Văn bản hợp nhất 01/VBHN-BCT năm 2013 hợp nhất Thông tư quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện do Bộ Công thương ban hành

Tải văn bản

Thuộc tính
Nội dung
Tiếng anh
Lược đồ

BỘ CÔNG THƯƠNG --------	CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM Độc lập - Tự do - Hạnh phúc ---------------
Số: 01/VBHN-BCT	Hà Nội, ngày 06 tháng 9 năm 2013

THÔNG TƯ

QUY ĐỊNH PHƯƠNG PHÁP LẬP, TRÌNH TỰ, THỦ TỤC XÂY DỰNG, BAN HÀNH VÀ QUẢN LÝ GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 04 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2010, được sửa đổi, bổ sung bởi:

Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;

Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;

Căn cứ Quyết định số 153/2008/QĐ-TTg ngày 28 tháng 11 năm 2008 của Thủ tướng Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Cục Điều tiết điện lực thuộc Bộ Công Thương.

Bộ Công Thương quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện như sau[1]:

Chương I

QUY ĐỊNH CHUNG

Điều 1. Phạm vi và đối tượng áp dụng

1. Thông tư này quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng ban hành giá và quản lý giá truyền tải điện.

2. Thông tư này áp dụng đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia, Công ty mua bán điện và các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

Điều 2. Giải thích từ ngữ

Trong Thông tư này các từ ngữ dưới đây được hiểu như sau:

1. Báo cáo tài chính là báo cáo tài chính đã được kiểm toán do cơ quan kiểm toán độc lập thực hiện.

2. Điểm giao nhận điện là điểm giao nhận điện giữa Công ty mua bán điện với Công ty điện lực gồm các điểm giao nhận điện giữa lưới truyền tải điện và lưới phân phối điện và các điểm giao nhận giữa nhà máy điện phát lên lưới 110kV và lưới phân phối điện của các Công ty điện lực.

3. Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia là đơn vị chỉ huy, điều khiển quá trình phát điện, truyền tải điện, phân phối điện trong hệ thống điện quốc gia, điều hành giao dịch thị trường điện.

4. Đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện là Công ty điện lực, khách hàng mua điện trực tiếp từ lưới truyền tải điện.

5. Khách hàng mua điện trực tiếp là khách hàng sử dụng điện lớn đấu nối trực tiếp vào lưới truyền tải điện.

6. Lưới truyền tải điện là hệ thống đường dây tải điện, trạm biến áp và các trang thiết bị đồng bộ để tải điện từ các nhà máy điện đến điểm tiếp nhận điện của các Công ty điện lực, bao gồm các đường dây, trạm biến áp từ cấp điện áp 500kV – 100kV có chức năng truyền tải thuộc sở hữu của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

7.[2] (được bãi bỏ)

8.[3] Năm N là năm dương lịch tính từ ngày 01/01 đến hết ngày 31/12.

9.[4] Năm N-1 là năm dương lịch liền trước năm N.

10.[5] (được bãi bỏ)

11. Tài sản truyền tải điện gồm lưới điện truyền tải, các công trình xây dựng và các trang thiết bị phụ trợ khác được sử dụng cho hoạt động truyền tải điện do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia sở hữu.

12.[6] Tổng công suất giao nhận cực đại là tổng công suất giao nhận lớn nhất của các điểm giao nhận điện trong khoảng thời gian từ ngày 01 tháng 01 năm N đến hết ngày 31 tháng 12 năm N của một đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

Chương II

PHƯƠNG PHÁP LẬP VÀ GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 3. Nguyên tắc xác định giá truyền tải điện bình quân

1. Giá truyền tải điện hàng năm được áp dụng một giá thống nhất toàn quốc không phụ thuộc vào khoảng cách truyền tải điện và điểm giao nhận.

2. Giá truyền tải điện bình quân được xác định hàng năm theo nguyên tắc đảm bảo thu hồi đủ chi phí hợp lệ và có lợi nhuận cho phép để vận hành lưới truyền tải điện đạt chất lượng quy định và đáp ứng các chỉ tiêu tài chính cho đầu tư, phát triển lưới truyền tải điện.

3.[7] Giá truyền tải điện bình quân năm N () được xác định căn cứ tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia và tổng điện năng Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia giao cho các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện tại các điểm giao nhận điện, được tính theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (đồng)

: Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị i tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N (kWh)

n: Số các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện

Điều 4. Phương pháp xác định tổng doanh thu truyền tải điện cho phép hàng năm[8]

Tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N () bao gồm các thành phần chi phí vốn cho phép (), chi phí vận hành và bảo dưỡng cho phép () và thành phần điều chỉnh doanh thu truyền tải điện cho năm N-1 (), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí vốn truyền tải cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (đồng)

: Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng truyền tải cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (đồng)

: Lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện của năm N-1 được điều chỉnh vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N (đồng), được xác định theo phương pháp quy định tại khoản 9 Điều 1 Thông tư này

Điều 5. Phương pháp xác định tổng chi phí vốn

1. Tổng chi phí vốn truyền tải năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N (đồng)

: Tổng chi phí lãi vay dài hạn và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N cho tài sản truyền tải điện (đồng)

LN_N: Lợi nhuận truyền tải điện cho phép năm N (đồng)

2. Tổng chi phí khấu hao tài sản cố định năm N () được xác định theo quy định về thời gian sử dụng và phương pháp trích khấu hao tài sản cố định quy định tại Thông tư số 203/2009/TT-BTC ngày 20 tháng 10 năm 2009 của Bộ Tài chính hướng dẫn chế độ quản lý, sử dụng và trích khấu hao tài sản cố định và các văn bản hướng dẫn thay thế, bổ sung sau này.

Đối với những tài sản truyền tải điện có thời gian trích khấu hao khác với quy định tại Thông tư số 203/2009/TT-BTC, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia xây dựng chế độ trích khấu hao các loại tài sản đó, báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam xem xét; Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm trình Cục Điều tiết điện lực thông qua trước khi trình Bộ Tài chính ban hành.

3. Tổng chi phí lãi vay dài hạn và các khoản phí để vay vốn, phải trả trong năm N() được xác định theo các hợp đồng tín dụng cho các tài sản truyền tải điện.

4. Lợi nhuận cho phép năm N(LN_N) được xác định theo công thức sau:

LN_N = V_CSH,N x ROE_N

Trong đó:

V_CSH,N:[9] Trung bình của vốn chủ sở hữu đến ngày 31 tháng 12 năm N-1 và vốn chủ sở hữu ước tính đến ngày 31 tháng 12 năm N (đồng)

ROE_N: Tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (%), được xác định đảm bảo các chỉ tiêu tài chính cho đầu tư, phát triển lưới truyền tải điện gồm tỷ lệ tự đầu tư (Self Financing Ratio – SFR) và tỷ lệ thanh toán nợ (Debt Service Coverage Ratio – DSCR) nhằm tăng dần để đạt mức tương ứng là 25% và 1,5 lần

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia xây dựng phương pháp và quy chế quản lý tăng giảm tài sản truyền tải điện hàng năm, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

Điều 6. Phương pháp xác định tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng

1. Tổng chi phí vận hành và bảo dưỡng truyền tải điện năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí vật liệu năm N (đồng)

: Tổng chi phí tiền lương năm N (đồng)

:Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N (đồng)

: Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N (đồng)

: Tổng chi phí bằng tiền khác năm N (đồng)

2. Phương pháp xác định tổng chi phí vật liệu

a) Tổng chi phí vật liệu năm N () được xác định theo chi phí vật liệu cho đường dây, trạm biến áp và máy biến áp năm N, bao gồm chi phí vật liệu trực tiếp và chi phí vật liệu gián tiếp (cho công tác thí nghiệm, vận hành và bảo dưỡng đường dây, trạm biến áp và máy biến áp), được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí vật liệu đường dây truyền tải điện năm N (đồng)

: Tổng chi phí vật liệu trạm biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí vật liệu máy biến áp năm N (đồng)

b) Tổng chi phí vật liệu đường dây truyền tải điện năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

L_d,i,h: Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (km)

: Đơn giá vật liệu cho 1 km đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/km)

d: Chỉ số loại đường dây gồm: đường dây trên không mạch đơn (Đ), đường dây trên không mạch kép (K), cáp ngầm 1 mạch (NĐ), cáp ngầm 2 mạch (NK)

i: Chỉ số cấp điện áp gồm: 110 kV, 220kV, 500kV

h: Chỉ số điều kiện địa hình gồm: đồng bằng (ĐB), trung du và miền núi (TD), núi cao và rừng rậm (NC)

c) Tổng chi phí vật liệu trạm biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

M_i,
h: Tổng số ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (ngăn lộ)

: Đơn giá vật liệu cho 1 ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/ngăn lộ)

d) Tổng chi phí vật liệu máy biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

S_i,
h: Tổng dung lượng máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h vận hành trong năm N (MVA)

: Đơn giá vật liệu cho 1 MVA máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/MVA)

đ)[10] Khối lượng đường dây, số ngăn lộ trạm biến áp và tổng dung lượng máy biến áp dự kiến của năm N theo các cấp điện áp được xác định theo khối lượng thực tế thực hiện tính đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1, khối lượng tăng thêm thực hiện đến hết ngày 31 tháng 3 năm N và khối lượng tăng thêm dự kiến của năm N;

e) Đơn giá vật liệu cho đường dây, ngăn lộ trạm biến áp và máy biến áp bao gồm hai thành phần trực tiếp và gián tiếp, trong đó thành phần gián tiếp được xác định theo tỷ lệ phần trăm của thành phần trực tiếp;

g) Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm xây dựng đơn giá vật liệu, tỷ lệ định mức chi phí vật liệu gián tiếp so với trực tiếp của các loại đường dây, ngăn lộ, máy biến áp ở các cấp điện áp, theo điều kiện địa hình, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam xem xét để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành.

