Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định về trình tự xây dựng, áp dụng biểu giá chi phí tránh được và ban hành Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ và bãi bỏ Thông tư số 06/2016/TT-BCT ngày 14 tháng 6 năm 2019 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 32/2014/TT-BCT ngày 09 tháng 10 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương.

Chi phí điện năng tránh được Các bước tính chi phí điện năng tránh được như sau:
a) Chi phí nhiên liệu trung bình tháng ( đồng/kWh) của từng nhà máy nhiệt điện đã có hợp đồng mua bán điện trong hệ thống cho năm lấy số liệu tính toán biểu giá, trừ các nhà máy nhiệt điện có nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu, bán điện dư, cung cấp dịch vụ phụ trợ và nhà máy điện BOT. Tổng chi phí nhiên liệu chính (bao gồm chi phí vận chuyển) và sản lượng điện năng tương ứng với phần nhiên liệu chính trong tháng của các nhà máy nhiệt điện được cung cấp theo hồ sơ thanh toán tiền điện hàng tháng cho năm lấy số liệu;
b) Với mỗi giờ của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, xếp hạng theo thứ tự giảm dần của chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện quy định tại Điểm a Khoản này. Chi phí biến đổi được xác định dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình tháng của các nhà máy nhiệt điện;
c) Tổng công suất phát lớn nhất của hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán ký hiệu là (P);
d) Công suất tham chiếu P* được tính bằng Fa x P, với Fa là hệ số điều chỉnh phần năng lượng biên của biểu đồ phụ tải, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được chọn trong khoảng [Fo; FN].
Trong đó:
6,2 ii o
P
X
XF ×=
- Xi: Tổng sản lượng điện của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản này) có giá khí biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá;
- X: Tổng sản lượng điện của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản này) trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá;
- Pi: Giá khí trung bình (USD/mmBTU) của các nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp có giá khí biến đổi theo giá nhiên liệu thế giới trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá;
- FN: Tỷ lệ giữa sản lượng điện của các nhà máy nhiệt điện (trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản này) và tổng sản lượng điện của toàn hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá.
đ) Với mỗi giờ của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, giá điện năng cMj được tính toán căn cứ vào chi phí của các nhà máy có chi phí nhiên liệu trung bình tháng và được tính theo công suất tham chiếu P* ( đã loại trừ các nhà máy tại Điểm a Khoản này).
Ví dụ, nếu P* = 1000MW, nếu trong một số giờ j nhà máy có giá thành cao nhất được huy động 600MW với chi phí biến đổi là c1, và nhà máy có giá thành cao thứ hai được huy động 500MW với chi phí biến đổi là c2, chi phí (tránh được) biên trung bình cho giờ đó, với công suất tham chiếu P*, cMj được tính theo công thức:
1000 400600 21 jj Mj ccc +=
e) Giá biến đổi theo nhiên liệu chính được điều chỉnh theo tốc độ tăng tương ứng của chi phí nhiên liệu chính trong năm tính toán. Tốc độ tăng giá nhiên liệu chính hàng năm được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:
- Theo các hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện trong hệ thống;
- Theo giá thị trường, với nguồn tham khảo rõ ràng và đáng tin cậy (như nguồn do Ngân hàng thế giới công bố), được Cục Điều tiết điện lực cho phép áp dụng;
các nhà máy điện có giá nhiên liệu phụ thuộc giá nhiên liệu thế giới, tốc độ tăng giá nhiên liệu chính dùng để tính toán giá biến đổi theo nhiên liệu chính của năm tính toán sẽ chịu mức trần bằng 110%;
- Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điều tiết điện lực cho phép áp dụng.
g) Với mỗi khoảng thời gian tương ứng với sáu thành phần thời gian phân biệt theo mùa và theo thời gian sử dụng điện trong ngày của biểu giá, giá trung bình hàng năm được tính là trung bình của cMj trong mỗi khoảng thời gian đó;
h) Giá điện năng dư được tính bằng 50% giá trong các giờ thấp điểm vào mùa mưa.

Tổn thất truyền tải tránh được Cách tính tổn thất truyền tải tránh được như sau:
a) Với mỗi giờ trong năm, điều kiện vận hành hệ thống được xác định trên cơ sở luồng công suất của đường dây 500kV đi qua ranh giới phân biệt phụ tải giữa 3 miền (Bắc - Trung và Trung - Nam);
b) Do trên đường dây 500kV luôn có một luồng công suất truyền tải nào đó, “cân bằng” không có nghĩa là bằng 0 mà bằng một luồng công suất (bất kể theo hướng nào) trên một giá trị ngưỡng. Ngưỡng này được quy định tùy thuộc vào điều kiện về điều chỉnh điện áp và ổn định hệ thống điện. Khi luồng công suất trên đường dây 500kV truyền tải qua ranh giới phân biệt phụ tải miền nhỏ hơn ngưỡng này thì được xem là cân bằng. Giá trị ngưỡng cân bằng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điều tiết điện lực cho phép áp dụng;
c) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Bắc, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Bắc nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV;
d) Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Trung, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Trung nhận điện từ miền Nam qua đường dây 500kV;
đ) Nhà máy bị phạt thanh toán tổn thất truyền tải trong các trường hợp còn lại.
Với mỗi giờ trong năm, giá tổn thất truyền tải tránh được T được tính như sau:
Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Bắc:
TB = CM (1 + λB)(1 ± λ500) - CM Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Trung:
TT = CM (1 + λT)(1 ± λ500) - CM Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Nam:
TN = CM (1 + λN) - CM Trong đó:
C M = Chi phí nhiên liệu trung bình trong tháng của tổ máy nhiệt điện chạy khí chạy đỉnh (đắt nhất) trong hệ thống (đồng/kWh);
λB, λT, λN = Lần lượt là tỷ lệ tổn thất trên hệ thống truyền tải điện miền Bắc, Trung, Nam đến cấp điện áp 220kV, bao gồm cả tổn thất trạm biến áp;
λ500 = Tỷ lệ tổn thất trung bình trên hệ thống đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp);
T B, TT, TN = Lần lượt là giá tổn thất truyền tải tránh được ở miền Bắc, Trung và Nam (đồng/kWh).
e) Dấu trong biểu thức 1 ± λ500: Nếu dương là “thưởng”, âm là “phạt”;
g) Các giá trị T được tính trung bình cho tất cả các giờ liên quan trong biểu giá.

