghệ của Nhà máy điện chuẩn do Bộ Công Thương phê duyệt, gồm giá cố định công nghệ bình quân và giá biến đổi công nghệ năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 10 của Thông tư này;
b) Giá đặc thù do hai bên thỏa thuận trong quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện, gồm giá cố định đặc thù bình quân và giá biến đổi đặc thù năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 10 của Thông tư này.
2. Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy thuỷ điện mới là giá cố định bình quân được xác định theo phương pháp quy định tại Điều 11, được tính bằng đồng/kWh tương ứng với các thông số cho tính giá do hai bên thoả thuận và không vượt quá khung giá phát điện của nhà máy thuỷ điện do Bộ Công Thương phê duyệt.
Phương pháp xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện
Điều 10. Phương pháp xác định giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện
1. Giá đàm phán hợp đồng mua bán điện của nhà máy nhiệt điện (gNĐ) được xác định theo công thức sau:
gNĐ = gCN + gĐT
Trong đó:
gCN: giá công nghệ của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại điểm a khoản này (đồng/kWh);
gĐT: giá đặc thù của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại điểm b khoản này (đồng/kWh).
a) Giá công nghệ (gCN) được hai bên thỏa thuận nhưng không vượt quá khung giá phát điện công nghệ do Bộ Công Thương phê duyệt và được xác định theo công thức sau:
gCN = FCCN + VCCN,0
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này (đồng/kWh);
VCCN,0: giá biến đổi công nghệ của nhà máy tại năm cơ sở được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này (đồng/kWh).
Trường hợp nhà máy nhiệt điện có công suất tinh bình quân khác với công suất tinh bình quân của Nhà máy điện chuẩn, giá công nghệ đàm phán của nhà máy điện này không vượt quá khung giá của Nhà máy điện chuẩn có cùng số tổ máy và có tổng công suất tinh gần nhất. Đối với các nhà máy nhiệt điện có tổng công suất tinh từ 200MW trở xuống, giá phát điện của các nhà máy điện này được xác định cho từng trường hợp cụ thể theo phương pháp quy định tại Chương này tương ứng với các thông số cho xác định khung giá phát điện của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư.
b) Giá đặc thù (gĐT) được hai bên thỏa thuận cho từng công trình cụ thể và được xác định theo công thức sau:
gĐT = FCĐT + VCĐT,0
Trong đó:
FCĐT: giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều này (đồng/kWh);
VCĐT,0: giá biến đổi đặc thù của nhà máy tại năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 5 Điều này (đồng/kWh).
2. Giá cố định công nghệ bình quân của nhà máy (FCCN) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình quân (đồng/kWh);
TMĐTCN: tổng mức đầu tư cho phần công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo quy định tại điểm a khoản này được xác định căn cứ vào tổng mức đầu tư của dự án đầu tư được duyệt và phải tuân thủ các quy định hiện hành của nhà nước về quản lý chi phí đầu tư xây dựng và các định mức chi phí xây dựng (đồng);
CFOM: chi phí vận hành bảo dưỡng cố định của nhà máy điện xác định theo quy định tại điểm b khoản này (đồng);
Pt: tổng công suất tinh của nhà máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);
kCS: hệ số suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận (%);
Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại hàng năm được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện được quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này (giờ);
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại mục 1 Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: Tỷ suất chiết khấu tài chính được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 6 của Thông tư này, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện.
a) Tổng mức đầu tư cho phần công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở gồm các hạng mục chi phí sau:
- Chi phí xây dựng gồm chi phí xây dựng các công trình, hạng mục công trình; phá và tháo dỡ các vật liệu kiến trúc cũ; san lấp mặt bằng xây dựng; xây dựng công trình tạm; công trình phụ trợ phục vụ thi công; nhà tạm tại hiện trường để ở và để điều hành thi công;
- Chi phí thiết bị gồm các chi phí mua sắm thiết bị công nghệ (kể cả thiết bị công nghệ phi tiêu chuẩn cần sản xuất, gia công), chi phí đào tạo vận hành nhà máy; chi phí lắp đặt, thử nghiệm, hiệu chỉnh; chi phí vận chuyển, bảo hiểm, thuế và các loại phí liên quan;
- Chi phí quản lý dự án gồm các chi phí để tổ chức thực hiện công việc quản lý dự án từ khi lập dự án đến khi hoàn thành nghiệm thu bàn giao đưa công trình vào khai thác sử dụng;
- Chi phí tư vấn xây dựng gồm các chi phí cho tư vấn khảo sát, thiết kế, giám sát xây dựng, tư vấn thẩm tra và các chi phí tư vấn đầu tư xây dựng khác;
- Chi phí khác gồm vốn lưu động trong thời gian chạy thử nghiệm thu nhà máy, chi phí trả lãi vay và các chi phí cho vay vốn trong thời gian xây dựng nhà máy điện và các chi phí cần thiết khác;
- Chi phí dự phòng gồm các chi phí dự phòng cho khối lượng công việc phát sinh chưa lường trước được khi lập dự án và chi phí dự phòng cho yếu tố trượt giá trong thời gian xây dựng công trình.