3. Phương pháp xác định chi phí tiền lương

a) Tổng chi phí tiền lương năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, bao gồm tổng chi phí tiền lương và các chi phí có tính chất lương;

b)[11] Chi phí tiền lương được xác định theo quy định tại Thông tư số 27/2010/TT-BLĐTBXH ngày 14 tháng 09 năm 2010 của Bộ Lao động, Thương binh và Xã hội hướng dẫn thực hiện quản lý lao động, tiền lương, thù lao và tiền thưởng trong công ty trách nhiệm hữu hạn một thành viên do Nhà nước làm chủ sở hữu, các văn bản hướng dẫn, thay thế, bổ sung sau này và các quy định khác có liên quan;

c) Các 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.

4. Phương pháp xác định tổng chi phí sửa chữa lớn

a) Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N() của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây truyền tải điện năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn trạm biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn máy biến áp năm N (đồng)

: Tổng chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ năm N (đồng)

Chi phí sửa chữa lớn không bao gồm chi phí cải tạo, nâng cấp tài sản cố định làm tăng nguyên giá tài sản cố định.

b) Tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây truyền tải điện năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

L_{d,
i, h}: Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h được sửa chữa lớn trong năm N (km)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 km đường dây truyền tải điện loại d, cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/km)

d: Chỉ số loại đường dây gồm: đường dây trên không mạch đơn (Đ), đường dây trên không mạch kép (K), cáp ngầm 1 mạch (NĐ), cáp ngầm 2 mạch (NK)

i: Chỉ số cấp điện áp gồm: 110 kV, 220kV, 500kV

h: Chỉ số điều kiện địa hình gồm: đồng bằng (ĐB), trung du và miền núi (TD), núi cao và rừng rậm (NC)

c) Tổng chi phí sửa chữa lớn trạm biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

M_i,
h: Tổng số ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h được sửa chữa lớn trong năm N (ngăn lộ)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 ngăn lộ cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/ngăn lộ)

d) Tổng chi phí sửa chữa lớn máy biến áp năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

S_i,
h: Tổng dung lượng máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h được sửa chữa lớn trong năm N (MVA)

: Đơn giá sửa chữa lớn cho 1 MVA máy biến áp cấp điện áp i, ở điều kiện địa hình h (đ/MVA)

đ) Tổng chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ năm N () được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

k: Tỷ lệ định mức chi phí sửa chữa lớn công trình phụ trợ và phục vụ so với tổng chi phí sửa chữa lớn đường dây và trạm biến áp (bao gồm ngăn lộ và máy biến áp) (%)

e) Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm: xây dựng các định mức và đơn giá sửa chữa lớn trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành; xây dựng danh mục các hạng mục sửa chữa lớn hàng năm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để tính tổng chi phí sửa chữa lớn năm N.

5. Phương pháp xác định tổng chi phí dịch vụ mua ngoài

a) Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài của năm N () là tổng các chi phí cho hàng hóa, dịch vụ theo yêu cầu do tổ chức, cá nhân ngoài đơn vị thực hiện gồm tiền điện, nước, dịch vụ điện thoại, viễn thông, sách báo; chi phí thuê tư vấn kiểm toán; chi phí thuê tài sản; chi phí bảo hiểm tài sản và chi phí cho các dịch vụ khác có ký hợp đồng cung cấp dịch vụ để phục vụ cho công tác quản lý, vận hành lưới truyền tải điện năm N;

b)[12] Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N được xác định theo nhu cầu các dịch vụ mua ngoài dự kiến cho năm N trên cơ sở chi phí thực tế thực hiện đã được kiểm toán năm N-1 (tại các hợp đồng dịch vụ mua ngoài và chi phí dịch vụ mua ngoài) và chi phí thực hiện đến hết ngày 31 tháng 3 năm N.

6. Phương pháp xác định tổng chi phí bằng tiền khác

a) Tổng chi phí bằng tiền khác năm N là các chi phí gồm: công tác phí; chi phí hội nghị, tiếp khách; chi phí đào tạo; chi phí mua công suất phản kháng; chi phí nghiên cứu khoa học, sáng kiến cải tiến; tiền ăn ca; chi phí dân quân tự vệ, bảo vệ, phòng chống bão lụt, phòng cháy chữa cháy; chi phí bảo hộ lao động, trang phục làm việc, an toàn lao động, vệ sinh công nghiệp và môi trường; chi phí nước uống trong giờ làm việc, bồi dưỡng hiện vật ca đêm, độc hại; chi phí sơ cấp cứu tai nạn lao động, thuốc chữa bệnh thông thường, phục hồi chức năng cho người lao động; chi phí tuyển dụng; các khoản tổn thất được hạch toán vào chi phí; chi phí các loại thuế; tiền thuê đất; chi phí lãi vay ngắn hạn phải trả trong năm (bao gồm cả lãi vay của khoản vay ngắn hạn cho vốn lưu động cần thiết phục vụ hoạt động truyền tải điện); chênh lệch tỷ giá thực hiện các khoản vay dài hạn đến hạn phải trả trong năm và các khoản chi phí bằng tiền khác cho năm N;

b)[13] Tổng chi phí bằng tiền khác năm N được xác định theo chi phí dự kiến cho năm N trên cơ sở các chi phí thực tế thực hiện đã được kiểm toán năm N-1 và chi phí thực hiện đến hết ngày 31 tháng 3 năm N.

Điều 7. Phương pháp xác định giá truyền tải điện hàng năm cho các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện

1. Giá truyền tải điện () (đ/kWh) của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

TC_i: Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N (đồng)

: Tổng điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i tại tất cả các điểm giao nhận trong năm N

2.[14] Chi phí truyền tải điện do đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trả trong năm N (TC_i,N) được tính theo công thức sau:

Trong đó:

TC_P_,i : Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất (đồng)

TC_A_,i: Thành phần chi phí truyền tải điện theo điện năng (đồng)

: Tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i cho năm (N-1) (đồng)

3. Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất và theo điện năng được xác định lần lượt theo hai công thức sau:

Trong đó:

: Tổng công suất giao nhận cực đại dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i ở các điểm giao nhận điện trong năm N (MW)

n: Tổng số các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

α, β: Hệ số tỉ lệ thành phần công suất và điện năng trong chi phí truyền tải điện được Cục Điều tiết điện lực quy định hàng năm, với α + β = 1; quy định α = 0 đối với năm 2011

4.[15] Tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i do chênh lệch giữa sản lượng giao nhận, công suất giao nhận cực đại thực tế và sản lượng giao nhận, công suất giao nhận cực đại dự báo cho năm N-1 (DC_i,N-1) được tính theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng doanh thu truyền tải điện trong năm (N-1) (đồng)

: Tổng công suất cực đại dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i ở tất cả các điểm giao nhận điện từ lưới truyền tải điện trong năm (N-1) (MW)

: Tổng công suất cực đại thực tế của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i ở tất cả các điểm giao nhận điện từ lưới truyền tải điện trong năm (N-1) (MW)

: Điện năng giao nhận dự báo của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-1) (MWh)

: Điện năng giao nhận thực tế của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong năm (N-1) (MWh)

: Lãi suất trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng doanh nghiệp vào ngày 31 tháng 12 năm (N-1) của 04 ngân hàng thương mại (Ngân hàng cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam) cộng 3%

Điều 8. Phương pháp xác định chi phí truyền tải điện hàng tháng của đơn vị phải trả chi phí truyền tải

Chi phí truyền tải điện tháng j (TC_ij) của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i được xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng điện năng giao nhận thực tế tại các điểm giao nhận điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i trong tháng j (kWh)

: Giá truyền tải điện của năm N cho đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện thứ i (đ/kWh)

Chương III

CƠ CHẾ ĐIỀU CHỈNH DOANH THU TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 9. Nguyên tắc điều chỉnh doanh thu truyền tải điện[16]

1. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm lập và duy trì hệ thống sổ sách theo dõi các khoản mục chi phí để xác định lượng chênh lệch chi phí và doanh thu của năm N-1 để điều chỉnh vào tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N.

2. Việc điều chỉnh chi phí và doanh thu truyền tải điện chỉ được thực hiện trong các trường hợp sau:

a) Tổng doanh thu thực tế năm N-1 của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia khác với tổng doanh thu truyền tải điện cho phép được duyệt;

b) Phát sinh chênh lệch chi phí thực tế hợp lý, hợp lệ năm N-1 (căn cứ vào báo cáo tài chính) so với chi phí tính toán được duyệt trong phương án giá truyền tải điện năm N-1 (gồm chi phí khấu hao, chi phí lãi vay dài hạn, chi phí tiền lương, chi phí sửa chữa lớn, chi phí dịch vụ mua ngoài, chênh lệch tỷ giá thực hiện), trừ trường hợp phát sinh chi phí quy định tại điểm c và điểm d Khoản này;

c) Phát sinh chi phí cho khắc phục hậu quả do thiên tai và xử lý sự cố bất khả kháng trong năm N-1;

d) Phát sinh chi phí đầu tư tài sản truyền tải điện hợp lý ngoài kế hoạch đầu tư lưới truyền tải điện năm N-1 được cơ quan nhà nước có thẩm quyền phê duyệt.

Điều 10. Giải quyết chi phí phát sinh cho khắc phục hậu quả do thiên tai, xử lý sự cố bất khả kháng và đầu tư ngoài kế hoạch

1. Trường hợp phát sinh chi phí cho khắc phục hậu quả do thiên tai, xử lý sự cố bất khả kháng, trong thời hạn 15 ngày kể từ ngày xảy ra sự kiện, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm báo cáo về các sự kiện và dự toán chi phí phát sinh để khắc phục, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam phê duyệt và báo cáo Cục Điều tiết điện lực.

2. Trường hợp phát sinh chi phí đầu tư tài sản truyền tải điện hợp lý ngoài kế hoạch được duyệt, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm lập hồ sơ bổ sung kế hoạch mở rộng lưới truyền tải điện hàng năm, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt.

