|
BỘ
CÔNG THƯƠNG |
CỘNG
HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM |
|
Số: 22/2025/TT-BCT |
Hà Nội, ngày 26 tháng 4 năm 2025 |
QUY ĐỊNH TÍNH TOÁN GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN
Căn cứ Luật Điện lực ngày 30 tháng 11 năm 2024;
Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 02 năm 2025 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;
Căn cứ Nghị định số 72/2025/NĐ-CP ngày 28 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ quy định về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân;
Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực;
Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư quy định tính toán giá bán lẻ điện bình quân.
Điều 1. Phạm vi và đối tượng áp dụng
1. Thông tư này hướng dẫn tính toán giá bán lẻ điện bình quân theo quy định tại Điều 4 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP ngày 28 tháng 3 năm 2025 của Chính phủ quy định về cơ chế, thời gian điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân (sau đây viết tắt là Nghị định số 72/2025/NĐ-CP).
2. Thông tư này áp dụng đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, các đơn vị thành viên của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các tổ chức, cá nhân có liên quan.
Trong Thông tư này các thuật ngữ dưới đây được hiểu như sau:
1. CPI là chỉ số giá tiêu dùng do cơ quan thống kê trung ương công bố.
2. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện là đơn vị thực hiện chức năng của Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia và Đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện theo quy định tại Luật Điện lực (hiện nay là Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia - NSMO).
3. Giá điện năng thị trường là mức giá cho một đơn vị điện năng xác định cho mỗi chu kỳ giao dịch, áp dụng để tính toán khoản thanh toán điện năng trong thị trường điện.
4. Giá công suất thị trường là mức giá tính toán cho mỗi chu kỳ giao dịch và áp dụng để tính toán khoản thanh toán công suất cho các đơn vị phát điện trong thị trường điện.
5. Giá bán lẻ điện bình quân là mức giá bán lẻ điện được xác định theo nguyên tắc tính tổng chi phí sản xuất, kinh doanh điện và mức lợi nhuận bình quân cho 01 kWh thương phẩm trong từng thời kỳ.
6. Năm N là năm giá bán lẻ điện bình quân được tính toán theo quy định tại Thông tư này, được tính từ ngày 01 tháng 01 đến hết ngày 31 tháng 12 của năm dương lịch.
7. Năm N-1 là năm dương lịch liền trước năm N.
8. Năm N-2 là năm dương lịch liền trước năm N-1.
9. Nhà máy điện BOT là nhà máy điện được đầu tư theo hình thức Xây dựng - Kinh doanh - Chuyển giao thông qua hợp đồng giữa nhà đầu tư và cơ quan nhà nước có thẩm quyền.
10. Tổng sản lượng điện thương phẩm là tổng sản lượng điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và các Tổng công ty Điện lực bán cho các khách hàng.
11. Tổng công ty Điện lực là thuật ngữ chung chỉ Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Nam, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội và Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh.
PHƯƠNG PHÁP LẬP GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN
Mục 1. PHƯƠNG PHÁP LẬP GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN HẰNG NĂM
Điều 3. Phương pháp lập giá bán lẻ điện bình quân hằng năm
1. Giá bán lẻ điện bình quân năm N được tính toán theo công thức quy định tại khoản 2 Điều 4 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
2. Chi phí khâu phát điện, chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, chi phí mua các dịch vụ truyền tải điện, phân phối - bán lẻ điện, điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực, chi phí điều hành - quản lý ngành được xác định lần lượt theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 6, Điều 7, Điều 8 và Điều 9 Thông tư này.
3. Sản lượng điện nhà máy điện năm N được xác định theo kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N.
4. Tổng sản lượng điện thương phẩm dự kiến cho năm N do Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán tương ứng theo kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N.
5. Hồ sơ phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm thực hiện theo quy định tại khoản 2 Điều 5 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
Điều 4. Phương pháp lập tổng chi phí khâu phát điện
1. Tổng chi phí khâu phát điện năm N (CPĐ) được xác định theo công thức sau:
CPĐ= CTTĐ + CĐMT + CBOT + CTTN + CNLTT + CNK
Trong đó:
a) CTTĐ: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này;
b) CĐMT: Tổng chi phí và lợi nhuận định mức năm N (đồng) từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, được xác định theo quy định tại khoản 3 Điều này;
c) CBOT: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy điện BOT, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này;
d) CTTN: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này;
đ) CNLTT: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới bao gồm cả hệ thống lưu trữ điện, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này;
e) CNK: Tổng chi phí mua điện năm N (đồng) từ nhập khẩu điện, được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này.