b) Chi phí vận hành bảo dưỡng cố định hàng năm của nhà máy (CFOM) được quy đổi đều hàng năm theo công thức sau:
Trong đó:
TCFOM: giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện (đồng);
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: tỷ lệ trượt giá máy móc thiết bị và nhân công hàng năm cho vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện được tính bình quân là 2,5%.
c) Giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện trong toàn bộ đời sống kinh tế được xác định theo công thức sau:
TCFOM = TCSCL + n ´ (CNC + CMN + CK)
Trong đó:
TCSCL: giá trị hiện tại của tổng chi phí sửa chữa lớn theo định kỳ của toàn nhà máy trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy;
CNC : tổng chi phí nhân công tại năm cơ sở, gồm các chi phí tiền lương, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm y tế và kinh phí công đoàn, các loại phụ cấp kèm theo được xác định theo các quy định hiện hành;
CMN : tổng chi phí dịch vụ mua ngoài tại năm cơ sở, gồm các chi phí trả cho tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị về các dịch vụ thực hiện theo yêu cầu gồm tiền nước, điện thoại, sách báo; thuê tư vấn kiểm toán; thuê tài sản; bảo hiểm tài sản và cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành nhà máy điện;
CK: tổng chi phí bằng tiền khác tại năm cơ sở, gồm các chi phí văn phòng phẩm; khấu hao các thiết bị văn phòng, các loại thuế và phí; đào tạo; nghiên cứu khoa học, tiền ăn ca; dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại và các chi phí khác;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
3. Giá biến đổi công nghệ của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCCN,0) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
HRbq: suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh);
PF,0: giá nhiên liệu chính cho phát điện của năm áp dụng khung giá không bao gồm cước vận chuyển nhiên liệu, được tính bằng đồng/kg đối với nhiệt điện than hoặc đồng/BTU đối với nhiệt điện khí;
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 tại năm cơ sở (đồng);
Ckd: tổng chi phí khởi động cho phép (bao gồm khởi động nguội và khởi động nóng) theo số lần khởi động tối đa trong 01 năm (đồng);
Ck: các chi phí sửa chữa bảo dưỡng nhỏ thường xuyên hàng năm (đồng);
Pt: tổng công suất tinh của nhà máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);
kCS: hệ số suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận (%);
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) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
a) Suất hao nhiên liệu tinh bình quân (HRbq) đối với nhiệt điện than hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân đối với nhiệt điện khí được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
HRi: suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh) tương ứng ở mức tải i quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này (kJ/kWh);
Ti: số giờ vận hành tại mức tải i trong năm của nhà máy quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này (giờ).
b) Giá nhiên liệu năm cơ sở (PF,0) được quy định như sau:
- Đối với nhiên liệu than nội địa: Giá than là giá trên phương tiện tại điểm xếp hàng của đơn vị cung cấp than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu than nhập khẩu: Giá than là giá tại cảng nhập khẩu than (đồng/tấn);
- Đối với nhiên liệu khí: Giá khí là giá khí tại mỏ (đồng/BTU).
c) Tổng chi phí khởi động cho phép trong năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
Ckd: tổng chi phí khởi động cho phép trong năm;
pk: số lần khởi động tổ máy của nhà máy điện tối đa trong năm ở trạng thái khởi động k;
k: trạng thái khởi động (nóng, nguội);
Mi: khối lượng nhiên liệu tiêu hao than và dầu (kg/kWh) đối với nhiệt điện than hoặc lượng nhiệt tiêu hao của khí (BTU/kWh) đối với nhiệt điện khí cho một lần khởi động của tổ máy ở trạng thái khởi động k;
Di: đơn giá nhiên liệu tại năm cơ sở cho một lần khởi động nguội, được tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than và dầu và tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
m: số loại nhiên liệu được sử dụng cho một lần khởi động nguội của tổ máy;
t: số tổ máy của nhà máy điện.