Điều 11. Trách nhiệm duy trì và chế độ báo cáo về lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện[17]

Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm duy trì hệ thống sổ sách theo dõi các khoản mục chi phí và lập báo cáo hàng năm (trong hồ sơ đề nghị phê duyệt tổng doanh thu truyền tải điện) về tình hình tăng giảm lượng chênh lệch điều chỉnh chi phí và doanh thu truyền tải điện năm N-1, bao gồm:

1. Các khoản điều chỉnh chi phí và doanh thu do chênh lệch chi phí hoặc có chi phí phát sinh trong năm N-1.

2. Lượng chênh lệch chi phí và doanh thu của năm N-1 () được điều chỉnh trong tổng doanh thu truyền tải điện năm N.

3. Số dư lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện cho đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1.

Điều 12. Phương pháp xác định lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện[18]

Lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia trong năm N-1 được điều chỉnh trong tổng doanh thu truyền tải điện năm N, xác định theo công thức sau:

Trong đó:

: Tổng doanh thu truyền tải điện thực tế thực hiện năm N-1 (theo báo cáo tài chính), được xác định theo công thức:

: Tổng doanh thu truyền tải điện được duyệt năm N-1

: Tổng chênh lệch chi phí thực tế hợp lệ so với chi phí được duyệt năm N-1 (theo quy định tại điểm b khoản 2 Điều 9 Thông tư số 14/2010/TT-BCT được sửa đổi tại khoản 7 Điều 1 Thông tư này)

: Tổng chi phí phát sinh cho khắc phục hậu quả do thiên tai và xử lý sự cố bất khả kháng; tổng chi phí khấu hao, chi phí lãi vay, lợi nhuận vốn chủ sở hữu của lượng đầu tư phát sinh hợp lý năm N-1 (theo quy định tại điểm c và điểm d khoản 2 Điều 9 Thông tư số 14/2010/TT-BCT được sửa đổi tại khoản 7 Điều 1 Thông tư này)

: Lãi suất trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam, kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng doanh nghiệp vào ngày 31 tháng 3 năm N của 04 ngân hàng thương mại (Ngân hàng cổ phần Ngoại thương Việt Nam, Ngân hàng cổ phần Công thương Việt Nam, Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam) cộng 3%

Chương IV

CƠ CHẾ PHẠT KHÔNG ĐẢM BẢO CHẤT LƯỢNG DỊCH VỤ

Điều 13. Nguyên tắc phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ

1. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia bị phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện trong trường hợp sự cố mất điện đường dây và máy biến áp truyền tải điện trong năm của lưới truyền tải điện vượt quá định mức quy định cho từng cấp điện áp, trừ sự cố do bất khả kháng (thiên tai) hoặc sự cố không do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia gây ra.

2. Cơ chế phạt được áp dụng hàng năm bằng cách khấu trừ từ quỹ phúc lợi lượng tiền bằng tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện và chuyển vào quỹ đầu tư phát triển của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

Điều 14. Phương pháp xác định tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ

1. Tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện hàng năm (năm N) R_N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được xác định theo các công thức sau:

Trong đó:

: Lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố đường dây truyền tải (đồng)

: Lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố máy biến áp (đồng)

L_i,N (L_{j, N}, L_k,N): Tổng chiều dài đường dây truyền tải điện 110kV (220kV, 500kV) bị mất điện khi xảy ra sự cố thứ i (j, k) (km)

S_i,N (S_j,N, S_k,N): Tổng công suất lắp đặt máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV (220kV, 500kV) bị mất điện khi xảy ra sự cố thứ i (j, k) (MVA)

t_i (t_j,t_k): Thời gian mất điện đường dây truyền tải điện hoặc máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV (220kV, 500kV) khi xảy ra sự cố thứ i (j, k) (phút)

n (m, l): Số lần sự cố đường dây truyền tải điện hoặc máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV (220kV, 500kV) trong năm N (từ 01 tháng 9 năm N-1 đến 31 tháng 8 năm N)

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải trong năm N tính cho mỗi kilomet đường dây truyền tải điện 110kV trong một phút [đồng/(km*phút)], được tính theo công thức sau:

= X₁₁₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải trong năm N tính cho mỗi kilomet đường dây truyền tải điện 220kV trong một phút [đồng/(kmxphút)], được tính theo công thức sau:

= X₂₂₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải trong năm N tính cho mỗi kilomet đường dây truyền tải điện 500kV trong một phút [đồng/(kmxphút)], được tính theo công thức sau:

= X₅₀₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp trong năm N tính cho mỗi MVA công suất máy biến áp có điện áp phía cao thế 110kV trong một phút [đồng/(MVAxphút)], được tính theo công thức sau:

= Y₁₁₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp trong năm N tính cho mỗi MVA công suất máy biến áp có điện áp phía cao thế 220kV trong một phút [đồng/(MVAxphút)], được tính theo công thức sau:

= Y₂₂₀ x G_{TT N}

Suất phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp trong năm N tính cho mỗi MVA công suất máy biến áp có điện áp phía cao thế 500kV trong một phút [đồng/(MVAxphút)], được tính theo công thức sau:

= Y₅₀₀ x G_{TT N}

X₁₁₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 110kV [1/(km x phút)]

X₂₂₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 220kV [1/(km x phút)]

X₅₀₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 500kV [1/(km x phút)]

Y₁₁₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 110kV [1/(MVA x phút)]

Y₂₂₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 220kV [1/(MVA x phút)]

Y₅₀₀: Hệ số phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện do sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 500kV [1/(MVA x phút)]

A (B, C): Định mức phạt sự cố mất điện đường dây truyền tải điện 110kV (220kV, 500kV)

D (E, G): Định mức phạt sự cố mất điện máy biến áp truyền tải điện 110kV (220kV, 500kV)

2. Tổng lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện năm N (R_N) của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia tối đa là 0,1% của tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N (0,1% x ).

3. Các sự cố đường dây và máy biến áp truyền tải điện được tính khi xác định lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện là các sự cố có thời gian mất điện lớn hơn hoặc bằng một phút. Thời gian mất điện của các sự cố đường dây và máy biến áp truyền tải điện được tính tròn theo phút.

Điều 15. Trình tự, thủ tục thực hiện cơ chế phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ

1. Trước ngày 01 tháng 10 hàng năm (năm N), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia phải báo cáo thống kê sự cố đường dây truyền tải điện (thời gian mất điện t_i, chiều dài đường dây sự cố L_i,N cho mỗi sự cố), sự cố máy biến áp truyền tải điện (thời gian mất điện t_i, tổng công suất lắp đặt máy biến áp bị sự cố S_i,Ncho mỗi sự cố) của lưới truyền tải điện từ ngày 01 tháng 9 năm N-1 đến hết ngày 31 tháng 8 năm N gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia.

2. Trước ngày 01 tháng 11 hàng năm (năm N), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia có trách nhiệm kiểm tra, xác nhận báo cáo thống kê sự cố đường dây, máy biến áp truyền tải điện từ ngày 01 tháng 9 năm N-1 đến hết ngày 31 tháng 8 năm N, gửi báo cáo cho Cục Điều tiết điện lực và gửi bản sao báo cáo cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở xác định lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện của năm N.

3. Trước ngày 01 tháng 12 hàng năm (năm N), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm báo cáo Cục Điều tiết điện lực giải trình thống kê sự cố đường dây, máy biến áp truyền tải điện từ ngày 01 tháng 9 năm N-1 đến hết ngày 31 tháng 8 năm N; tính toán lượng phạt không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện năm N; trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt làm cơ sở thực hiện.

Chương V

TRÌNH TỰ, THỦ TỤC THẨM ĐỊNH, PHÊ DUYỆT VÀ THANH TOÁN GIÁ TRUYỀN TẢI ĐIỆN

Điều 16. Trình tự, thủ tục thẩm định và chấp thuận tổng doanh thu truyền tải điện[19]

1. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm lập hồ sơ thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện cho năm N, trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua. Trước ngày 15 tháng 5 hàng năm (năm N), Tập đoàn Điện lực Việt Nam trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định và có văn bản chấp thuận. Trường hợp hồ sơ không hợp lệ theo quy định tại Điều 17 Thông tư số 14/2010/TT-BCT (được sửa đổi tại khoản 11 và khoản 12 Điều 1 Thông tư này), Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Trường hợp cần thiết, Cục Điều tiết điện lực được sử dụng tư vấn để thẩm định hồ sơ trình duyệt tổng doanh thu truyền tải điện của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

2. Trước ngày 10 tháng 6 hàng năm (năm N), Cục Điều tiết điện lực có văn bản chấp thuận tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở phê duyệt giá truyền tải điện.

Điều 17. Hồ sơ trình thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện

Hồ sơ trình thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện hàng năm (năm N) của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia gồm:

1. Tờ trình thẩm định tổng doanh thu truyền tải điện năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia.

2. Thuyết minh và các bảng tính tổng doanh thu truyền tải điện năm N, gồm:

a)[20] Phân tích, đánh giá tình hình thực hiện các chỉ tiêu sản lượng điện giao, tỷ lệ tổn thất truyền tải, suất sự cố đường dây và máy biến áp ở các cấp điện áp, tình hình thực hiện doanh thu, các chi phí năm N-1 và đến hết ngày 31 tháng 3 năm N; phân tích, đánh giá tình hình thực hiện lợi nhuận, vốn chủ sở hữu, các chỉ tiêu tài chính như tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu, cơ cấu vốn chủ sở hữu và vốn vay, tỉ lệ tự đầu tư, tỉ lệ thanh toán nợ đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1;

b) Thuyết minh và tính toán tổng chi phí vốn cho phép năm N của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, gồm:

- Tổng chi phí khấu hao năm N: bảng tổng hợp trích khấu hao tài sản cố định năm N và bảng tính chi tiết chi phí khấu hao cơ bản theo từng loại tài sản cố định trong năm N;

- Tổng chi phí trả lãi vay dài hạn phải trả năm N cho công trình truyền tải điện: bảng tính lãi các khoản vay dự kiến phải trả trong năm N;

- Vốn chủ sở hữu ước tính đến hết năm N-1 và dự kiến đến hết năm N: thuyết minh và bảng tính chi tiết tình hình tăng giảm vốn chủ sở hữu năm N-1 và năm N;

- Lợi nhuận dự kiến năm N, tỷ suất lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu, tỷ lệ tự đầu tư, tỉ lệ thanh toán nợ.

c)[21] Thuyết minh và tính toán tổng chi phí vận hành cho phép năm N () của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, gồm:

- Tổng chi phí vật liệu năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí vật liệu thực tế thực hiện của năm N-1 và đến hết ngày 31 tháng 3 năm N, dự kiến của năm N theo tổng chiều dài đường dây của các loại đường dây, tổng dung lượng trạm biến áp, số ngăn lộ trạm biến áp theo các cấp điện áp và điều kiện địa hình;

- Tổng chi phí tiền lương năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí tiền lương;

- Tổng chi phí sửa chữa lớn năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí sửa chữa lớn trong năm N theo quy định tại khoản 4 Điều 6 Thông tư 14/2010/TT-BCT;

- Tổng chi phí dịch vụ mua ngoài năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí dịch vụ mua ngoài theo các hạng mục thực tế thực hiện năm N-1 và đến hết ngày 31 tháng 3 năm N và dự kiến cho năm N;

- Tổng chi phí bằng tiền khác năm N: thuyết minh và bảng tính chi phí bằng tiền khác thực tế năm N-1 và đến hết ngày 31 tháng 3 năm N và dự kiến cho năm N.

d)[22] Thuyết minh và tính toán lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện năm N-1; báo cáo tình hình tăng giảm lượng chênh lệch chi phí và doanh thu truyền tải điện;

đ) Thuyết minh và tính toán tổng doanh thu truyền tải điện cho phép năm N.