2. Tổng chi phí mua điện từ các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện (không bao gồm các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam), nhà máy điện BOT, nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ, nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới bao gồm cả hệ thống lưu trữ điện và nhập khẩu điện được xác định căn cứ theo hợp đồng mua bán điện và quy định thị trường điện, trong đó:
a) Sản lượng điện nhà máy điện: theo quy định tại Điều 3 Thông tư này;
b) Sản lượng điện các nhà máy điện năng lượng tái tạo và năng lượng mới do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
c) Sản lượng hợp đồng (Qc) của các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
d) Giá điện năng thị trường trung bình tháng được tính toán căn cứ kết quả tính toán mô phỏng thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo kế hoạch vận hành thị trường điện năm N;
đ) Giá công suất thị trường trung bình tháng được phê duyệt dựa trên tính toán mô phỏng thị trường điện của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện theo kế hoạch vận hành thị trường điện năm N;
e) Giá điện và các thông số đầu vào về nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ của các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện, nhà máy điện BOT, nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới, nhập khẩu điện: được xác định theo giá điện sử dụng trong tính toán kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N. Đối với nhà máy điện dự kiến đưa vào vận hành trong năm N nhưng chưa xác định được giá điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm đề xuất giá dự kiến để ước tính chi phí năm N;
g) Chi phí mua điện từ các nhà máy nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được: được xác định theo biểu giá chi phí tránh được năm N (trường hợp chưa có biểu giá chi phí tránh được năm N thì lấy theo biểu giá chi phí tránh được năm N-1) và cơ cấu sản lượng điện cao điểm, bình thường và thấp điểm theo tháng của từng miền năm N theo tỷ lệ cơ cấu sản lượng điện theo tháng của từng miền ước thực hiện năm N-1;
h) Chi phí mua điện của các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và cung cấp.
3. Phương pháp xác định tổng chi phí và lợi nhuận định mức năm N từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam như sau:
a) Tổng chi phí từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam được xác định theo quy định của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định chi phí phát điện của nhà máy điện trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với một số loại hình nhà máy điện;
b) Lợi nhuận định mức được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 4 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
Điều 5. Phương pháp lập tổng chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện
1. Tổng chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện năm N, bao gồm cả chi phí chạy thử nghiệm của các nhà máy điện được xác định theo hợp đồng cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, trong đó:
a) Sản lượng điện được xác định theo quy định tại Điều 3 Thông tư này;
b) Giá điện và các thông số đầu vào về nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ được xác định theo thông số đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N.
2. Trường hợp các nhà máy điện, tổ máy phát điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ký hợp đồng mua bán điện với các Tổng công ty Điện lực và tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện thì các nhà máy điện, tổ máy phát điện này được tính toán khoản chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành và bảo dưỡng biến đổi trong thời gian tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
Điều 6. Phương pháp lập tổng chi phí mua dịch vụ truyền tải điện
Tổng chi phí mua dịch vụ truyền tải điện năm N (CTT) là tổng doanh thu truyền tải điện cho phép được xác định theo quy định về phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ truyền tải điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
Điều 7. Phương pháp lập tổng chi phí phân phối - bán lẻ điện và lợi nhuận định mức
1. Tổng chi phí phân phối - bán lẻ điện năm N là tổng chi phí phân phối - bán lẻ điện năm N của các Tổng công ty Điện lực được xác định theo quy định về phương pháp lập và trình tự, thủ tục phê duyệt khung giá bán buôn điện; phương pháp xác định giá bán buôn điện; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
2. Lợi nhuận định mức được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 4 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
Tổng chi phí mua dịch vụ điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực năm N (CĐĐ) là tổng doanh thu điều độ vận hành hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực cho phép năm N của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được xác định theo quy định về phương pháp lập, hồ sơ, trình tự, thủ tục phê duyệt giá dịch vụ điều độ vận hành hệ thống điện và dịch vụ điều hành giao dịch thị trường điện lực do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành.