4. Giá cố định đặc thù bình quân của nhà máy điện (FCĐT) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCĐT: giá cố định đặc thù bình quân (đồng/kWh);
TCĐT: Tổng các chi phí đặc thù cho xây dựng nhà máy điện do hai bên thỏa thuận trên cơ sở tổng đầu tư cho các hạng mục chi phí này của dự án đầu tư được duyệt và được điều chỉnh sau khi hoàn thành đầu tư xây dựng nhà máy điện phù hợp với tổng chi phí các hạng mục đặc thù thực tế thực hiện gồm: Chi phí bồi thường giải phóng mặt bằng và chi phí tái định cư theo quyết định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền và chi phí xử lý gia cố nền móng công trình đã được kiểm toán;
Pt: tổng công suất tinh của nhà máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kW);
kCS: hệ số suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện do hai bên thỏa thuận (%);
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) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
i: Tỷ suất chiết khấu tài chính được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 6 của Thông tư này, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện.
5. Giá biến đổi đặc thù của nhà máy điện tại năm cơ sở (VCĐT,0) được xác định theo công thức sau:
VCĐT,0 = HRbq ´ Pv/c,0
Trong đó:
HRbq: suất hao nhiên liệu tinh bình quân đối với nhiệt điện than (kg/kWh) (kJ/kWh) hoặc suất hao nhiệt tinh bình quân đối với nhiệt điện khí (BTU/kWh) được xác định theo quy định tại điểm a khoản 3 Điều này;
Pv/c,0: cước phí vận chuyển nhiên liệu cho phát điện tại năm cơ sở (bao gồm toàn bộ các chi phí liên quan đến quá trình vận chuyển nhiên liệu tới điểm giao nhiên liệu cho nhà máy điện kể cả phí bảo hiểm của đơn vị cung cấp nhiên liệu), được tính bằng đồng/kg đối với nhiên liệu than hoặc tính bằng đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Phương pháp xây dựng giá đàm phán của nhà máy thủy điện
Điều 11. Phương pháp xây dựng giá đàm phán của nhà máy thủy điện
1. Giá đàm phán của nhà máy thủy điện (gTĐ) là giá cố định bình quân được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
TMĐT: tổng mức đầu tư xây dựng nhà máy điện tại năm cơ sở (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) được xác định căn cứ vào tổng mức đầu tư của dự án đầu tư được duyệt và phải tuân thủ các quy định hiện hành của nhà nước về quản lý chi phí đầu tư xây dựng và các định mức chi phí xây dựng (đồng);
COM: chi phí vận hành bảo dưỡng của nhà máy được quy đổi đều hàng năm theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều này (đồng);
AP: điện năng phát bình quân nhiều năm tại đầu cực máy phát ứng với tần suất nước về trung bình nhiều năm của nhà máy điện được xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt (kWh);
ttd: tỷ lệ điện tự dùng xác định theo thiết kế cơ sở được duyệt của nhà máy thủy điện (%) nhưng không vượt quá mức trần quy định tại mục 2 Phụ lục 1 của Thông tư này;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện được quy định tại mục 2 Phụ lục 1 của Thông tư này (năm);
i: tỷ suất chiết khấu tài chính được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 6 của Thông tư này, trong đó lãi suất vốn vay được tính bằng bình quân gia quyền lãi suất vay vốn từ các nguồn vốn vay của nhà máy điện.
2. Chi phí vận hành và bảo dưỡng của nhà máy điện được quy đổi đều hàng năm (COM) theo công thức sau:
Trong đó:
COM: tổng chi phí vận hành bảo dưỡng của nhà máy thuỷ điện được quy đổi đều hàng năm (đồng);
TCOM: giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy thủy điện (đồng);
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện được quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này (năm);
i: tỷ lệ trượt giá máy móc thiết bị và nhân công hàng năm cho vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy điện được tính bình quân là 2,5%.