3. Các tài liệu kèm theo, gồm:

a)[23] Danh mục các dự án đầu tư đã hoàn thành và đưa vào vận hành tới ngày 31 tháng 3 năm N và dự kiến thực hiện đến hết năm N phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia và kế hoạch mở rộng lưới truyền tải điện hàng năm của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia đã được duyệt;

b)[24] Thống kê hạng mục và giá trị tài sản cố định truyền tải điện tăng thêm và giảm đi đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1 và đến hết ngày 31 tháng 3 năm N và dự kiến đến hết năm N theo từng tháng. Đối với tài sản chưa đưa vào vận hành phải có chi tiết các công trình lưới điện, các tài sản khác có tổng hợp giá trị;

c)[25] Bảng tổng hợp các biến động về số lao động thường xuyên và chính thức trong bảng lương của Tổng công ty và các đơn vị năm N-1 và kế hoạch năm N;

d)[26] Tổng hợp vật tư dự phòng hiện có và bổ sung năm N-1 và kế hoạch năm N;

đ) Danh mục các hạng mục sửa chữa lớn tài sản cố định năm N-1 và dự kiến cho năm N;

e)[27] Báo cáo tài chính năm N-1: bảng cân đối kế toán, báo cáo kết quả sản xuất kinh doanh, báo cáo lưu chuyển tiền tệ, báo cáo thuyết minh;

g) Định mức các thành phần chi phí sử dụng trong hồ sơ được cấp có thẩm quyền phê duyệt.

Điều 18. Trình tự lập giá truyền tải điện[28]

1. Trước ngày 05 tháng 01 hàng năm (năm N), đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện có trách nhiệm gửi số liệu tổng công suất cực đại và điện năng nhận thực tế tại từng điểm giao nhận của năm N-1 cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở tính toán thành phần điều chỉnh DC_N-1của năm N-1.

2. Trước ngày 01 tháng 4 hàng năm (năm N), đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện có trách nhiệm lập dự báo điện năng giao nhận và tổng công suất cực đại tại tất cả các điểm giao nhận điện cho năm N và gửi Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm tổng hợp, tính toán dự báo điện năng giao nhận và tổng công suất cực đại của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện, gửi kết quả dự báo tới Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia để có ý kiến.

Trường hợp đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện không gửi số liệu dự báo thì Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia được sử dụng các số liệu của năm N-1 để làm số liệu tính toán giá truyền tải điện cho năm N.

3. Trước ngày 01 tháng 6 hàng năm (năm N), Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia có ý kiến bằng văn bản về kết quả dự báo điện năng nhận và tổng công suất cực đại năm N của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện, gửi Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để làm cơ sở tính giá và chi phí truyền tải điện năm N cho từng đơn vị.

4. Trước ngày 15 tháng 6 hàng năm (năm N), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm xác định giá truyền tải điện áp dụng từ ngày 01 tháng 7 năm N đến 30 tháng 6 năm tiếp theo () cho từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện (căn cứ vào doanh thu truyền tải điện năm N được duyệt và thành phần điều chỉnh của năm N-1), trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực phê duyệt. Trường hợp hồ sơ không hợp lệ theo quy định tại khoản 14 Điều 1 Thông tư này, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm hoàn chỉnh, bổ sung trong thời hạn năm (05) ngày kể từ ngày nhận được yêu cầu của Cục Điều tiết điện lực.

Điều 19. Hồ sơ trình duyệt giá truyền tải điện[29]

1. Tờ trình đề nghị duyệt giá truyền tải điện.

2. Thuyết minh và bảng tính chi phí truyền tải điện của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện, gồm:

a) Thành phần chi phí truyền tải điện theo công suất, điện năng;

b) Tổng công suất giao nhận cực đại, tổng điện năng giao nhận dự báo của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện ở các điểm giao nhận trong năm N;

c) Tổng lượng điều chỉnh chi phí truyền tải điện của đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện năm N-1 (bảng tính chi tiết).

3. Các tài liệu kèm theo, gồm:

a) Dự báo điện năng nhận và tổng công suất cực đại năm N của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia lập;

b) Số liệu tổng công suất cực đại và điện năng nhận thực tế tại từng điểm giao nhận của năm N-1 của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện.

Điều 20. Thanh toán chi phí truyền tải điện

1. Công ty mua bán điện có trách nhiệm thanh toán chi phí truyền tải điện cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện có trách nhiệm thanh toán chi phí truyền tải điện cho Công ty mua bán điện.

2. Trước ngày 10 hàng tháng (tháng T), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm gửi Công ty mua bán điện hồ sơ thanh toán chi phí truyền tải điện của tháng trước (tháng T-1 của từng đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện và tổng chi phí truyền tải điện tháng T-1 của tất cả các đơn vị.

Trường hợp phát hiện hồ sơ thanh toán có sai sót hoặc chưa đầy đủ, trong thời hạn mười (10) ngày kể từ ngày nhận được hồ sơ thanh toán, Công ty mua bán điện phải thông báo bằng văn bản cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia để sửa đổi, bổ sung.

3. Trước ngày 15 hàng tháng (tháng T), Công ty mua bán điện có trách nhiệm thanh toán tạm ứng chi phí truyền tải điện tháng T-1 cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia với số tiền bằng 50% tổng chi phí truyền tải điện được xác định trong hồ sơ thanh toán của tháng T-1.

4. Trước ngày 20 hàng tháng (tháng T), Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia gửi Công ty mua bán điện hóa đơn thanh toán tổng chi phí truyền tải điện tháng T-1 (kèm theo hồ sơ thanh toán hoàn chỉnh trong trường hợp có sửa đổi, bổ sung).

5. Trước ngày 05 tháng T+1, Công ty mua bán điện phải thanh toán số tiền chi phí truyền tải điện còn lại của tháng T-1 cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia theo hóa đơn thanh toán.

Trường hợp số liệu trong hóa đơn khác với số liệu do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thông báo, Công ty mua bán điện có trách nhiệm thanh toán giá trị tiền theo hóa đơn cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Việc thanh toán số tiền chênh lệch do hai bên thỏa thuận trong hợp đồng.

Chương VI

TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Điều 21. Tổ chức thực hiện

1. Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm hướng dẫn, kiểm tra việc thực hiện Thông tư này và giải quyết các tranh chấp phát sinh liên quan. Trong trường hợp Thủ tướng Chính phủ thay đổi thời điểm điều chỉnh giá bán lẻ điện hàng năm, Cục Điều tiết điện lực có trách nhiệm thông báo cho các đơn vị liên quan về thời điểm điều chỉnh, các mốc thời gian lấy số liệu và thời gian thực hiện các bước tính toán giá truyền tải điện.

2. Tập đoàn Điện lực Việt Nam có trách nhiệm chỉ đạo Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia thực hiện xây dựng tổng doanh thu và giá truyền tải điện hàng năm; thông qua các bước thực hiện xây dựng giá truyền tải điện hàng năm theo quy định tại Thông tư này và chỉ đạo Công ty mua bán điện và Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia ký kết hợp đồng dịch vụ truyền tải điện.

3. Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia có trách nhiệm:

a) Xây dựng tổng doanh thu và giá truyền tải điện hàng năm trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực thẩm định và phê duyệt;

b) Xây dựng các loại đơn giá, định mức chi phí và các loại hệ số; định mức phạt sự cố không đảm bảo chất lượng dịch vụ truyền tải điện, thống kê sự cố đường dây và máy biến áp truyền tải điện đối với từng cấp điện áp 110kV, 220kV, 500kV quy định tại Thông tư này trình Tập đoàn Điện lực Việt Nam thông qua để trình Cục Điều tiết điện lực ban hành;

c)[30] Có báo cáo quyết toán, kiểm toán độc lập trước ngày 01 tháng 5 hàng năm.

Điều 22. Hiệu lực thi hành[31]

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01 tháng 6 năm 2010.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng giám đốc Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Giám đốc Công ty mua bán điện, Giám đốc các Tổng công ty Điện lực, các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.

Nơi nhận:
- Văn phòng Chính phủ (để đăng Công báo);
- Website Bộ Công Thương;
- Lưu: VT, ĐTĐL, PC.