Điều 9. Phương pháp lập tổng chi phí điều hành - quản lý ngành và lợi nhuận định mức
Tổng chi phí điều hành - quản lý ngành bao gồm các chi phí quản lý về hoạt động sản xuất kinh doanh điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Tổng chi phí điều hành - quản lý ngành và lợi nhuận định mức năm N (Cchung) được xác định theo công thức sau:
Cchung = CVL + CTL + CKH + CSCL + CMN + CBTK + CTC + GT + LN
Trong đó:
a) CVL: Tổng chi phí vật liệu năm N (đồng), được xác định theo báo cáo tài chính đã được kiểm toán trên cơ sở kết quả kiểm tra hoặc công bố chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2, loại trừ các chi phí đột biến bất thường của năm N-2, tính trượt giá từng năm theo bình quân CPI của 3 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá bán lẻ điện bình quân và bổ sung chi phí hợp lý phát sinh dự kiến năm N nhưng chưa được tính hoặc chưa được tính đầy đủ cho năm N-2;
b) CTL: Tổng chi phí tiền lương năm N (đồng), bao gồm tổng chi phí tiền lương và các khoản chi phí có tính chất lương như chi phí bảo hiểm y tế, bảo hiểm xã hội, bảo hiểm thất nghiệp và kinh phí công đoàn, được xác định theo quy định của pháp luật có liên quan;
c) CKH: Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N (đồng), được xác định theo quy định về chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định của Bộ Tài chính hoặc cơ quan, tổ chức có thẩm quyền;
d) CSCL: Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N (đồng), được xác định trên cơ sở kế hoạch sửa chữa lớn năm N do cơ quan, tổ chức có thẩm quyền phê duyệt;
đ) CMN: Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N (đồng), được xác định theo báo cáo tài chính đã được kiểm toán trên cơ sở kết quả kiểm tra hoặc công bố chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2, loại trừ các chi phí đột biến bất thường của năm N-2, tính trượt giá từng năm theo bình quân CPI của 03 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá bán lẻ điện bình quân và bổ sung chi phí hợp lý phát sinh dự kiến năm N nhưng chưa được tính hoặc chưa được tính đầy đủ cho năm N-2;
e) CBTK: Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (đồng), bao gồm: các khoản thuế, phí, lệ phí, tiền thuê đất, tiền ăn ca và chi phí khác bằng tiền dự kiến năm N. Các khoản thuế, phí, lệ phí, tiền thuê đất, tiền ăn ca dự kiến năm N được xác định theo quy định hiện hành. Các khoản chi phí khác bằng tiền năm N được xác định theo báo cáo tài chính đã được kiểm toán trên cơ sở kết quả kiểm tra hoặc công bố chi phí sản xuất kinh doanh điện năm N-2, loại trừ các chi phí đột biến bất thường của năm N-2, tính trượt giá từng năm theo bình quân CPI của 03 năm gần nhất trước đó tại thời điểm xây dựng giá và bổ sung chi phí hợp lý phát sinh dự kiến năm N nhưng chưa được tính hoặc chưa được tính đầy đủ cho năm N-2;
g) CTC: Tổng chi phí tài chính năm N (đồng), bao gồm: tổng chi phí lãi vay, trái phiếu, thuê tài chính và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N, được xác định theo các hợp đồng, các tài liệu có tính pháp lý, dự kiến các khoản vay phục vụ hoạt động sản xuất năm N; chênh lệch tỷ giá dự kiến năm N được xác định theo quy định về tài chính kế toán;
h) GT: Các khoản giảm trừ giá thành (đồng);
i) Lợi nhuận định mức được xác định theo quy định tại khoản 5 Điều 4 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
k) Trường hợp có số liệu đã được đơn vị kiểm toán độc lập kiểm toán năm N-1, sử dụng số liệu các khoản chi phí vật liệu, chi phí dịch vụ mua ngoài, chi phí khác bằng tiền của năm N-1 để tính chi phí tương ứng của năm N.
Mục 2. PHƯƠNG PHÁP LẬP GIÁ BÁN LẺ ĐIỆN BÌNH QUÂN TRONG NĂM
Điều 10. Phương pháp lập giá bán lẻ điện bình quân trong năm
1. Giá bán lẻ điện bình quân trong năm được tính toán theo công thức quy định tại khoản 2 Điều 4 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
2. Các thông số giữ nguyên theo phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm bao gồm: tổng chi phí mua các dịch vụ truyền tải điện, điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực; tổng chi phí phân phối - bán lẻ điện và lợi nhuận định mức; tổng chi phí điều hành - quản lý ngành và lợi nhuận định mức.
3. Tổng chi phí khâu phát điện, tổng chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện cập nhật hằng quý được xác định theo quy định tại Điều 11 và Điều 12 Thông tư này.
4. Hồ sơ phương án giá bán điện bình quân trong năm thực hiện theo quy định tại khoản 2 Điều 6 Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
Điều 11. Phương pháp xác định tổng chi phí khâu phát điện
1. Sản lượng điện được xác định theo phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia tháng 4 năm N đối với phương án giá cập nhật quý I, tháng 7 năm N đối với phương án giá cập nhật quý II và tháng 10 năm N đối với phương án giá cập nhật quý III hoặc kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N được cập nhật.
