Quy định điều chỉnh giá bán điện theo thông số đầu vào cơ bản.

Phụ lục PHƯƠNG PHÁP KIỂM TRA TÍNH TOÁN ĐIỀU CHỈNH GIÁ BÁN ĐIỆN THEO THÔNG SỐ ĐẦU VÀO CƠ BẢN

(Ban hành kèm theo Thông tư số 31/2011/TT-BCT ngày 19 tháng 8 năm 2011 của Bộ Công thương)

1. Mục I › 1
   1. Chênh lệch giá phát điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản xác định theo công thức sau: NLTGSL GGGG ∆+∆+∆=∆ Trong đó: ∆GSL : Chênh lệch tăng hoặc giảm giá phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với TP SL SL A CG ∆=∆ ; ∆C SL : Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, bao gồm chênh lệch do biến động sản lượng phát thủy điện ∆C TĐ SL và nhiệt điện ∆C NĐ SL , NĐ SL TĐ SLSL CCC ∆+∆=∆ ; ∆GTG : Chênh lệch tăng hoặc giảm giá phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với TP TG TG A CG ∆=∆ ; ∆C TG : Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành; ∆GNL : Chênh lệch tăng hoặc giảm giá phát điện do giá nhiên liệu biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, với TP NL NL A CG ∆=∆ ; ∆C NL : Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do gi á nhiên liệu thực tế biến động so với giá nhiên liệu sử dụng trong tính toán giá bán điện bình quân hiện hành, bao gồm chênh lệch do biến động giá than ∆C T , giá khí ∆C K và giá dầu ∆CD , ∆CNL = ∆CT + ∆CK + ∆CD; ATP : Sản lượng điện thương phẩm của các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước. Sản lượng điện thương phẩm của tháng cuối cùng được tính bằng dự kiến tổng sản lượng điện phát tháng cuối cùng tại điểm giao nhận nhà máy điện nhân với chỉ tiêu tổn thất bình quân lưới điện truyền tả i và phân phối hàng năm được duyệt. Sản lượng điện phát tháng cuối cùng tại điểm giao nhận nhà máy điện được tính dự kiến. Sản lượng điện phát các ngày còn lại sau ngày 15 của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với sản lượng điện phát trung bình ngày của 15 ngày đầu tháng cuối cùng.
2. Mục I › 2
   2. Phương pháp xác định chênh lệch chi phí phát điện

   a) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát các nhà máy thủy điện biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau: ( ) HH TD,SLTD HH TĐ,SL HH TD,SL TT TD,SL TĐ SL GAGAAC ×∆=×−=∆ Trong đó: HH TĐ,SLG : Giá phát điện bình quân các nhà máy thủy điện trong phương án giá hiện hành; HH TĐ,SLA : Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện; TT TĐ,SLA : Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngà y kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy thủy điện trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng; ∆A TĐ : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy thủy điện;

   b) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện) biến động so với sản lượng điện sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được xác định theo công thức sau: ( ) HH ND,SLND HH NĐ,SL HH ND,SL TT ND,SL NĐ SL GAGAAC ×∆=×−=∆ Trong đó: HH NĐ,SLG : Giá phát điện bình quân trong phương án giá hiện hành của thành phần chi phí biến động theo sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện), không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu; HH NĐ,SLA : Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát điện; TT NĐ,SLA : Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát điện; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sau ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy nhiệt điện có thành phần chi phí biến động theo sản lượng phát điện trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng; ∆A NĐ : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện);

   c) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do tỷ giá đô la Mỹ biến động so với tỷ giá sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau: ( ) nCTGnCTGTGC HH TG HH TG HHTT TG ××∆=××−=∆ Trong đó: HH TGC : Chi phí phát điện tính toán theo đô la Mỹ để thanh toán trong các hợp đồng mua bán điện bao gồm điện nhập khẩu, lấy trung bình cho một tháng trong phương án giá hiện hành, không biến động theo sản lượng điện phát; n: số tháng đã qua tính từ lần điều chỉnh trước đến thời điểm kiểm tra; HHTG : Tỷ giá đô la Mỹ được sử dụng khi xác định giá bán điện hiện hành; TTTG : Tỷ giá đô la Mỹ thực tế tại thời điểm tính toán kiểm tra, được tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán, được lấy bằng tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa tại Hội sở chính ụ Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam; ∆TG : Chênh lệch tỷ giá đô la Mỹ thực tế tại thời điểm tính toán kiểm tra với tỷ giá được sử dụng khi xác định giá bán điện hiện hành;