3. Giá trị hiện tại của tổng chi phí vận hành bảo dưỡng cố định nhà máy thủy điện trong toàn bộ đời sống kinh tế (TCOM) được xác định theo công thức sau:
TCOM = TCSCL + n ´ (CVLP + CNC + CMN + CK)
Trong đó:
TCSCL: giá trị hiện tại của tổng chi phí sửa chữa lớn theo các chu kỳ sửa chữa lớn trong toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy phù hợp với quy chuẩn ngành điện;
CVLP: tổng chi phí vật liệu phụ hàng năm của nhà máy được xác định theo khối lượng và đơn giá các loại vật liệu phụ sử dụng cho phát điện;
CNC: tổng chi phí nhân công tại năm cơ sở gồm tổng 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;
CMN: tổng chi phí dịch vụ mua ngoài tại năm cơ sở gồm: các chi phí trả cho tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị về các dịch vụ thực hiện theo yêu cầu gồm tiền nước, điện thoại, sách báo; chi phí thuê tư vấn kiểm toán; chi phí thuê tài sản; chi phí bảo hiểm tài sản và chi phí cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành nhà máy điện;
CK: tổng chi phí bằng tiền khác tại năm cơ sở gồm: chi phí văn phòng phẩm; chi phí khấu hao các thiết bị văn phòng, các loại thuế và phí[4]; chi phí đào tạo; chi phí nghiên cứu khoa học, tiền ăn ca; chi phí dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; chi phí bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại và các chi phí khác;
n: đời sống kinh tế của nhà máy điện được quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này (năm).
Mục 3. PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Mục 3 — PHƯƠNG PHÁP XÁC ĐỊNH GIÁ PHÁT ĐIỆN THEO TỪNG NĂM CỦA HỢP ĐỒNG MUA BÁN ĐIỆN
Nguyên tắc xác định giá phát điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
Điều 12. Nguyên tắc xác định giá phát điện theo 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 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, khoản 3 Điều này.
2. Đối với các nhà máy điện mới, trên cơ sở các điều kiện vay vốn thực tế và khả năng tài chính của dự án, giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện và nhà máy thuỷ điện được hai bên thỏa thuận quy đổi thành giá từng năm trong hợp đồng mua bán điện theo các nguyên tắc sau:
a) Đảm bảo cho nhà đầu tư thực hiện được các nghĩa vụ hoàn trả các khoản nợ vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo thời hạn hoàn trả vốn vay được quy định là mười (10) năm kể từ ngày vận hành thương mại của nhà máy điện.
b) Giá cố định của năm cao nhất kể từ ngày vận hành thương mại của tổ máy đầu tiên không vượt quá 1,08 lần giá cố định bình quân đã thỏa thuận đối với dự án có một trăm phần trăm (100%) vốn góp là vốn tư nhân hoặc 1,2 lần đối với dự án có một trăm phần trăm (100%) vốn góp là vốn nhà nước.
c) Tỷ suất lợi nhuận trên phần vốn góp chủ sở hữu của dự án duy trì mức tối thiểu trong thời gian hoàn trả vốn vay và tăng dần trong các năm sau đó để đảm bảo giá cố định bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy điện không thay đổi so với mức giá đã được hai bên thỏa thuận.
3. Trường hợp thời hạn hợp đồng mua bán điện của các nhà máy điện hiện có đã hết hiệu lực, giá từng năm trong hợp đồng mua bán điện ký lại được quy định như sau:
a) Trừ các nhà máy được quy định tại điểm b khoản này, các nhà máy điện hiện có có giá cố định quy định trong hợp đồng là giá bình quân trong thời gian sống kinh tế của nhà máy, giá từng năm trong hợp đồng mua bán điện được ký lại giữ nguyên như giá hợp đồng hiện có.
b) Đối với nhà máy điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã được cổ phần hóa, giá cố định từng năm trong hợp đồng được quy định như sau:
(i) Trường hợp nhà máy điện không còn nghĩa vụ trả nợ vốn vay đầu tư xây dựng nhà máy, giá cố định từng năm giữ nguyên như giá hợp đồng hiện có.
(ii) Trường hợp nhà máy điện còn nghĩa vụ trả nợ vốn vay đầu tư xây dựng nhà máy, giá cố định từng năm trong hợp đồng mua bán điện ký lại được xác định theo các nguyên tắc sau:
- Đảm bảo cho nhà đầu tư thực hiện được các nghĩa vụ hoàn trả các khoản nợ vay cho đầu tư xây dựng nhà máy điện theo hợp đồng tín dụng đã ký.
- Đảm bảo tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên vốn chủ sở hữu ở mức được xác định trong phương án cổ phần hóa.
Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện
Điều 13. Nguyên tắc điều chỉnh giá phát điện từng năm trong hợp đồng mua bán điện
1. Giá cố định được điều chỉnh hàng năm theo tỷ giá thực tế tại thời điểm thanh toán do một ngân hàng thương mại công bố do hai bên thoả thuận trên cơ sở đảm bảo cho nhà đầu tư có khả năng thanh toán giá trị nợ gốc vốn vay ngoại tệ và lãi vốn vay ngoại tệ đến hạn phải trả trong năm đó.
2. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được điều chỉnh hàng năm theo biến động giá nhiên liệu cho phát điện tại thời điểm thanh toán. Trường hợp, giá nhiên liệu được quy định bằng ngoại tệ, giá biến đổi được điều chỉnh theo tỷ giá thực tế tại thời điểm thanh toán do một ngân hàng thương mại công bố do hai bên thoả thuận.
Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy nhiệt điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
Điều 14. Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy nhiệt điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
1. Giá phát điện theo từng năm của nhà máy nhiệt điện được hai bên thỏa thuận (gNĐ) gồm hai thành phần:
a) Giá cố định bình quân (FC) được tính theo công thức sau:
FC = FCCN + FCĐT
Trong đó:
FCCN: giá cố định công nghệ bình quân được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 2 Điều 10 của Thông tư này;
FCĐT: giá cố định đặc thù bình quân được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 4 Điều 10 của Thông tư này.
b) Giá biến đổi tại năm cơ sở (VC0) được tính theo công thức sau:
VC0 = VCCN,0 + VCĐT,0
Trong đó:
VCCN,0: giá biến đổi công nghệ năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 10 của Thông tư này;
VCDT,0: giá biến đổi đặc thù năm cơ sở được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 5 Điều 10 của Thông tư này.
2. Giá cố định bình quân của nhà máy nhiệt điện (FC) sau khi được chuyển đổi thành giá cố định từng năm của hợp đồng mua bán điện (FCj) theo nguyên tắc quy định tại Điều 12 của Thông tư này sẽ được điều chỉnh theo biến động tỷ giá như sau:
a) Giai đoạn trước Ngày vận hành chính thức Thị trường phát điện cạnh tranh:
Trong đó:
FCj,T: giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, được tính bằng đồng/(kW.tháng);
FCj: giá cố định năm thứ j (đồng/kWh);
αF,j: tỷ lệ phần trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá của năm thứ j (%) được xác định theo quy định tại điểm c khoản này;
λj,T: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD);
λ0: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD).
b) Giai đoạn Thị trường phát điện cạnh tranh:
Trong đó:
FCj,TT: giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
FCj: giá cố định năm thứ j (đồng/kWh);
αF,j: tỷ lệ phần trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá của năm thứ j (%) được xác định theo quy định tại điểm c khoản này;
λj,T: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD);
λ0: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD).
c) Tỷ lệ phần trăm giá cố định được điều chỉnh theo tỷ giá năm thứ j (F,j) được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
FCj: giá cố định năm thứ j (đồng/kWh);
DF,j: tổng giá trị nợ gốc vốn vay ngoại tệ và lãi vốn vay ngoại tệ đến hạn phải thanh toán trong năm j được xác định tương ứng với tỷ giá tại năm cơ sở theo các hợp đồng tín dụng vay vốn cho đầu tư xây dựng nhà máy (đồng);
Abq: sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện của nhà máy (kWh).
3. Giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện được điều chỉnh theo giá nhiên liệu như sau:
Trong đó:
VCj,TT: giá biến đổi năm thứ j tại thời điểm thanh toán (đồng/kWh);
VC0: giá biến đổi năm cơ sở được xác định theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều này (đồng/kWh);
kHS,j: hệ số suy giảm hiệu suất năm thứ j do hai bên thỏa thuận (%)
PF,0: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm cơ sở, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
PF,j: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm thứ j tại thời điểm thanh toán, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy thủy điện mới theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
Điều 15. Phương pháp xác định giá phát điện của nhà máy thủy điện mới theo từng năm của hợp đồng mua bán điện
1. Giá bình quân của nhà máy thủy điện (gTĐ) xác định theo phương pháp quy định tại Điều 11 của Thông tư này sau khi được hai bên thỏa thuận sẽ được chuyển đổi thành giá từng năm của hợp đồng mua bán điện (gj) theo nguyên tắc quy định tại Điều 12 của Thông tư này.