XÁC THỰC VĂN BẢN HỢP NHẤT

Hà Nội, ngày 06 tháng 9 năm 2013

BỘ TRƯỞNG

Vũ Huy Hoàng

[1] Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện có căn cứ ban hành như sau:

“Căn cứ Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương; Nghị định số 44/2011/NĐ-CP ngày 14 tháng 6 năm 2011 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung Điều 3 Nghị định số 189/2007/NĐ-CP ngày 27 tháng 12 năm 2007 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Căn cứ Luật Điện lực ngày 03 tháng 12 năm 2004;

Căn cứ Nghị định số 105/2005/NĐ-CP ngày 17 tháng 8 năm 2005 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ Công Thương quy định về phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện như sau:”

[2] Khoản này được bãi bỏ theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[3] Khoản này được sửa đổi theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[4] Khoản này được sửa đổi theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[5] Khoản này được bãi bỏ theo quy định tại điểm a khoản 1 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[6] Khoản này được sửa đổi theo quy định tại điểm b khoản 1 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[7] Khoản này được sửa đổi theo quy định tại khoản 2 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[8] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 3 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[9] Giải thích ký hiệu V_CSH,N được sửa đổi theo quy định tại khoản 4 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[10] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại điểm a khoản 5 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[11] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại điểm b khoản 5 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[12] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại điểm c khoản 5 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[13] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại điểm d khoản 5 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[14] Khoản này được sửa đổi theo quy định tại khoản 6 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[15] Khoản này được sửa đổi theo quy định tại khoản 6 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[16] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 7 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[17] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 8 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[18] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 9 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[19] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 10 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[20] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 11 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[21] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 11 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[22] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 11 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[23] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 12 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[24] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 12 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[25] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 12 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[26] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 12 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[27] Điểm này được sửa đổi theo quy định tại khoản 12 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[28] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 13 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[29] Điều này được sửa đổi theo quy định tại khoản 14 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[30] Điểm này được bổ sung theo quy định tại khoản 15 Điều 1 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012.

[31] Điều 2 của Thông tư số 03/2012/TT-BCT ngày 19 tháng 01 năm 2012 của Bộ trưởng Bộ Công Thương sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT ngày 15 tháng 4 năm 2010 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện, có hiệu lực kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012 quy định như sau:

“Điều 2. Hiệu lực thi hành

1. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 05 tháng 3 năm 2012, bãi bỏ các quy định trước đây do Bộ Công Thương ban hành trái với Thông tư này.

2. Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực, Chủ tịch và Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam, Tổng giám đốc Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia, Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Giám đốc Công ty mua bán điện, Tổng giám đốc các Tổng công ty Điện lực, các đơn vị phải trả chi phí truyền tải điện và các tổ chức, cá nhân có liên quan chịu trách nhiệm thi hành Thông tư này.”

THE MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE -------	SOCIALIST REPUBLIC OF VIET NAM Independence - Freedom – Happiness ---------
No. 01/VBHN-BCT	Hanoi, September 06, 2013

CIRCULAR

PROVIDING FOR METHOD OF ELABORATION, ORDERS OF AND PROCEDURES FOR FORMULATION, PROMULGATION AND MANAGEMENT OF THE POWER TRANSMISSION PRICES

Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade, providing for methods of elaboration, orders of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taken effect on June 01, 2010, and amended and supplemented by:

Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade, providing for methods of elaboration, orders of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taken effect on March 05, 2012.

Pursuant to the Government’s Decree No. 189/2007/ND-CP dated December 27, 2007, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

Pursuant to the Electricity Law dated December 03, 2004;

Pursuant to the Government’s Decree No. 105/2005/ND-CP dated August 17, 2005, detailing and guiding implementation of a number of Articles of the Electricity Law;

Pursuant to the Decision No. 153/2008/QD-TTg dated November 28, 2008, of the Prime Minister defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Electricity Regulation Department of the Ministry of Industry and Trade.

...

Bạn phải đăng nhập hoặc đăng ký Thành Viên TVPL Pro để sử dụng được đầy đủ các tiện ích gia tăng liên quan đến nội dung TCVN.

Mọi chi tiết xin liên hệ: ĐT: (028) 3930 3279 DĐ: 0906 22 99 66

Chapter I

GENERAL PROVISIONS

Article 1. Scope and subject of application

1. This Circular provides for method of elaboration, orders of and procedures for formulation, promulgation and management of the power transmission prices.

2. This Circular applies to the Vietnam Electricity Group, National Power Transmission Corporation, units operating the power system and national power market, company of power purchase and sale, and units liable for cost of power transmission.

Article 2. Interpretation of terms

In this Circular, the following terms are construed as follows:

1. Financial statements mean the audited financial statements made by independent audit agencies.

2. Points of electricity transfer and receipt means the points of electricity transfer and receipt between company of power purchase and sale, and power company, including point of electricity transfer and receipt between power transmission net and power distribution net, and points of electricity transfer and receipt between power plant transmitting up 110kV net and power distribution net of power company.

...

4. Units liable for cost of power transmission include electricity companies, clients buying electricity directly from the power transmission net.

5. Clients buying electricity directly mean big clients using electricity connected directly into the power transmission net.

6. The power transmission net means system of power transmission lines, transformer stations, and synchronous equipment for transmitting electricity from the power plants to points of electricity receipt of the electricity companies, including lines, transformer stations at voltage of 500kV - 100kV with function of transmission , belong to ownership of the National power transmission corporation.

7. ^[2] (annulled)

8. ^[3] Year N means calendar year calculated from January 01 to December 12.

9. ^[4] Year N-1 means the adjacent calendar year preceding year N.

10. ^[5] (Annulled)

11. Assets of power transmission include power grid for transmission, construction works and other auxiliary equipment which are used for power transmission and possessed by the national power transmission corporation.

12. ^[6] The maximum total transfer and receipt capacity means the largest total transfer and receipt capacity of points of electricity transfer and receipt in duration of between January 01 year N and December 31 year N of a unit liable to pay cost of electricity transmission.

...

METHOD OF ELABORATION AND POWER TRANSMISSION PRICES

Article 3. Principles of defining the average power transmission price

1. The annual power transmission price is applied a unified price nationwide irrespective of distance of power transmission and point of transfer and receipt.

2. The average power transmission price is defined annually under the principle of ensuring the full withdrawal of valid cost and an allowed profit for operation of the power transmission net to meet the prescribed quality and satisfy financial norms for investment, development of power transmission net.

3. ^[7] The average power transmission price of year N () is defined on basis of total allowed revenues from power transmission in year N of the national power transmission corporation, and total electrical energy which the national power transmission corporation assigns to units liable to pay cost of power transmission, at points of electricity transfer and receipt, calculated under the following formula:

In which:

: Total allowed revenues from power transmission in year N of the National Power Transmission Corporation (VND)

: Total tentative transfer and receipt electrical energy of unit i at all points of transfer and receipt in year N (kWh)

...

Article 4. Method to define total annual allowed revenues from power transmission ^[8]

Total allowed revenues from power transmission in year N () includes elements of the allowed capital cost (), the allowed cost of operation and maintenance () and elements adjusting revenues from power transmission for year N-1 (), defined under the following formula:

In which:

: Total allowed capital cost of transmission in year N of the National Power Transmission Corporation (VND)

: Total allowed cost of transmission operation and maintenance in year N of the National Power Transmission Corporation (VND)

: Difference between cost and revenues from power transmission in year N-1 adjusted in total allowed revenues from power transmission in year N (VND), defined under method specified in Clause 9 Article 1 of this Circular

Article 5. Method to define total capital cost

1. Total capital cost of transmission in year N () is defined under the following formula:

...

In which:

: Total depreciation cost of fixed assets in year N (VND)

: Total cost of long-term loan interests and charges for borrowing capital, which must be paid in year N for assets of power transmission (VND)

LN_N^: The allowed profit from power transmission in year N (VND)

2. Total depreciation cost of fixed assets in year N () defined according to regulations on use time and method to depreciate the fixed assets specified in Circular No. 203/2009/TT-BTC dated October 20, 2009, of the Ministry of Finance, guiding the regime of management, use and depreciation of fixed assets, and the guiding, replacing and supplementing documents issued in the future.

For assets of power transmission with the depreciation time various to provisions in Circular No. 203/2009/TT-BTC, National Power Transmission Corporation shall formulate regime of depreciation for such assets, report to the Vietnam Electricity Group to consider; and National Power Transmission Corporation shall submit to the Electricity Regulation Department for approval before submitting to the Ministry of Finance for promulgation.

3. Total cost of long-term loan interests and charges for borrowing capital, which must be paid in year N () defined under credit contracts for assets of power transmission.

4. The allowed profit in year N (LN_N) is defined under the following formula:

LN_N = V_CSH,N x ROE_N

...

V_CSH,N: ^[9] The average equity capital till December 31 year N-1 and the equity capital estimated till December 31 year N (VND)

ROE_N: The profit rate on equity capital of National Power Transmission Corporation (%), is defined to ensure financial norms for investment, development of power transmission net including the Self Financing Ratio (SFR) and the Debt Service Coverage Ratio (DSCR) aiming to gradually increase until reaching the respective level of 25% and 1.5 times

National Power Transmission Corporation shall formulate method and regulation on management of increasing and decreasing assets of power transmission, submit to the Vietnam Electricity Group for approval so as to submit to the Electricity Regulation Department.

Article 6. Method to define total operation and maintenance cost

1. Total operation and maintenance cost of power transmission in year N () is defined under the following formula:

In which:

: Total cost of raw materials in year N (VND)

: Total salary cost in year N (VND)

...

: Total cost of buying outside services in year N (VND)

: Total other costs in money in year N (VND)

2. Method to define total cost of raw materials

a) Total cost of raw materials in year N () is defined under the cost of raw material for lines, transformer stations and transformers in year N, including cost for direct raw materials and indirect raw materials (experiment, operation and maintenance of lines, transformer stations and transformers), according to the following formula:

In which:

: Total cost of raw materials for power transmission lines in year N (VND)

: Total cost of raw materials for transformer stations in year N (VND)

: Total cost of raw materials for transformers in year N (VND)

...

In which:

L_d,i,h: Total length of power transmission lines of type d, at voltage level i, in terrain condition h, operating in year N (km)

: Unit price of raw material for power transmission lines of type d, at voltage level i, in terrain condition h (VND/km)

d: To describe type of wires including: Aerial wire with single circuit (D), aerial wire with double circuit (K), underground cable with 1 circuit (ND), underground cable with 2 circuits (NK)

i: To describe the voltage level including: 110 kV, 220kV, 500kV

h: To describe terrain conditions including: delta (DB), midland and mountainous (TD), high mountains and dense forests (NC)

c) Total cost of raw materials for transmission stations in year N () is defined under the following formula:

...