2. Giá điện và các thông số đầu vào về nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ được xác định theo thông số đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện sử dụng trong lập phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia hoặc kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N cập nhật. Đối với nhà máy điện dự kiến đưa vào vận hành trong năm N nhưng chưa xác định được giá điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm đề xuất giá dự kiến để ước tính chi phí mua điện các tháng còn lại trong năm N.
3. Tổng chi phí khâu phát điện cập nhật hằng quý năm N được xác định theo công thức quy định tại khoản 1 Điều 4 Thông tư này.
4. Chi phí mua điện từ các nhà máy điện cập nhật hằng quý năm N, bao gồm các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện (không bao gồm các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và nhà máy điện hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam), nhà máy điện BOT, nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ, nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới bao gồm cả hệ thống lưu trữ điện và nhập khẩu điện được xác định căn cứ theo hợp đồng mua bán điện, chi phí mua điện các tháng đầu năm và dự kiến chi phí mua điện các tháng còn lại trong năm, trong đó:
a) Chi phí mua điện các tháng đầu năm N: xác định theo hồ sơ thanh toán chi phí mua điện thực tế phát sinh, ước tính đối với các khoản chi phí chưa có hoặc chưa đầy đủ hồ sơ thanh toán tại thời điểm xây dựng phương án giá;
b) Chi phí mua điện dự kiến các tháng còn lại năm N được xác định trên cơ sở:
b1) Sản lượng điện dự kiến các tháng cuối năm theo quy định tại khoản 1 Điều này;
b2) Sản lượng điện các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo và năng lượng mới các tháng cuối năm do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện cung cấp;
b3) Sản lượng hợp đồng (Qc) của các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố tại thời điểm tính toán kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N, cập nhật Qc của các nhà máy điện đến thời điểm tính toán phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia theo quy định tại khoản 1 Điều này;
b4) Giá điện năng thị trường trung bình tháng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán căn cứ theo kết quả tính toán lập kế hoạch hệ thống điện và thị trường điện tháng 4 năm N đối với phương án giá bán lẻ điện bình quân cập nhật quý I, tháng 7 năm N đối với phương án giá bán lẻ điện bình quân cập nhật quý II và tháng 10 năm N đối với phương án giá bán lẻ điện bình quân cập nhật quý III hoặc kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm N được cập nhật;
b5) Giá công suất thị trường trung bình tháng theo kế hoạch vận hành thị trường điện năm N đã được phê duyệt;
b6) Giá điện và thông số đầu vào của các nhà máy điện trực tiếp và gián tiếp tham gia thị trường điện, nhà máy điện BOT, năng lượng tái tạo và năng lượng mới, nhập khẩu điện: xác định theo quy định tại khoản 2 Điều này;
b7) Chi phí mua điện từ các nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ áp dụng biểu giá chi phí tránh được: được xác định theo biểu giá chi phí tránh được năm N (trường hợp chưa có biểu giá chi phí tránh được năm N thì lấy theo biểu giá chi phí tránh được năm N-1) và cơ cấu sản lượng điện cao điểm, bình thường và thấp điểm các tháng còn lại của từng miền năm N theo tỷ lệ cơ cấu sản lượng điện theo tháng tương ứng của từng miền thực hiện năm N-1.
c) Chi phí mua điện các tháng còn lại năm N của các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán và cung cấp.
5. Tổng chi phí từ các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và hạch toán phụ thuộc khác trong giai đoạn chưa tham gia thị trường điện cạnh tranh của Tập đoàn Điện lực Việt Nam cập nhật hằng quý năm N: cập nhật theo các loại thuế, phí, tiền phải trả biến động theo sản lượng điện và chi phí nhiên liệu. Sản lượng điện cập nhật hằng quý dùng để tính toán các loại thuế, phí, tiền phải trả và chi phí nhiên liệu là sản lượng điện theo quy định tại khoản 1 Điều này. Lợi nhuận theo phương án giá bán lẻ điện bình quân hằng năm.
Điều 12. Phương pháp xác định tổng chi phí các nhà máy điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện
1. Tổng chi phí các nhà máy điện, tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện cập nhật hằng quý năm N được xác định theo nguyên tắc chi phí các tháng đầu năm N theo quy định tại khoản 2 Điều này, chi phí dự kiến các tháng còn lại trong năm N theo quy định tại khoản 3 Điều này.
2. Chi phí mua điện các tháng đầu năm N đã thực hiện: được xác định theo hồ sơ thanh toán chi phí mua điện đối với các nhà máy điện đã có hồ sơ thanh toán và số liệu ước đối với các nhà máy điện chưa có hồ sơ thanh toán. Đối với các nhà máy điện, tổ máy phát điện trực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã ký hợp đồng mua bán điện với các Tổng công ty Điện lực và tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện, khoản chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành và bảo dưỡng biến đổi được tính toán trên cơ sở thực tế phát sinh.
