Document: Điều 10 Thông tư 41/2010/TT-BCT phương pháp xác định giá phát điện

Type: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "14/12/2010", "sign_number": "41/2010/TT-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Thông tư"}
Issuing Agency: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "14/12/2010", "sign_number": "41/2010/TT-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Thông tư"}
Promulgation Date: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "14/12/2010", "sign_number": "41/2010/TT-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Thông tư"}
Sign Number: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "14/12/2010", "sign_number": "41/2010/TT-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Thông tư"}
Signer: {"issuing_agency": "Bộ Công thương", "promulgation_date": "14/12/2010", "sign_number": "41/2010/TT-BCT", "signer": "Hoàng Quốc Vượng", "type": "Thông tư"}

Full Text:
Điều 10 Thông tư 41/2010/TT-BCT phương pháp xác định giá phát điện có nội dung như sau:

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.

Content:
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.