Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện
1. Sửa đổi, bổ sung khoản 2 Điều 2 như sau: “2. Nhà máy điện chuẩn là nhà máy nhiệt điện có quy mô công suất phổ biến được xác định trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia đại diện cho một loại nhà máy nhiệt điện có cùng công nghệ phát điện, loại nhiên liệu sử dụng và được sử dụng để tính toán khung giá phát điện cho loại nhà máy điện đó.” 1. Trong thời hạn 15 ngày làm việc kể từ khi Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng của nhà máy điện được duyệt. Chủ đầu tư các nhà máy điện này có trách nhiệm cung cấp Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam.
2. Sửa đổi, bổ sung khoản 4 Điều 2 như sau: “4. Tổng mức đầu tư là toàn bộ chi phí đầu tư xây dựng của dự án được xác định theo quy định của pháp luật hiện hành, phù hợp với thiết kế cơ sở và các nội dung khác của Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng.” 2. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm, Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm:
a) Trên cơ sở các số liệu tại Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng được duyệt, Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm tính toán khung giá phát điện Tập đoàn Điện lực Việt Nam nhận được trước ngày 15 tháng 10 hàng năm hoặc số liệu thực tế đàm phán hợp đồng mua bán điện (nếu có). Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán hoặc có thể thuê tư vấn tính toán giá phát điện các nhà máy nhiệt điện căn cứ theo quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này;
b) Đề xuất lựa chọn Nhà máy điện chuẩn, lựa chọn các thông số được sử dụng tính toán giá phát điện cho Nhà máy điện chuẩn quy định tại Phụ lục I Thông tư này phù hợp với thực tế thực hiện các hợp đồng mua bán điện và lập hồ sơ tính toán khung giá phát điện nhà máy điện theo quy định tại Điều 11 Thông tư này, trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định:
c) Tính toán giá trần của nhà máy thủy điện theo phương pháp quy định tại Điều 9 Thông tư này.
3. Sửa đổi, bổ sung khoản 2 Điều 3 như sau: “2. Đối với nhà máy nhiệt điện: giá trần là giá phát điện của Nhà máy điện chuẩn, phương pháp xác định giá phát điện của Nhà máy điện chuẩn quy định tại Điều 5, Điều 6, Điều 7 và Điều 8 Thông tư này.” 3. Trong thời hạn 05 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ tính toán khung giá phát điện nêu tại điểm b khoản 2 Điều này, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm kiểm tra tính hợp lệ của hồ sơ trình duyệt. Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực có văn bản yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam sửa đổi, bổ sung hoặc giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ. Chậm nhất sau 15 ngày làm việc kể từ ngày nhận được yêu cầu sửa đổi. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm gửi văn bản báo cáo giải trình về nội dung trong hồ sơ theo yêu cầu.
4. Sửa đổi, bổ sung khoản 3 Điều 6 như sau: “3. Suất đầu tư là chi phí đầu tư cho 01 kW công suất tính bình quân của Nhà máy điện chuẩn (không bao gồm chi phí cảng và cơ sở hạ tầng, các chi phí liên quan đến lưu trữ, tái hóa và vận chuyển LNG từ kho cảng đến nhà máy điện) được tính toán trên cơ sở số liệu tại Báo cáo nghiên cứu khả thi đầu tư xây dựng được duyệt, Tổng mức đầu tư có hiệu lực tại thời điểm tính toán khung giá phát điện hoặc số liệu thực tế đàm phán hợp đồng mua bán điện (nếu có), cập nhật tỷ giá ngoại tệ tại thời điểm tính toán.” 4. Chậm nhất 20 ngày làm việc kể từ ngày nhận được hồ sơ hợp lệ và báo cáo giải trình làm rõ các nội dung trong hồ sơ của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm lựa chọn nhà máy điện chuẩn và tổ chức thẩm định khung giá phát điện do Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình.
5. Sửa đổi, bổ sung điểm a khoản 4 Điều 6 như sau: “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 x rd.R + DD x rd.D Trong đó: DF: Tỷ lệ vốn vay ngoại tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục I Thông tư này (%); DD: Tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tại Phụ lục I Thông tư này (%); rd.R: Lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định trên cơ sở lãi suất vốn vay ngoại tệ các dự án nhà máy điện đã thực hiện đàm phán giá điện của 5 năm trước liền kề thời điểm tính toán khung giá phát điện (%/năm); rd.D: Lãi suất vốn vay nội tệ được xác định trên cơ sở lãi suất vốn vay nội tệ các dự án nhà máy điện đã thực hiện đàm phán giá điện của 5 năm trước liền kề thời điểm tính toán khung giá phát điện (%/năm).” 5. Chậm nhất 15 ngày làm việc kể từ ngày tổ chức thẩm định khung giá phát điện, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hoàn thiện hồ sơ trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt khung giá phát điện cho năm tiếp theo và công bố trên trang thông tin điện tử của Cục Điều tiết điện lực. Trường hợp khung giá phát điện của năm tiếp theo chưa được công bố, cho phép tạm thời áp dụng khung giá phát điện có hiệu lực gần nhất.”
