NaverHustQA/TVPL huggingface dataset:
Điều 46. Quy định chuyển tiếp
1. Doanh nghiệp đã được cấp Giấy phép hoạt động dịch vụ đưa người lao động Việt Nam đi làm việc ở nước ngoài trước ngày Nghị định này có hiệu lực có trách nhiệm rà soát, bổ sung, điều chỉnh để đáp ứng các điều kiện quy định tại điểm a, b, d, đ và e khoản 1 Điều 10 của Luật Người lao động Việt Nam đi làm việc ở nước ngoài theo hợp đồng và quy định tại Điều 4, Điều 5 và Điều 6 Nghị định này, báo cáo theo Mẫu số 06 Phụ lục I và xác nhận việc ký quỹ theo Mẫu số 03 Phụ lục I ban hành kèm theo Nghị định này, gửi Bộ Lao động - Thương binh và Xã hội trước ngày 01 tháng 01 năm 2023.
2. Doanh nghiệp dịch vụ đã được chấp thuận để đưa người lao động Việt Nam đi làm việc tại Đài Loan (Trung Quốc), Nhật Bản và làm giúp việc gia đình ở nước ngoài tiếp tục được đưa người lao động đi làm việc tại các thị trường, ngành, nghề, công việc này đồng thời có trách nhiệm rà soát, bổ sung, điều chỉnh để đáp ứng các điều kiện theo quy định tại Chương III Nghị định này trước ngày 01 tháng 01 năm 2023.
3. Thỏa thuận ký quỹ của người lao động với doanh nghiệp dịch vụ hoặc đơn vị sự nghiệp đã được giao kết trước ngày Nghị định này có hiệu lực thi hành thì tiếp tục được thực hiện theo thỏa thuận và quy định của pháp luật.
Điều 1. Phạm vi điều chỉnh và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này quy định về:
a) Phương pháp xác định giá phát điện, Hợp đồng mua bán điện cho các loại hình nhà máy điện quy định tại khoản 2 Điều này.
b) Trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện.
2. Thông tư này áp dụng đối với các đối tượng sau đây:
a) Nhà máy điện đấu nối với hệ thống điện quốc gia có tổng công suất lắp đặt trên 30MW, các nhà máy điện có công suất lắp đặt từ 30MW trở xuống tự nguyện tham gia thị trường điện;
b) Các tổ chức, cá nhân khác có liên quan;
c) Thông tư này không áp dụng đối với nhà máy thủy điện nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được, nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu, nhà máy điện độc lập được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao (BOT), nhà máy điện chỉ cung cấp dịch vụ phụ trợ, nhà máy điện sinh khối, nhà máy điện gió, nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện rác và nhà máy điện sử dụng chất thải rắn; Các nhà máy điện khác khi chưa có cơ chế riêng do Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương quy định thực hiện theo quy định tại Điều 9 Thông tư này.
Điều 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.
Khoản 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);
Khoản 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).
Khoản 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.
Khoản 1. 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.
Khoản 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.
Khoản 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 (%).
Khoản 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);
Khoản 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.
Khoản 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).
Khoản 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).
Khoản 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).
Điều 8. Phương pháp xác định giá đấu nối đặc thù của nhà máy điện
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 khác. Đối 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.
Điều 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 tế
1. 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 toán. Đối 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.
Khoản 1. 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.
Khoản 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).
Điều 16. Áp dụng Hợp đồng mua bán điện mẫu
1. Đối với các nhà máy điện mới và các nhà máy điện thực hiện đàm phán theo quy định tại Điều 10 Thông tư này, trên cơ sở Hợp đồng mua bán điện mẫu quy định tại Phụ lục 3 ban hành kèm theo Thông tư này, Bên mua và Bên bán đàm phán thỏa thuận, thống nhất, bổ sung một số điều khoản phù hợp với điều kiện thực tế của nhà máy điện (nếu cần thiết).
2. Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực kết quả đàm phán hợp đồng mua bán điện theo trình tự quy định tại Điều 19 Thông tư này.
Điều 17. Trình tự đàm phán hợp đồng mua bán điện
1. Đối với nhà máy điện mới, Hợp đồng mua bán điện giữa các bên phải được ký kết trước Ngày khởi công xây dựng công trình.
2. Bên bán có trách nhiệm lập hồ sơ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện gửi Bên mua để đàm phán và thực hiện các thủ tục để ký hợp đồng mua bán điện.
3. Trong thời hạn 15 ngày làm việc tính từ ngày nhận được đầy đủ hồ sơ hợp lệ đề nghị đàm phán hợp đồng mua bán điện của Chủ đầu tư, Bên mua có trách nhiệm tổ chức đàm phán hợp đồng mua bán điện với Bên bán. Kết thúc quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện, Hai bên phải ký tắt dự thảo hợp đồng mua bán điện.
4. Sau khi dự thảo hợp đồng mua bán điện được ký tắt, Bên mua, Bên bán thống nhất và có trách nhiệm lập hồ sơ báo cáo Cục Điều tiết điện lực kiểm tra hợp đồng mua bán điện.