   d) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá than biến động so với giá than sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau: ( ) HH TTT TT T HH T HH T TT T TT TT AGAGAGAGC ×∆+∆×=×−×=∆ Trong đó: HH TG : Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than trong phương án giá hiện hành; TT TG : Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than xác định theo giá than thực tế, với HH T TT T HH TTT T P PGG ×= HH TP : Giá than bình quân gia quyền theo sản lượng điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành; TT TP : Giá than bình quân gia quyền theo sản lượng điện được xác định theo giá nhiên liệu tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán; giá than trong nước được lấy theo giá than nội địa cho phát điện (giá tại điểm giao hàng chưa bao gồm cước phí vận chuyển và các chi phí liên quan đến vận chuyển than) công bố bởi Tập đoàn Công nghiệp Than và Khoáng sản Việt Nam; giá các loại than không được công bố được quy đổi theo nhiệt trị than cám 5; ∆G T : Chênh lệch giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than khi tính theo giá than thực tế và giá than trong phương án giá hiện hành; HH TA : Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than; TT TA : Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sa u ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy điện chạy than trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng; ∆A T : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy than;

   đ) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá khí biến động so với giá khí sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau: ( ) HH KKK TT K HH K HH K TT K TT KK AGAGAGAGC ×∆+∆×=×−×=∆ Trong đó: HH KG : Giá phát điện biến đổi theo giá khí trong phương án giá hiện hành; TT KG : Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí xác định theo giá khí thực tế, với HH K TT K HH KTT K P PGG ×= ; HH KP : Giá khí bình quân gia quyền theo sản lượng điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành; TT KP : Giá khí bình quân gia quyền theo sản lượng điện được xác định theo giá khí tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán; giá khí PMụ3 cho nhà máy điện Cà Mau là giá khí ngày 15 tháng kiểm tra do Tổng Công ty Khí Việt Nam tính theo giá dầu quốc tế; giá khí từ các nguồn khí khác (Nam Côn Sơn và Cửu Long) do Chính phủ quy định tại thời điểm tính toán giá bán điện; ∆G K : Chênh lệch giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí khi tính theo giá khí thực tế và giá khí trong phương án giá hiện hành; HH KA : Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí; TT KA : Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sa u ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy điện chạy khí trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng; ∆A K : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy khí;

   e) Chênh lệch tăng hoặc giảm chi phí phát điện do giá dầu biến động so với giá dầu sử dụng trong tính toán giá bán điện hiện hành được tính toán theo công thức sau: ( ) HH DDD TT D HH D HH D TT D TT DD AGAGAGAGC ×∆+∆×=×−×=∆ Trong đó: HH DG : Giá phát điện biến đổi theo giá dầu trong phương án giá hiện hành; TT DG : Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu xác định theo giá dầu thực tế, với HH D TT D HH DTT D P PGG ×= ; HH DP : Giá dầu bình quân gia quyền theo sản lượng điện được sử dụng trong xác định giá bán điện hiện hành; TT DP : Giá dầu bình quân thực tế gia quyền theo sản lượng điện được xác định theo giá dầu tính bình quân theo ngày từ ngày điều chỉnh giá bán điện lần liền trước đến ngày 15 tháng tính toán và theo giá dầu thị trường trong nước do Tổng công ty Xăng dầu Việt Nam công bố; ∆G D : Chênh lệch giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu khi tính theo giá dầu thực tế và giá dầu trong phương án giá hiện hành; HH DA : Sản lượng điện kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu; TT DA : Sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu; sản lượng điện phát thực tế tại điểm giao nhận điện các ngày còn lại sa u ngày kiểm tra của tháng cuối cùng được ước tính bằng số ngày còn lại nhân với tổng sản lượng điện phát thực tế trung bình ngày tại điểm giao nhận điện của tất cả các nhà máy điện chạy dầu trong 15 ngày đầu của tháng cuối cùng; ∆A D : Chênh lệch sản lượng điện phát thực tế và kế hoạch tại điểm giao nhận điện trong các tháng đã qua từ lần điều chỉnh trước của các nhà máy điện chạy dầu.
3. Mục II

   Công thức xác định chênh lệch giá bán điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản Công thức tổng quát xác định chênh lệch giá bán điện do biến động các thông số đầu vào cơ bản như sau:
   [ +×∆+×∆×=∆ HH
   NĐ,SLND
   HH
   TĐ,SLTD
   TP
   GAGAA
   1G
   ( )+×∆+∆×+××∆ HH
   TTT
   TT
   T
   HH
   TG AGAGnCTG
   ( ) ( )]HH
   DDD
   TT
   D
   HH
   KKK
   TT
   K AGAGAGAG ×∆+∆×+×∆+∆×