Giá công suất tránh được của biểu giá Giá công suất tránh được xác định bằng giá công suất của nhà máy nhiệt điện được thay thế bởi nguồn điện nhỏ năng lượng tái tạo. Nhà máy nhiệt điện được thay thế là nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT). Các thông số tính toán chi phí công suất tránh được như sau:
- Chi phí đầu tư năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 15.880.852,61 đồng/kW (tương đương 600 USD/kW, theo tỷ giá bình quân ngày của đồng Việt Nam so với đồng đô la Mỹ do Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam công bố từ ngày 01 tháng 7 năm 2017 đến ngày 30 tháng 6 năm 2018 là 22.779,70 đồng/USD và chỉ số giá thiết bị năm 2018 là 101,9);
- Chi phí đầu tư năm tính toán của tổ máy CCGT được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán;
- Hệ số trượt giá cho chi phí đầu tư được lấy theo chỉ số giá thiết bị (MUV) do Ngân hàng Thế giới công bố trên trang web www.worldbank.org;
- Đời sống kinh tế của nhà máy CCGT được lấy theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành;
- Hệ số chiết khấu i (%) áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo công thức i = D x rd + E x re (nhưng không vượt quá 10%/năm), trong đó:
+ D, E lần lượt là tỷ lệ vốn vay và tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định tương ứng là 70:30;
+ rd là lãi suất vốn vay (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức rd = DF x rd,F + DD x rd,D với DF, DD lần lượt là tỷ lệ vốn vay ngoại tệ và tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tương ứng là 80:20; rd,F là lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng giá trị trung bình của lãi suất hoán đổi đồng Đô la Mỹ thời hạn 10 năm trong 36 tháng liền kề của năm xây dựng biểu giá trên thị trường liên ngân hàng Luân Đôn (LIBOR swaps, được công bố trên trang thông tin điện tử http://www.swap-rates.com) cộng với tỷ lệ bình quân năm cho dịch vụ phí của các ngân hàng, phí bảo lãnh, thuế liên quan là 3% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm); rd,D là lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của 05 năm trước liền kề của năm xây dựng biểu giá, xác định tại ngày 30 tháng 9 hàng năm của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3,5% hoặc do
Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm);
+ re là tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%) được xác định theo công thức re = r e,pt/(1-t) với re,pt là tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%; t là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện (%);
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 678.284,63 đồng/kW/năm;
- Hệ số trượt chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định hàng năm được xác định theo CPI của năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá nhưng không vượt quá 2,5%/năm;
- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm xây dựng biểu giá không bao gồm thuế tài nguyên sử dụng nước mặt, phí bảo vệ môi trường đối với nước thải, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước và các loại thuế, phí khác liên quan tính theo quy định hiện hành;
- Tổn thất trạm biến áp lấy theo thông số do Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo hàng năm;
- Suất sự cố lấy theo thông số do Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo hàng năm;
- Tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán biểu giá được tính bình quân theo ngày và theo tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam.
Chi phí công suất tránh được điều chỉnh theo tổn thất truyền tải theo công thức sau:
AGC* = AGC (1+λ220) (1-λ500) Trong đó:
AGC* : Chi phí công suất phát điện tránh được, điều chỉnh theo tổn thất truyền tải.
λ220 : Tỷ lệ tổn thất truyền tải trung bình trên lưới 220kV của ba miền trong các giờ cao điểm mùa khô theo số liệu do Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo;
λ500 : Tỷ lệ tổn thất trung bình trên đường dây 500kV (gồm cả tổn thất trạm biến áp) trong các giờ cao điểm mùa khô theo số liệu do Tập đoàn Điện lực Việt Nam báo cáo;
AGC : Chi phí công suất tránh được.
- Giá trị AGC* được tính toán và áp dụng cho các giờ cao điểm của mùa khô (hd).
- Giá công suất phát điện tránh được (đồng/kWh) xác định theo công thức:
Chi phí công suất phát điện tránh được [đồng/kWh] = AGC*/hd.

Định nghĩa

Giao nhận và mua bán điện

Đấu nối, đo đếm và vận hành

Lập hóa đơn và thanh toán

Bất khả kháng

Thời hạn hợp đồng, các sự kiện ảnh hưởng việc thực hiện hợp đồng, bồi thường thiệt hại và đình chỉ thực hiện hợp đồng

Giải quyết tranh chấp

Ủy thác, chuyển nhượng và tái cơ cấu

Tham gia thị trường điện

Các thỏa thuận khác

Cam kết thực hiện