3. Chi phí mua điện các nhà máy điện, tổ máy phát điện cung cấp dịch vụ phụ trợ hệ thống điện dự kiến các tháng còn lại năm N được xác định trên cơ sở:
a) Sản lượng dự kiến các tháng còn lại năm N được xác định theo quy định tại khoản 1 Điều 11 Thông tư này;
b) Giá điện và các thông số đầu vào về nhiên liệu, tỷ giá ngoại tệ các tháng còn lại năm N được xác định theo quy định tại khoản 2 Điều 11 Thông tư này.
Điều 13. Trách nhiệm của Cục Điện lực
Chủ trì, phối hợp với các cơ quan liên quan báo cáo Bộ trưởng Bộ Công Thương việc kiểm tra, rà soát và giám sát phương án giá bán lẻ điện bình quân do Tập đoàn Điện lực Việt Nam xây dựng, điều chỉnh theo quy định tại Nghị định số 72/2025/NĐ-CP.
Điều 14. Trách nhiệm của Tập đoàn Điện lực Việt Nam
Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm thực hiện các quy định tại Nghị định số 72/2025/NĐ-CP và quy định tại Thông tư này.
Điều 15. Trách nhiệm của Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện
Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm tính toán, cung cấp số liệu cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo quy định tại Điều 4, Điều 5, Điều 8 và Điều 11 Thông tư này.
1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày ký ban hành.
2. Bãi bỏ Thông tư số 09/2024/TT-BCT ngày 30 tháng 7 năm 2024 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định tính toán giá bán điện bình quân./.
|
Nơi nhận: |
KT. BỘ TRƯỞNG |
|
MINISTRY OF
INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM |
SOCIALIST
REPUBLIC OF VIETNAM |
|
No: 22/2025/TT-BCT |
Hanoi, April 26, 2025 |
ON CALCULATION OF AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICES
Pursuant to Law on Electricity dated November 31, 2024;
Pursuant to Government’s Decree No. 40/2025/ND-CP dated February 26, 2025 on functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade of Vietnam.
Pursuant to Government’s Decree No. 72/2025/ND-CP dated March 28, 2025 on means and interval for adjusting average electricity retail prices;
At the request of the Director of Electricity Regulatory Authority of Vietnam;
The Minister of Industry and Trade promulgates a Circular on calculation of average electricity retail prices.
...
...
...
Article 1. Scope and regulated entities
1. This Circular provides guidance on the calculation of average electricity retail prices stipulated in Article 4 of Government’s Decree No. 72/2025/ND-CP dated March 28, 2025 on means and interval for adjusting average electricity retail prices (hereinafter referred to as “Decree No. 72/2025/ND-CP”)
2. This Circular shall apply to Vietnam Electricity (hereinafter referred to as “EVN”); Power Corporation members; relevant organizations and individuals.
Article 2. Interpretation of terms
For the purposes of this Circular, the terms below shall be construed as follows:
1. CPI refers to the consumer price index provided by central statistics authority.
2. Operators of electricity systems and electricity markets refer to units responsible for the functions of national power system dispatch units and electricity market transaction regulation units according to the Law on Electricity (currently the National Power System and Market Operator Single-member Limited Liability Company – NSMO)
3. Market electricity price refers to the price for a defined unit of electricity for each transaction cycle, used to calculate market electricity payments.
4. Capacity-add-on (CAN) price refers to the price for each transaction cycle and is used to calculate electricity capacity payments for power generation units in the electricity market.
...
...
...
6. Year N refers to the year (from January 1 to December 31 of the calendar year) in which the average electricity retail price is calculated according to the regulations in this Circular.
7. Year N-1 is the Gregorian calendar year immediately preceding Year N.
8. Year N-2 is the Gregorian calendar year immediately preceding Year N-1.
9. BOT power plant refers to an power plant invested in the Build-Operate-Transfer form through a contract between investors and competent authorities.
10. Total commercial electricity output refers to the total electricity output sold by EVN and Power Corporations to customers.
11. Power Corporation refers to the member power corporations of Vietnam Electricity, including Northern Power Corporation, Southern Power Corporation, Central Power Corporation, Hanoi Power Corporation, and Ho Chi Minh City Power Corporation.
METHODS OF DETERMINING AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICES
Section 1. METHODS OF DETERMINING THE ANNUAL AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICE
...
...
...
1. Average retail electricity price in year N shall be calculated using formula prescribed in Clause 2, Article 4 of Decree No. 72/2025/ND-CP.