M_{i, h}: Total cells at voltage level i, in terrain condition h, operating in year N (cell)

: Unit price of raw material for 1 cell, at voltage level i, in terrain condition h (VND/cell)

d) Total cost of raw materials for transmissions in year N () is defined under the following formula:

In which:

S_{i, h}: Total capacity of transformer at voltage level i, in terrain condition h, operating in year N (MVA)

: Unit price of raw material for 1 MVA transformer, at voltage level i, in terrain condition h (VND/MVA)

dd) ^[10] Volume of wires, number of cells of transformer and total capacity of transformer anticipated in year N under voltage levels defined under the practical volume calculated till the end of December 31 year N-1, the increased-additionally volume performed till March 31 year N and the increased volume anticipated in year N;

e) Unit price of raw materials for wires, cells of transformer station and transformer including two direct and indirect parts, in which the indirect part is defined under the percentage of direct part;

...

3. Method to define salary cost

a) Total salary cost in year N of National Power Transmission Corporation includes total salary costs and based-salary costs;

b) ^[11] The salary cost is defined according to Circular No. 27/2010/TT-BLDTBXH dated September 14, 2010, of the Ministry of Labor, Invalids and Social Affairs, guiding management of labor, salary, remuneration and bonuses in one-member limited liability companies owned by State, the guiding, replacing and supplementing documents issued in the future, and other relevant regulations;

c) Other costs based on salary such as cost for medical insurance, social insurance, unemployment insurance and Trade Union funding are defined according to relevant legal regulations.

4. Method to define total cost of overhaul of assets

a) Total cost of overhaul of assets in year N () of National Power Transmission Corporation is defined under the following formula:

In which:

: Total cost of overhaul of power transmission lines in year N (VND)

...

: Total cost for overhaul of transformer in year N (VND)

: Total cost for overhaul of auxiliary and serving works in year N (VND)

Cost for overhaul of assets does not include cost for renovating, upgrading the fixed assets causing increase of their primary price.

b) Total cost for overhaul of power transmission lines in year N () is defined under the following formula:

In which:

L_{d, i, h}: Total length of power transmission lines of type d, at voltage level i, in terrain condition h, which are performed overhaul in year N (km)

: Unit price of overhaul for 1 km power transmission lines of type d, at voltage level i, in terrain condition h (VND/km)

d: To describe type of lines including: Aerial wire with single circuit (D), aerial wire with double circuit (K), underground cable with 1 circuit (ND), underground cable with 2 circuits (NK)

...

h: To describe terrain conditions including: delta (DB), midland and mountainous (TD), high mountains and dense forests (NC)

c) Total cost for overhaul of transmission stations in year N () is defined under the following formula:

In which:

Mi, h: Total cells at voltage level i, in terrain condition h, performed overhaul in year N (cell)

: Unit price of overhaul for 1 cell, at voltage level i, in terrain condition h (VND/cell)

d) Total cost for overhaul of transmissions in year N () is defined under the following formula:

In which:

...

: Unit price of overhaul for 1 MVA transformer, at voltage level i, in terrain condition h (VND/MVA)

dd) Total cost for overhaul of auxiliary and serving works in year N () is defined under the following formula:

In which:

k: Rate of cost norm for overhaul of auxiliary and serving works compared to total cost for overhaul of lines and transformer (including cells and transformer) (%)

e) National Power Transmission Corporation shall: Formulate norms and unit prices for overhaul and submit them to the Vietnam Electricity Group for approval so as to submit to the Electricity Regulation Department for promulgation; formulate list of items performed overhaul annually and submit to the Vietnam Electricity Group for approval so as to calculate total cost of overhaul in year N.

5. Method to define total cost for outside services

a) Total cost for outside services of year N () is total costs for goods and services at the request, which are performed and provided by organizations and individuals outside unit, including electricity, water, telephone and telecommunication services, books, newspapers; cost for hiring audit advisory; cost for hiring assets; cost for insuring assets and cost for other services with conclusion of contracts of supplying service so as to serve for management, operation of power transmission net in year N.

b) ^[12] Total cost of outside service in year N is defined under demand of tentative outside services in year N on the basis of cost performed practically and audited in year N-1 (at contracts of buying outside services and cost for outside services), and cost for implementation till the end of March 31 year N.

...

a) Total other costs in money in year N are costs including: working-trip allowances; costs for conferences, reception of guests; cost for training; cost for buying reactive power; cost for scientific study, inventions for renovation; cost for shift meals; cost for militia and self-defense forces, safe guards, prevention and fighting of storm and flood, fire prevention and fighting; cost for labor protection, working costume, labor safety, industrial and environmental hygiene; cost for drinking water in working time, allowances in kind for working in night shift, toxic allowances; cost for first-aid in labor accidents, normal medical treatment drugs, cost for rehabilitation for laborers; cost for recruitment; losses accounted in cost; cost for tax of all kinds; land rents; cost for payable short-term loan interests in year (including short-term loan interests for the necessary circulating capital in serve of activities of power transmission); differences of rate to perform the long-term loans matured in year and other costs in money in year N;

b) ^[13] Total other cost in money in year N defined according to costs anticipated in year N on the basis of costs performed practically and already audited in year N-1 and costs performed till the end of March 31 year N.

Article 7. Method to define the annual power transmission price for units liable to pay cost of power transmission

1. The power transmission price () (VND/kWh) of year N for unit liable to pay cost of power transmission i is defined under the following formula:

In which:

TC_i: Cost for power transmission which is paid by the unit liable to pay cost of power transmission i in year N (VND)

: Total transferred electrical energy as anticipated by the unit liable to pay cost of power transmission i at all points of transfer and receipt in year N

2. ^[14] Cost for power transmission which is paid by the unit liable to pay cost of power transmission i in year N is calculated under the following formula:

...

In which:

TC_P,i: Elements of cost for power transmission under capacity (VND)

TC_A,i: Elements of cost for power transmission under electrical energy (VND)

: Total the adjusting volume of cost for power transmission which is paid by the unit liable to pay cost of power transmission i in year (N-1) (VND)

3. Elements of cost for power transmission under capacity and electrical energy are defined respectively under two formulas as follows:

In which:

: Total tentative maximum capacity of transfer and receipt of unit liable to pay cost for power transmission i at points of electricity transfer and receipt in year N (MW)

n: Total units liable to pay cost for power transmission.

...

4. ^[15] Total adjusting volume of cost for power transmission of the unit liable to pay cost for power transmission i due to difference between the output of transfer and receipt, the actual maximum capacity of transfer and receipt with the maximum capacity of transfer and receipt anticipated for year N-1 (DC_i,N-1) is calculated under the following formula:

In which:

: Total revenues from power transmission in year (N-1) (VND)

: Total tentative maximum capacity of unit liable to pay cost for power transmission i at points of electricity transfer and receipt from power transmission net in year (N-1) (MW)

: Total actual maximum capacity of unit liable to pay cost for power transmission i at points of electricity transfer and receipt from power transmission net in year (N-1) (MW)

: The tentative electrical energy transferred and received of the unit liable to pay cost of power transmission i in year (N-1) (MWh)

: The electrical energy transferred and received practically of the unit liable to pay cost of power transmission i in year (N-1) (MWh)

: The average interest of VND interest rate on deposit, term of 12 months, postpaid for enterprise clients on December 31 year (N-1) of 04 commercial banks (the Joint Stock Company Bank of Foreign Trade of Vietnam, the Vietnam Joint Stock Company Bank for Industry and Trade, the Joint Stock Company Bank for Investment and Development of Vietnam, the Vietnam Bank for Agriculture and Rural Development) plus 3%

...

Cost for power transmission in month j (TC_ij) of the unit liable to pay cost of power transmission i is defined under the following formula:

In which:

: Total electrical energy transferred and received practically at points of electricity transfer and receipt of the unit liable to pay cost of power transmission i in month j (kWh)

: The power transmission price of year N for the unit liable to pay cost of power transmission i (VND/kWh)

Chapter III

THE REGIME OF ADJUSTING REVENUES FROM POWER TRANSMISSION

Article 9. Principles of adjusting revenues from power transmission ^[16]

1. The National power transmission corporation shall make and maintain system of books to monitor items of cost for defining difference of cost and revenue of year N-1 so as to adjust in total allowed revenues from power transmission in year N.

...

a) The total actual revenue in year N-1 of National Power Transmission Corporation is different with total allowed revenues from power transmission already approved;

b) To arise difference between the rational and valid actual cost in year N-1 (based on Financial statement) in comparison with the counting cost already approved in plan on power transmission prices in year N-1 (including cost for depreciation, cost for interest rates of long-term loans, cost for salary, cost for overhaul, cost for outside services, difference of the execution exchange rate), except for case of arising the cost prescribed in point c and point d of this Clause;

c) Arising costs for remedying consequences due to natural disasters and handling incidents force majeure in year N-1;

d) Arising cost for rational investment in assets for power transmission outside the plan on investment in power transmission net in year N-1 which is approved by competent state agencies.

Article 10. Solving the arising costs for remedying consequences due to natural disasters and handling incidents force majeure and outside-plan investment

1. In case where costs for remedying consequences arise due to natural disasters and handling incidents force majeure, within 15 days from day of happening events, the National Power Transmission Corporation shall report on events and estimate the arising costs to remedy, submit to the Vietnam Electricity Group for approving and reporting the Electricity Regulation Department.

2. In case of arising cost for rational investment in assets of power transmission outside the approved plan, the National Power Transmission Corporation shall make dossier to supplement plan on expanding the annual power transmission net, submit to the Vietnam Electricity Group for approval so as to submit to the Electricity Regulation Department for approval.

Article 11. Responsibility for maintenance and regime of report about difference of cost and revenue from power transmission ^[17]

The National power transmission corporation shall maintain system of books to monitor items of cost and make annual reports (in dossier requesting for approving total revenue from power transmission) about situation of increasing and decreasing difference of adjusting cost and revenue from power transmission in year N-1, including:

...