4. Mục III Các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011
   1. Các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011 TT Hệ số tính toán Giá trị Giá phát điện bình quân các nhà máy thủy điện trong phương án giá hiện hành, HH TĐ,SLG (đ/kWh) 657 Giá phát điện bình quân trong phương án giá hiện hành của thành phần chi phí biến động theo sản lượng điện phát các nhà máy nhiệt điện chạy than (và các nhà máy nhiệt điện có thành phần giá cố định biến động theo sản lượng phát điện), không biến động theo tỷ giá và gi á nhiên liệu, HH NĐ,SLG (đ/kWh) 430 TT | Hệ số tính toán | Giá trị

   3. | Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than trong phương án giá hiện hành, GHH (đ/kWh) T | 344

   4. | Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí trong phương án giá hiện hành, GHH (đ/kWh) K | 606

   5. | Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu trong phương án giá hiện hành, GHH (đ/kWh) D | 3.046

   6. | Chi phí phát điện trong phương án giá hiện hành xác định bằng đô la Mỹ, không biến động theo sản lượng điện phát, CHH (triệu USD/tháng) TG | 64

   7. | Thành phần giá phân bổ từ các chi phí còn treo lại chưa được tính vào giá bán điện năm 2011, G (đ/kWh) CTH | Theo quy định tại Điều 4 Thông tư này

   8. | Thành phần giá được trích đưa vào Quỹ bình ổn giá điện (+) hoặc lấy từ Quỹ bình ổn giá điện để giảm giá (-), G (đ/kWh) BO | Theo quy định tại Điều 4 Thông tư này

   2. Số liệu sử dụng để xác định các hệ số tính toán cho lần điều chỉnh đầu tiên năm 2011 TT | Số liệu | Giá trị

   1. | Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện, không biến động theo tỷ giá (tỷ đồng) | 5.427

   2. | Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy thủy điện có chi phí không biến động theo tỷ giá (tỷ kWh) | 8,26

   3. | Tổng chi phí phát điện biến động theo sản lượng điện phát của nhà máy nhiệt điện, không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu (chi phí cố định nhà máy nhiệt điện biến động theo sản lượng điện) (tỷ đồng) | 10.017

   4. | Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện có chi phí cố định biến động theo sản lượng điện (tỷ kWh) | 23,27

   5. | Tổng chi phí phát điện biến động theo tỷ giá ngoại tệ, không phụ thuộc vào sản lượng điện phát và giá nhiên liệu (tỷ đồng) | 14.896

   6. | Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá than (tỷ đồng) | 7.326 TT Số liệu Giá trị

   7. Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện chạy than (tỷ kWh) 21,29

   8. Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá khí (tỷ đồng) 25.697

   9. Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện chạy khí (tỷ kWh) 42,43

   10. Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá dầu (tỷ đồng) 10.196

   11. Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện chạy dầu (tỷ kWh) 3,35

   TT	Hệ số tính toán	Giá trị
   3.	Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá than trong phương án giá hiện hành, GHH (đ/kWh) T	344
   4.	Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá khí trong phương án giá hiện hành, GHH (đ/kWh) K	606
   5.	Giá phát điện bình quân biến đổi theo giá dầu trong phương án giá hiện hành, GHH (đ/kWh) D	3.046
   6.	Chi phí phát điện trong phương án giá hiện hành xác định bằng đô la Mỹ, không biến động theo sản lượng điện phát, CHH (triệu USD/tháng) TG	64
   7.	Thành phần giá phân bổ từ các chi phí còn treo lại chưa được tính vào giá bán điện năm 2011, G (đ/kWh) CTH	Theo quy định tại Điều 4 Thông tư này
   8.	Thành phần giá được trích đưa vào Quỹ bình ổn giá điện (+) hoặc lấy từ Quỹ bình ổn giá điện để giảm giá (-), G (đ/kWh) BO	Theo quy định tại Điều 4 Thông tư này

   TT	Số liệu	Giá trị
   1.	Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy thủy điện, không biến động theo tỷ giá (tỷ đồng)	5.427
   2.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy thủy điện có chi phí không biến động theo tỷ giá (tỷ kWh)	8,26
   3.	Tổng chi phí phát điện biến động theo sản lượng điện phát của nhà máy nhiệt điện, không biến động theo tỷ giá và giá nhiên liệu (chi phí cố định nhà máy nhiệt điện biến động theo sản lượng điện) (tỷ đồng)	10.017
   4.	Sản lượng điện tại điểm giao nhận điện các nhà máy nhiệt điện có chi phí cố định biến động theo sản lượng điện (tỷ kWh)	23,27
   5.	Tổng chi phí phát điện biến động theo tỷ giá ngoại tệ, không phụ thuộc vào sản lượng điện phát và giá nhiên liệu (tỷ đồng)	14.896
   6.	Tổng chi phí phát điện biến đổi theo giá than (tỷ đồng)	7.326