2. Power generation cost; costs of power plants providing electricity ancillary services; costs of purchasing electricity transmission services, cost of electricity distribution - retail, costs of purchasing electricity dispatch services and electricity market operation services, and costs for industry coordination – management shall be determined in accordance with Articles 4, 5, 6, 7, 8, and 9 of this Circular. {0
3. Electricity output of a power plant in year N shall be determined in accordance with the plan for power supply and operation of national power system for year N.
4. Total expected commercial electricity output for year N shall be calculated by EVN in accordance with the plan for power supply and operation of national power system for year N.
5. Applications for annual average electricity retail price plan shall comply with Clause 2 Article 5 of Decree No. 72/2025/ND-CP.
Article 4. Method of determining the total power generation cost
1. Total power generation cost in year N (CPĐ) shall be determined using the following formula:
CPĐ= CTTĐ + CĐMT + CBOT + CTTN + CNLTT + CNK
Where:
...
...
...
b) CĐMT: Total cost and normal profit in year N (VND) from multi-purpose strategic hydropower plants and other dependent power plants during the period prior to participation in the competitive electricity market of EVN, determined as prescribed in Clause 3 of this Article.
c) CBOT: Total electricity purchase cost in year N (VND) from BOT power plants, determined as prescribed in Clause 2 of this Article;
d) CTTN: Total electricity purchase cost in year N (VND) from small-scale renewable energy power plants, determined as prescribed in Clause 2 of this Article;
dd) CNLTT: Total electricity purchase costs of year N (VND) from power plants using renewable energy and new energy, including electricity storage system, determined as prescribed in Clause 2 of this Article;
e) CNK: Total electricity purchase cost in year N (VND) via electricity import, determined as prescribed in Clause 2 of this Article;
a) Electricity output of power plants: as prescribed in Article 3 of this Circular;
b) Electricity output of power plants using renewable energy and new energy provided by operators of electricity systems and electricity markets;
c) Contractual output (Qc) of power plants directly participating in the electricity market provided by operators of electricity systems and electricity markets;
d) Average monthly market electricity price shall be calculated on the basis of electricity market simulation of operators of electricity systems and electricity markets according to the electricity market operation plan in year N;
...
...
...
e) Electricity price and input parameters related to fuel, exchange rates of power plants directly and indirectly participating in the electricity market, BOT power plants, power plants using renewable energy and new energy, and electricity import shall be determined on the basis of the electricity prices used for calculation of the plan for power supply and operation of national power system in year N. For power plants expected to be operational in year N without electricity price determination, EVN shall propose an estimated price to estimate costs for year N;
g) Electricity purchase costs from small-scale renewable energy power plants applying the avoided cost tariff shall be determined according to avoided cost tariff in year N (if avoided cost tariff for year N is not available, avoided cost tariff for year N-1 shall be applicable) and the structure of peak, normal, and off-peak electricity output per month for each region in year N based on the ratio of electricity output structure per month for each region estimated in year N-1;
h) Electricity purchase cost of power plants directly participating in the electricity market shall be calculated and provided by operators of electricity systems and electricity markets.
3. Methods of determining total cost and normal profit in year N (VND) from multi-purpose strategic hydropower plants and other dependent power plants during the period prior to participation in the competitive electricity market of EVN shall be determined as follows:
b) Normal profit shall be determined in accordance with Clause 5 Article 4 of Decree No. 72/2025/ND-CP.
1. Total cost of power plants providing electricity ancillary services in year N, including testing costs of power plants, shall be determined according to contracts for provision of ancillary services, where:
a) Electricity output shall be determined in accordance with Article 3 of this Circular;
b) Electricity prices and input parameters related to fuel, exchange rates shall be determined based on the parameters used by operators of electricity systems and electricity markets in formulating the plan for power supply and operation of national power system in year N.
...
...
...
Article 6. Methods of determining the total cost of purchasing electricity transmission services
Total cost of purchasing electricity transmission services in year N (CTT) is the total revenue of electricity transmission services allowed to be determined according to the regulations on methods, applications, procedures, and approval process for electricity transmission service prices issued by the Minister of Industry and Trade.
1. Total electricity distribution – retail cost in year N is the total electricity distribution – retail cost of Power Corporations determined according to the regulations on methods, procedures, and approval process for electricity wholesaling price bracket; methods of determining wholesale electricity prices; and main contents of power purchase agreements issued by the Minister of Industry and Trade.
2. Normal profit shall be determined in accordance with Clause 5 Article 4 of Decree No. 72/2025/ND-CP.
Total cost of purchasing electricity dispatch services and electricity market operation services in year N (CĐĐ) is the total revenue of electricity dispatch services and electricity market operation services allowed for year N by operators of electricity systems and electricity markets, determined according to the regulations on methods, applications, procedures, and approval process for electricity dispatch services and electricity market operation services prices issued by the Minister of Industry and Trade.