2. Difference between cost and revenue in year N-1 () adjusted in total revenue from power transmission in year N

3. Surplus of difference between cost and revenue from power transmission until the end of December 31 year N-1.

Article 12. Method to define difference between cost and revenue from power transmission ^[18]

Difference of cost and revenue from power transmission of National Power Transmission Corporation in year N-1 adjusted in total revenues from power transmission in year N, is defined under the following formula:

In which:

: Total revenues from power transmission executed practically in year N-1 (under financial statement), is defined under the following formula:

: Total revenues from power transmission already approved in year N-1

...

: Total cost arising for remedying consequences due to natural disaster and handle incidents force majeure; total cost of depreciation, cost of interest of loans, profit of equity capital of investment amounts arising reasonably in year N-1 (as prescribed in point c and point d Clause 2 Article 9 of the Circular No. 14/2010/TT-BCT, amended in Clause 7 Article 1 of this Circular)

: The average interest of VND interest rate on deposit, term of 12 months, postpaid for enterprise clients on March 31 year N of 04 commercial banks (the Joint Stock Company Bank of Foreign Trade of Vietnam, the Vietnam Joint Stock Company Bank for Industry and Trade, the Joint Stock Company Bank for Investment and Development of Vietnam, the Vietnam Bank for Agriculture and Rural Development) plus 3%

Chapter IV

SANCTION REGULATION OF FAILING TO ENSURE SERVICE QUALITY

Article 13. Principles of sanction of failing to ensure service quality

1. The National Power Transmission Corporation shall be sanctioned of failing to ensure quality of power transmission service in case of incidents involving power outages on lines and transformers for power transmission in year of power transmission net in excess of the prescribed norms for each voltage level, except for incidents force majeure (natural disaster) or incidents which are not caused by National Power Transmission Corporation.

2. The sanction regulation shall be applied annually by deducting from welfare fund an amount equal to total fines of failing to ensure quality of power transmission services and transfer into the development investment fund of National Power Transmission Corporation.

Article 14. Method to define total fines of failing to ensure service quality

1. The annual total fines of failing to ensure quality of power transmission service (year N) R_N of National Power Transmission Corporation, is defined under the following formulas:

...

In which:

: The fines of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power transmission lines (VND)

: The fines of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of transformer (VND)

L_i,N (L_j,
N, L_k,N): Total length of power transmission lines of 110kV (220kV, 500kV) which are outage when happen incident i (j,k) (km)

S_i,N (S_j,N, S_k,N): Total installing capacity of transformers with voltage at high-voltage side of 110kV (220kV, 500kV) which are outage when happen incident i (j,k) (MVA)

t_i (t_j,t_k): Time of power outage of power transmission line or transformers with voltage at high-voltage side of 110kV (220kV, 500kV) when happen incident i (j,k) (minute)

n (m, l): Number of times of incidents of power transmission lines or transformers with voltage at high-voltage side of 110kV (220kV, 500kV) in year N (from September 01 year N-1 to August 31 year N)

The fining rate of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage on power transmission lines in year N calculated for each kilometer of power transmission line of 110 kV in one minute [VND/(km x minute)], calculated under the following formula:

= X₁₁₀ x G_TT
N

...

= X₂₂₀ x G_TT
N

The fining rate of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage on power transmission lines in year N calculated for each kilometer of power transmission line of 500 kV in one minute [VND/(km x minute)], calculated under the following formula:

= X₅₀₀ x G_TT
N

The fining rate of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage of transformer in year N calculated for each MVA of capacity of transformer with voltage at high-voltage side of 110 kV in one minute [VND/(MVA x minute)], calculated under the following formula:

= Y₁₁₀ x G_TT
N

The fining rate of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage of transformer in year N calculated for each MVA of capacity of transformer with voltage at high-voltage side of 220 kV in one minute [VND/(MVA x minute)], calculated under the following formula:

= Y₂₂₀ x G_TT
N

The fining rate of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage of transformer in year N calculated for each MVA of capacity of transformer with voltage at high-voltage side of 500 kV in one minute [VND/(MVA x minute)], calculated under the following formula:

= Y₅₀₀ x G_TT
N

...

X₂₂₀^:The fining coefficient of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage on power transmission lines of 220 kV [1/(km x minute)]

X₅₀₀: The fining coefficient of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage on power transmission lines of 500 kV [1/(km x minute)]

Y₁₁₀: The fining coefficient of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage of transformer of power transmission of 220 kV [1/(MVA x minute)]

Y₂₂₀: The fining coefficient of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage of transformer of power transmission of 220 kV [1/(MVA x minute)]

Y₅₀₀: The fining coefficient of failing to ensure quality of power transmission service due to incident of power outage of transformer of power transmission of 500 kV [1/(MVA x minute)]

A (B, C): The fining norm of incident of power outage of power transmission line of 110kV (220kV, 500kV)

D (E, G): The fining norm of incident of power outage of transformer of transmission line of 110kV (220kV, 500kV)

2. Total fines of failing to ensure quality of power transmission service in year N () of National Power Transmission Corporation will be 0.1% of total allowed revenues from power transmission in year N, maximally (0.1% x ).

3. Incidents of lines and transformers of power transmission which are calculated when defining the fining level of failing to ensure quality of power transmission service are incidents with duration of power outage of more or equal to one minute. Duration of power outage of incidents of lines and transformers of power transmission is rounded under minute.

...

1. Before October 01 every year (year N), National Power Transmission Corporation must report statistics of incidents of power transmission lines (time of power outage t_i, length of lines suffering incident L_i,N for each incident), incident of transformer of power transmission (time of power outage t_i, total installing capacity of transformer suffering incident S_i,Nfor each incident) of power transmission net from September 01 year N-1 till the end of August 31 year N to send to unit operating the national electrical system and electricity market.

2. Before November 01 every year (year N), unit operating the national electrical system and electricity market shall examine, confirm statistical reports of incidents of lines, transformers of power transmission from September 01 year N-1 till the end of August 31 year N, send report to the Electricity Regulation Department and send copy of report to National Power Transmission Corporation to serve as basis to define the fining level of failing to ensure quality of power transmission service in year N.

3. Before December 01 every year (year N), the National Power Transmission Corporation shall report the Electricity Regulation Department to provide explanations, statistics of incidents of lines, transformers of power transmission from September 01 year N-1 till the end of August 31 year N; calculate the fining level of failing to ensure quality of power transmission services in year N; submit to the Vietnam Electricity Group for approval so as to submit to the Electricity Regulation Department for approval to serve as basis for implementation.

Chapter V

ORDER OF AND PROCEDURES FOR APPRAISAL, APPROVAL AND PAYMENT OF POWER TRANSMISSION PRICE

Article 16. Order of and procedures for appraisal and approval of total revenue from power transmission ^[19]

1. National Power Transmission Corporation shall make dossier of appraisal of total revenues from power transmission in year N, submit it to the Vietnam Electricity Group for approval. Before May 15 every year (year N), the Vietnam Electricity Group shall submit to the Electricity Regulation Department for appraisal and issuing written approval. In case of a invalid dossier as prescribed in Article 17 of the Circular No. 14/2010/TT-BCT (amended in Clause 11 and Clause 12 Article 1 of this Circular), the Vietnam Electricity Group shall complete and supplement within five (05) days after receiving request of the Electricity Regulation Department.

In necessary case, the Electricity Regulation Department may use consultant for appraisal of dossier submitted for approving total revenue from power transmission of National Power Transmission Corporation.

2. Before June 10 every year (year N), the Electricity Regulation Department shall have a written approval for allowed total revenues from power transmission in year N of National Power Transmission Corporation to serve as basis for approving the power transmission price.

...

Dossier of submission for approving total revenues from power transmission every year (year N) of National Power Transmission Corporation includes:

1. Report of appraising total revenues from power transmission year N of National Power Transmission Corporation.

2. Notes and tables calculating total revenues from power transmission in year N, include:

a) ^[20] Analyzing, assessing implementation of the assigned norms of electricity output, rate of loss during power transmission, level of incidents of lines and transformer at voltage levels, implementation of revenue, cost of year N-1 and till the end of March 31 year N; analyzing, assessing implementation of profit, equity capital, financial norms such as rate of profit on equity capital, structure of equity capital and borrowing capital, rate of self-investment, rate of paying debt till the end December 31 year N-1;

b) Notes and calculation of total allowed capital cost in year N of National Power Transmission Corporation include:

- Total depreciation cost in year N: The table summing up depreciation deductions of fixed assets in year N and the detailed table of cost for basic depreciation under each type of fixed assets in year N;

- Total cost to pay interest of long-term loans payable in year N for works of power transmission: Table of calculating interest of loans anticipated to be payable in year N;

- The equity capital estimated till the end of year N-1 and anticipated till the end of year N: notes and the detailed counting table of increasing and decreasing equity capital in year N-1 and year N;

- The tentative profit of year N, the rate of profit on equity capital, rate of self investment, rate of debt payment.

...

- Total cost of raw materials in year N: Notes and the table counting cost of raw materials executed practically in year N-1 and till the end of March 31 year N, tentative cost of year N according to total length of line and types of wire lines, total capacity of transformer, quantity of cells of transformer according to levels of voltage and terrain conditions;

- Total salary cost in year N: notes and the counting table of salary cost;

- Total cost for overhaul in year N: notes and table counting cost for overhaul in year N as prescribed in Clause 4 Article 6 of the Circular 14/2010/TT-BCT;

- Total cost of outside services in year N: notes and the table of counting cost of outside service according to work items executed practically in year N-1 and till the end of March 31 year N, and tentative cost of year N;

- Total other cost in money in year N: notes and the counting table of other actual costs in money in year N-1, and till the end of March 31 year N and tentative cost of year N.

d) ^[22] Notes and calculation of difference between cost and revenues from power transmission in year N-1; report of increasing and decreasing difference of cost and revenues from power transmission;

dd) Notes and calculation of total allowed revenues from power transmission in year N.