2. Giá của nhà máy thủy điện theo từng năm của hợp đồng mua bán điện được điều chỉnh theo biến động tỷ giá thực tế tại thời điểm thanh toán theo công thức sau:
+ Tj
Trong đó:
gj,TT: giá tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
gj: giá của nhà máy thuỷ điện năm thứ j (đồng/kWh);
DF,j: tổng giá trị nợ gốc vốn vay ngoại tệ và lãi vốn vay ngoại tệ đến hạn phải thanh toán trong năm j được xác định tương ứng với tỷ giá tại năm cơ sở theo các hợp đồng tín dụng vay vốn cho đầu tư xây dựng nhà máy (đồng);
Abq: sản lượng điện năng phát bình quân nhiều năm tại điểm giao nhận điện của nhà máy (kWh);
λj,T: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (VNĐ/USD);
λ0: tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ năm cơ sở (VNĐ/USD);
Tj: Phí môi trường rừng và thuế tài nguyên sử dụng nước năm j (đồng/kWh).
Phương pháp chuyển đổi giá phát điện của nhà máy nhiệt điện hiện có để áp dụng cho hợp đồng mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh
Điều 16. Phương pháp chuyển đổi giá phát điện của nhà máy nhiệt điện hiện có để áp dụng cho hợp đồng mua bán điện trong Thị trường phát điện cạnh tranh
1. Trong giai đoạn Thị trường phát điện cạnh tranh, giá phát điện toàn phần quy đổi áp dụng cho thanh toán theo hợp đồng sai khác được xác định theo công thức sau:
PC,j = FCj + VCj
Trong đó:
PC,j: giá phát điện toàn phần quy đổi tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
FCj: giá cố định tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh);
VCj: giá biến đổi của nhà máy nhiệt điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j (đồng/kWh).
2. Đối với các nhà máy điện hiện có có giá hợp đồng là giá phát điện toàn phần một thành phần tính bằng đồng/kWh, thì giá phát điện toàn phần của hợp đồng sai khác được chuyển đổi thành giá hai thành phần. Trong đó giá cố định các năm bằng giá cố định được xác định theo hợp đồng hiện có, giá biến đổi được điều chỉnh hàng năm theo biến động giá nhiên liệu.
3. Đối với các nhà máy điện có giá phát điện là giá hai thành phần với giá cố định tính bằng đồng/(kW.tháng) và giá biến đổi tính bằng đồng/kWh, thì giá phát điện toàn phần quy đổi của hợp đồng sai khác hàng năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
PC,j: giá hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm thứ j của nhà máy điện (đồng/kWh);
FCj: giá cố định năm thứ j theo hợp đồng mua bán điện hiện có của nhà máy điện (đồng/(kW.tháng));
Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân nhiều năm cho cả đời dự án nhà máy điện (giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này.
VC0: giá biến đổi của nhà máy điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (đồng/kWh);
kHS,j: hệ số suy giảm hiệu suất năm thứ j (%) do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng hiện có (nếu có)
PF,0: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
PF,j: giá nhiên liệu cho phát điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
4. Đối với các nhà máy điện hiện có có giá hợp đồng đã bao gồm giá công suất, giá vận hành và bảo dưỡng cố định và các thành phần giá khác thì giá phát điện toàn phần quy đổi của hợp đồng mua bán điện dạng sai khác hàng năm được xác định theo công thức sau:
Trong đó:
PC,j: giá phát điện toàn phần quy đổi của hợp đồng mua bán điện dạng sai khác năm thứ j của nhà máy điện (đồng/kWh);
FCCj: giá công suất năm thứ j theo hợp đồng hiện có (đồng/(kW.tháng));
FCOMj: giá vận hành bảo dưỡng cố định năm thứ j theo hợp đồng hiện có của nhà máy điện (đồng/(kW.tháng));
Tmax: thời gian vận hành công suất cực đại trong năm tính bình quân nhiều năm cho cả đời dự án nhà máy điện (giờ) được xác định theo quy định tại Phụ lục 1 của Thông tư này;
VC0: giá biến đổi của nhà máy điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 3 Điều 10 của Thông tư này (kWh);
kHS,j: hệ số suy giảm hiệu suất năm thứ j (%) do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng hiện có (nếu có).
PF,0: giá nhiên liệu cho phát điện tại năm ký hợp đồng mua bán điện dạng sai khác, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí;
PF,j: giá nhiên liệu cho phát điện tại thời điểm thanh toán của năm thứ j, tính bằng đồng/tấn đối với nhiên liệu than hoặc đồng/BTU đối với nhiên liệu khí.
Chương III
TRÌNH TỰ, THỦ TỤC XÂY DỰNG VÀ BAN HÀNH KHUNG GIÁ PHÁT ĐIỆN