Total cost for industry coordination – management includes management costs engaged in electricity generation and business of EVN. Total cost for industry coordination – management and normal profit in year N (Cchung) shall be determined using the following formula:
...
...
...
Where:
a) CVL: Total outsourced service cost in year N of the ancillary service provider shall be determined based on data audited by an independent audit firm in year N-2, excluding any extraordinary and abnormal costs incurred in Year N-2, with annual indexation adjusted based on average CPI of the 03 most recent years prior to the cost determination period, as published by the central statistical agency. Additionally, the reasonable projected costs arising in Year N that were not accounted for or not fully accounted for in Year N-2 shall be included.
b) CTL: CTLi,N : total labor costs in year N (VND), including total wages and wage-related expenses such as electrical safety allowances, health insurance, social insurance, unemployment insurance, and trade union fees, determined in accordance with relevant legal regulations;
c) CKH: Total depreciation costs of fixed assets in year N (VND), determined based on the regulations on the management, utilization, and depreciation of fixed assets issued by the Ministry of Finance or other competent authorities;
d) CSCL: Total major repair costs in Year N (VND), determined based on the estimated repair items for Year N as approved by the competent authority;
dd) CMN: Total outsourced service cost in year N (VND), determined based on audited financial reports on the results of inspections or disclosure of electricity generation costs in year N-2, excluding any extraordinary and abnormal costs incurred in Year N-2, with annual indexation adjusted based on average CPI of the 03 most recent years prior to the electricity retail cost determination period. Additionally, the reasonable projected costs arising in Year N that were not accounted for or not fully accounted for in Year N-2 shall be included.
e) CBTK: Total other monetary costs in year N (VND), including: taxes, fees, charges, land rents, meal allowances and other monetary expenses estimated for year N. Taxes, fees, charges, land rents, meal allowances and other monetary expenses estimated for year N shall be determined in accordance with regulations. Total other monetary costs in year N (VND) shall be determined based on audited financial reports on the results of inspections or disclosure of electricity generation costs in year N-2, excluding any extraordinary and abnormal costs incurred in Year N-2, with annual indexation adjusted based on average CPI of the 03 most recent years prior to the electricity retail cost determination period. Additionally, the reasonable projected costs arising in Year N that were not accounted for or not fully accounted for in Year N-2 shall be included.
g) CTC: Total financial costs in year N (VND), including: total interest expenses, bond issuance costs, financial lease expenses, and loan-related fees payable in Year N determined based on contracts, legally binding documents, and projected loans for generation and business activities in Year N; foreign exchange rate differences determined in accordance with financial accounting;
h) GT: Cost deductions (VND);
...
...
...
k) In cases where independent audit data for year N-1 is available, use the data for material costs, outsourced service costs, and other monetary costs of year N-1 to calculate the corresponding costs for year N.
Section 2. METHODS OF DETERMINING THE ANNUAL AVERAGE ELECTRICITY RETAIL PRICE
Article 10. Methods of determining the annual average electricity retail price
1. Average retail electricity price in year N shall be calculated using formula prescribed in Clause 2, Article 4 of Decree No. 72/2025/ND-CP.
2. These parameters shall be kept constant in annual average electricity retail price plans: Total cost of purchasing electricity transmission services, electricity dispatch - operation services and market operation services; total cost of electricity distribution – retail and normal profit; total cost for industry coordination – management and normal profit.
3. Total generation cost, total costs of power plants providing electricity ancillary services updated shall be updated quarterly in accordance with Article 11 and Article 12 of this Circular.
4. Applications for annual average retail electricity price shall be specified in Clause 2, Article 6 of Decree No. 72/2025/ND-CP.
Article 11. Method of determining the total power generation cost
1. Electricity output shall be determined according to the operation method of the national power system in April of year N for the updated price update plan for the first quarter, in July of year N for the updated price update plan for the second quarter, and in October of year N for the updated price update plan for the third quarter, or the updated price plan for power supply and operation of national power system in year N.
...
...
...
3. Total generation cost updated quarterly in year N shall be determined using the formula prescribed in Clause 1, Article 4 of this Circular.