3. Enclosed documents, including:

a) ^[23] List of investment projects which have been finished and put into operation till March 31 year N and anticipated to execute till the end of year N in conformity with the master plan on national electricity development and plan to expand power transmission net every year of National Power Transmission Corporation already approved;

...

c) ^[25] The summary table of changes on regular and official labor quantity in salary table of corporation and units in year N-1 and plan in year N;

d) ^[26] Summing up reserve materials existing and supplemented in year N-1 and plan in year N;

dd) List of works items made overhaul of fixed assets in year N-1 and anticipated in year N;

e) ^[27] Financial statements of year N-1: accounting balance sheet, statement of production and business result, statement of cash flows, notes to the financial statements;

g) Norms of cost elements used in dossier approved by competent authorities.

Article 18. Order of elaborating the power transmission price ^[28]

1. Before January 05 every year (year N), units liable to pay cost for power transmission shall send figures of total maximum capacity and electrical energy received practically at each point of transfer and receipt of year N-1 to National Power Transmission Corporation to serve as basis for calculation of the adjusting elements DC_N-1 of year N-1.

2. Before April 01 every year (year N), units liable to pay cost for power transmission shall make forecast of electrical energy of transfer and receipt and total maximum capacity at all points of transfer and receipt of year N and send to National Power Transmission Corporation. National Power Transmission Corporation shall sum up, calculate forecast of electrical energy of transfer and receipt and total maximum capacity of each unit liable to pay cost for power transmission, send the forecast result to Unit operating the national electricity system and electricity market for consulting.

In case where a unit liable to pay cost for power transmission fails to send forecast figures, National Power Transmission Corporation may use figures of year N-1 to do as figures for calculating the power transmission price in year N.

...

4. Before June 15 every year (year N), the National Power Transmission Corporation shall define the power transmission price applied from July 01 year N to June 30 of the following year () for each unit liable to pay cost of power transmission (based on revenue from power transmission in year N already approved and the adjusting elements of year N-1–, submit to the Vietnam Electricity Group for approval so as to submit to the Electricity Regulation Department for the approval. In case of an invalid dossier as prescribed in Clause 14 Article 1 of this Circular, National Power Transmission Corporation shall complete and supplement within five (05) days after receiving request of the Electricity Regulation Department.

Article 19. Dossier of submission for approving the power transmission price ^[29]

1. A report requesting for approval of power transmission price.

2. Notes and table calculating cost of power transmission of each unit liable to pay cost of power transmission, including:

a) Cost elements of power transmission according to capacity, electrical energy;

b) Total maximum capacity of transfer and receipt, total electrical energy of transfer and receipt anticipated of each unit liable to pay cost of power transmission at points of transfer and receipt in year N;

c) Total adjustments of cost of power transmission of units liable to pay cost of power transmission in year N-1 (the detailed counting table).

3. Enclosed documents, including:

a) Forecast of the received electrical energy and total maximum capacity in year N of each unit liable to pay cost for power transmission which is made by Unit operating the national electrical system and electricity market;

...

Article 20. Payment of power transmission cost

1. The power trading company shall pay cost of power transmission to the National Power Transmission Corporation. Units liable to pay cost of power transmission shall pay cost of power transmission to the power trading company.

2. Before tenth date of each month (month T), the National Power Transmission Corporation shall send dossier of paying cost of power transmission of previous month (month T-1) of each unit liable to pay cost of power transmission and total cost of power transmission in month T-1 of all units.

In case of detecting that dossier of payment has errors or is insufficient, within ten (10) days from the date of receiving dossier of payment, the power trading company must notify in writing the National power transmission corporation for amendments and supplementations.

3. Before the fifteen day every month (month T), the power trading company shall advance cost of power transmission in month T-1 to the National Power Transmission Corporation with amount equal to 50% of total cost of power transmission defined in payment dossier of month T-1.

4. Before twentieth date of each month (month T), the National Power Transmission Corporation shall send invoice of total cost of power transmission in month T-1 to the power trading company (enclosed with a complete payment dossier in case of having amendments, supplementations).

5. Before the fifth day of month T+1, the power trading company must pay the remaining cost of power transmission of month T-1 for the National Power Transmission Corporation according to the payment invoice.

In case where figures in invoice are different to figures as informed by the National power transmission corporation, the power trading company shall pay amounts according to invoice to the national power transmission corporation. Payment of difference shall be agreed by two parties in contract.

Chapter VI

...

Article 21. Organization of implementation

1. The Electricity Regulation Department shall guide, examine implementation of this Circular and solve relevant arising disputes. In case where the Prime Minister changes time of adjusting the annual power retail price, the Electricity Regulation Department shall inform relevant units about time of adjustment, landmarks of time to take figures and time of implementing steps of calculating power transmission prices.

2. The Vietnam Electricity Group shall direct National Power Transmission Corporation in elaborating total revenues and price of power transmission every year; approving steps of elaborating the annual power transmission prices as prescribed in this Circular, and direct the power trading company and National Power Transmission Corporation in signing contracts of power transmission services.

3. National Power Transmission Corporation shall:

a) Elaborating annual total revenues and power transmission prices to submit to the Vietnam Electricity Group for the approval so as to submit to the Electricity Regulation Department for the appraisal and approval;

b) Elaborating types of unit price, norm of cost and type of coefficient; sanctioning norm for incident of failing to ensure quality of power transmission service, make statistics of incidents of lines and transformers of power transmission for each voltage level of 110kV, 220kV, 500kV specified in this Circular and submit to the Vietnam electricity Group for the approval to submit to the Electricity Regulation Department for promulgation;

c) ^[30] Having settlement report, independent audit report before May 01 every year.

Article 22. Effect ^[31]

1. This Circular takes effect on June 01, 2010.

...

CERTIFICATION OF THE CONSOLIDATING DOCUMENTS

Hanoi, September 06, 2013

THE MINISTER

Vu Huy Hoang

^[1] Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission price have grounds for promulgation as follows:

"Pursuant to the Government’s Decree No. 189/2007/ND-CP dated December 27, 2007, defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade, the Government’s Decree No. 44/2011/ND-CP dated June 14, 2011, amending and supplementing Article 3 of the Government’s Decree No.189/2007/ND-CP dated December 27,2007,defining the functions, tasks, powers and organizational structure of the Ministry of Industry and Trade;

...

Pursuant to the Government’s Decree No. 105/2005/ND-CP dated August 17, 2005, detailing and guiding implementation of a number of Articles of Law on electricity;

The Minister of Industry and Trade amends and supplements a number of articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Ministry of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission price as follows:”

^[2] This Clause is annulled as prescribed at point a clause 1 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[3] This Clause is amended as prescribed at point b clause 1 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[4] This Clause is amended as prescribed at point b clause 1 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[5] This Clause is annulled as prescribed at point a clause 1 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[6] This Clause is amended as prescribed at point b clause 1 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[7] This Clause is amended as prescribed at clause 2 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[8] This Article is amended as prescribed at clause 3 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

...

^[10] This point is amended as prescribed at point a clause 5 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[11] This point is amended as prescribed at point b clause 5 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[12] This point is amended as prescribed at point c clause 5 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[13] This point is amended as prescribed at point d clause 5 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[14] This Clause is amended as prescribed at clause 6 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[15] This Clause is amended as prescribed at clause 6 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[16] This Article is amended as prescribed at clause 7 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[17] This Article is amended as prescribed at clause 8 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[18] This Article is amended as prescribed at clause 9 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

...

^[20] This point is amended as prescribed at clause 11 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[21] This point is amended as prescribed at clause 11 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[22] This point is amended as prescribed at clause 11 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[23] This point is amended as prescribed at clause 12 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[24] This point is amended as prescribed at clause 12 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[25] This point is amended as prescribed at clause 12 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[26] This point is amended as prescribed at clause 12 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[27] This point is amended as prescribed at clause 12 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[28] This Article is amended as prescribed at clause 13 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

...

^[30] This point is amended as prescribed at clause 15 Article 1 of the Circular No. 03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012.

^[31] Article 2 of the Circular No.03/2012/TT-BCT dated January 19, 2012, of the Minister of Industry and Trade, amending and supplementing a number of Articles of the Circular No. 14/2010/TT-BCT dated April 15, 2010, of the Minister of Industry and Trade providing method of elaboration, order of and procedures for formulation, promulgation and management of power transmission prices, taking effect on March 05, 2012, prescribing as follows:

“Article 2. Effect

1. This Circular takes effect on March 05, 2012, previous provisions promulgated by the Ministry of Industry and Trade, which are contrary to this Circular are hereby annulled.

2. The Director of Electricity Regulation Department, President and General Director of Vietnam Electricity Group, General Director of National Power Transmission Corporation, Direct of Regulation Center of national electrical system, Director of power trading company, general directors of power corporations, units liable to pay cost of power transmission and relevant organizations and individuals shall implement this Circular.”

;

Văn bản hợp nhất 01/VBHN-BCT năm 2013 hợp nhất Thông tư quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điện do Bộ Công thương ban hành

Số hiệu:	01/VBHN-BCT
Loại văn bản:	Văn bản hợp nhất
Nơi ban hành:	Bộ Công thương
Người ký:	Vũ Huy Hoàng
Ngày ban hành:	06/09/2013
Ngày hiệu lực:	Đã biết
Tình trạng:	Đã biết

Văn bản được hướng dẫn - [0]

Văn bản được hợp nhất - [2]

Văn bản bị sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản bị đính chính - [0]

Văn bản bị thay thế - [0]

Văn bản được dẫn chiếu - [0]

Văn bản được căn cứ - [2]

Văn bản liên quan ngôn ngữ - [1]

Văn bản đang xem

Văn bản liên quan cùng nội dung - [0]

Văn bản hướng dẫn - [0]

Văn bản hợp nhất - [0]

Văn bản sửa đổi bổ sung - [0]

Văn bản đính chính - [0]

Văn bản thay thế - [0]

- 14 +

Tải Văn bản tiếng Việt
Tải bản PDF
Tải Văn bản tiếng Anh
Tải Văn bản gốc

Chưa có Video

Hãy đăng nhập hoặc đăng ký Tài khoản để biết được tình trạng hiệu lực, tình trạng đã bị sửa đổi, bổ sung, thay thế, đính chính hay đã được hướng dẫn chưa của văn bản và thêm nhiều tiện ích khác