6. Sửa đổi, bổ sung khoản 5 Điều 6 như sau: “Điện năng bình quân năm tại điểm giao nhận Abq (kWh) của Nhà máy điện chuẩn được xác định theo công thức sau: Abq = Pt x Tmax x (1 - kCS) Trong đó: Pt: Tổng công suất tinh của Nhà máy điện chuẩn (kW); Tmax: Số giờ vận hành công suất cực đại (giờ); kCS: Tỷ lệ suy giảm công suất được tính bình quân cho toàn bộ đời sống kinh tế của nhà máy điện trên cơ sở các tài liệu kỹ thuật của nhà chế tạo thiết bị trường hợp không xác định được cho phép sử dụng số liệu trung bình của các nhà máy có loại hình công nghệ và công suất lắp đặt tương tự (%).”
7. Sửa đổi, bổ sung Điều 8 như sau: “Điều 8. Phương pháp xác định giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá Giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn cho năm áp dụng khung giá (VC) 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, được xác định theo công thức sau: VC = HR x Pnlc x (1 + f) Trong đó: VC: Giá biến đổi của Nhà máy điện chuẩn (đồng/kWh); HR: Suất tiêu hao nhiệt tinh được tính toán ở mức tải quy định tại Phụ lục I Thông tư này, được tính bằng kcal/kWh, kJ/kWh hoặc BTU/kWh; f: Tỷ lệ phần trăm tổng các chi phí khởi động, chi phí nhiên liệu - vật liệu phụ và các chi phí biến đổi khác cho phát điện so với chi phí nhiên liệu chính và được quy định tại Phụ lục I Thông tư này (%); Pnlc: Giá nhiên liệu chính của Nhà máy điện chuẩn (chưa bao gồm thuế VAT) được tính bằng đồng/kcal, đồng/kJ hoặc đồng/BTU được xác định như sau: - Đối với nhà máy nhiệt điện than, giá than đã bao gồm hao hụt, phí điều hành, phí quản lý, bảo hiểm (nếu có) và không bao gồm cước vận chuyển. Trường hợp không xác định được cước vận chuyển theo hợp đồng cung cấp nhiên liệu thì giá nhiên liệu chính được xác định bằng giá nhiên liệu trong hợp đồng mua bán nhiên liệu chính; - Đối với nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí tự nhiên, giá nhiên liệu chính là giá khí tại miệng giếng không tính đến chi phí vận chuyển về đến nhà máy; - Đối với nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng LNG, giá nhiên liệu chính bao gồm giá LNG nhập khẩu, thuế nhập khẩu LNG (nếu có), chi phí vận chuyển LNG về đến kho cảng tái hóa và không bao gồm chi phí tồn trữ, tái hóa, phân phối khí sau tái hóa (nếu có). Trường hợp nhà máy điện chưa có hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho phép sử dụng số liệu tại các văn bản thỏa thuận giữa chủ đầu tư và các đơn vị cung cấp nhiên liệu hoặc số liệu do các tổ chức tư vấn tính toán.
8. Sửa đổi, bổ sung Điều 10 như sau: “Điều 10. Trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện
9. Sửa đổi, bổ sung khoản 1 Điều 11 như sau: “1. Tờ trình của Tập đoàn Điện lực Việt Nam về lựa chọn thông số của Nhà máy điện chuẩn và tính toán về khung giá phát điện các nhà máy điện quy định tại điểm b và điểm c khoản 2 Điều 10 Thông tư này.”
10. Sửa đổi, bổ sung suất tiêu hao nhiên liệu tinh và giá nhiên liệu chính tại Phụ lục 2 như sau: 1 Suất tiêu hao nhiệt tinh HR kcal/kWh hoặc kJ/kWh hoặc BTU/kWh 2 Giá nhiên liệu chính Pnlc đồng/kcal hoặc đồng/kJ hoặc đồng/BTU