4. Electricity purchase costs from power plants updated quarterly in year N, which are directly and indirectly participating in the electricity market (excluding multi-purpose strategic hydropower plants and other dependent power plants that have not participated in the competitive electricity market of EVN), BOT power plants, small-scale renewable energy power plants, power plants using renewable energy and new energy including electricity storage system, and electricity import shall be determined on the basis of power purchase agreements, electricity purchasing costs for the first few months of the year, and estimated electricity purchasing costs for the remaining months in the year, where:
a) Electricity purchasing costs for the first few months of year N shall be determined on the basis of actual electricity purchasing cost payment documents, estimated for expenses that do not have or do not have complete payment documents at the time of pricing plan formulation;
b) Estimated electricity purchasing costs for remaining months of year N shall be determined based on:
b1) Expected electricity output for last months of the year as prescribed in Clause 1 of this Article;
b2) Electricity output of power plants using renewable energy and new energy for last month of the year provided by the operators of electricity systems and electricity markets;
b3) Contracted electricity output (Qc) of power plants directly participating in the electricity market announced by operators of electricity systems and electricity markets at the time of formulating the plan for power supply and operation of national power system for year N, which is updated to the time of calculation of the national electricity system operation method as prescribed in Clause 1 of this Article;
b4) Monthly average market electricity price shall be calculated by operators of electricity systems and electricity markets based on the results calculated in April for formulating the updated price update plan for the first quarter of year N, in July for formulating the updated price update plan for the second quarter of year N, and in October for formulating the updated price update plan for the third quarter of year N, or the updated price plan for power supply and operation of national power system in year N;
b5) Monthly average market capacity price according to the approved electricity market operation plan for year N;
...
...
...
b7) Electricity purchase costs from small-scale renewable energy power plants applying the avoided cost tariff: shall be determined according to avoided cost tariff in year N (if avoided cost tariff for year N is not available, avoided cost tariff for year N-1 shall be applicable) and the structure of peak, normal, and off-peak electricity output for the remaining months for each region in year N based on the corresponding ratio of electricity output structure per month for each region estimated in year N-1;
c) Electricity purchase cost of the remaining months of year N from power plants directly participating in the electricity market calculated and provided by operators of electricity systems and electricity markets.
5. Total costs from multi-purpose strategic hydropower plants and other dependent power plants during the period prior to participation in the competitive electricity market of EVN shall be updated quarterly in year N including taxes, fees, and payments that vary based on electricity output and fuel costs. The quarterly updated electricity output used to calculate taxes, fees, payments, and fuel costs is the electricity output as prescribed in Clause 1 of this Article. Profit according to the annual average electricity retail price plan.
1. Total costs of power plants, generating groups proving electricity ancillary services shall be updated quarterly in year N based on the principles of costs for the first months of year N stipulated in Clause 2 of this Article, and estimated costs for the remaining months in year N stipulated in Clause 3 of this Article.
2. Electricity purchasing costs for the first few months of year N which have been incurred shall be determined based on payment documents for electricity purchasing costs for power plants with payment records and estimates for power plants without payment records. In cases where power plants, generator groups affiliated to EVN have signed power purchase agreements with Power Corporations and participate in providing electricity ancillary services, fuel costs, operation and maintenance costs shall be calculated based on actual incurred costs.
3. Estimated electricity purchasing costs for the remaining months of year N for power plants and generator groups providing electricity ancillary services shall be determined based on:
a) Estimated electricity output for the remaining months of year N shall be determined in accordance with Clause 1, Article 11 of this Circular;
b) Electricity prices and input parameters related to fuel, exchange rates for the remaining months of year N shall be determined in accordance with Clause 2, Article 11 of this Circular.
...
...
...
Article 13. Responsibilities of the Electricity Authority
Take charge, cooperate with relevant agencies to report to the Minister of Industry and Trade on inspection, review, and supervision of the average retail electricity price plan developed and adjusted by EVN, in accordance with Decree No. 72/2025/ND-CP.
Article 14. Responsibilities of EVN
EVN shall comply with Decree No. 72/2025/ND-CP and regulations stipulated in this Circular.
Article 15. Responsibilities of operators of electricity systems and electricity markets
Operators of electricity systems and electricity markets shall calculate and provide data to EVN in accordance with Article 4, Article 5, Article 8, and Article 11 of this Circular.
1. This Circular comes into force from the date on which it is signed.
...
...
...
PP. MINISTER
DEPUTY MINISTER
Nguyen Hoang Long
Thông tư 22/2025/TT-BCT quy định tính toán giá bán lẻ điện bình quân do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành
| Số hiệu: | 22/2025/TT-BCT |
|---|---|
| Loại văn bản: | Thông tư |
| Nơi ban hành: | Bộ Công thương |
| Người ký: | Nguyễn Hoàng Long |
| Ngày ban hành: | 26/04/2025 |
| Ngày hiệu lực: | Đã biết |
| Tình trạng: | Đã biết |
Văn bản đang xem
Thông tư 22/2025/TT-BCT quy định tính toán giá bán lẻ điện bình quân do Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành
Chưa có Video
