Dự thảo sửa đổi Thông tư 10/2025/TT-BCT về biểu giá chi phí tránh được cho điện tái tạo

THÔNG TƯ

Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 quy định phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện

Căn cứ Luật Điện lực số 61/2024/QH15;

Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 02 năm 2025 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

Theo đề nghị của Cục trưởng Cục Điện lực;

Bộ trưởng Bộ Công Thương ban hành Thông tư sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện.

Điều 1. Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 10/2025/TT-BCT ngày 01 tháng 02 năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định và nguyên tắc áp dụng biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện

1. Sửa đổi bổ sung khoản 7, khoản 8 và khoản 10 Điều 2 như sau:

“7. Mùa mưa:

a) Miền Bắc được tính từ ngày 01 tháng 7 đến hết ngày 31 tháng 10.

b) Miền Trung được tính từ ngày 15 tháng 8 đến hết ngày 15 tháng 12.

c) Miền Nam được tính từ ngày 01 tháng 8 đến hết ngày 01 tháng 12.

8. Mùa khô:

a) Miền Bắc được tính từ ngày 01 tháng 11 đến hết ngày 30 tháng 6 năm sau.

b) Miền Trung được tính từ ngày 16 tháng 12 đến hết ngày 14 tháng 8 năm sau.

c) Miền Nam được tính từ ngày 02 tháng 12 đến hết ngày 31 tháng 7 năm sau.

10. Nhà máy năng lượng tái tạo nhỏ là nhà máy điện năng lượng tái tạo có quy mô công suất được quy định tại các Quyết định do Bộ Công Thương ban hành ở mức hợp lý nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng tái tạo bảo đảm phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn.”

2. Sửa đổi bổ sung điểm b khoản 4 Điều 4 như sau:

“b) Nghiên cứu, đề xuất và trình Bộ trưởng Bộ Công Thương xem xét, quyết định biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho từng loại hình nhà máy điện năng lượng tái tạo nhỏ ở mức hợp lý nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng tái tạo, đồng thời đảm bảo biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn;”.

3. Bổ sung khoản 3a Điều 11 như sau:

“3a) Trường hợp đến hết ngày 31 tháng 12 năm N-1, các nhà máy thủy điện, tổ máy điện (đối với nhà máy thủy điện có nhiều tổ máy) đã ký hợp đồng mua bán điện theo biểu giá chi phí tránh được và vận hành thương mại lớn hơn hoặc bằng 15 năm thì áp dụng biểu giá chi phí tránh được năm N-1 đến hết thời hạn hợp đồng mua bán điện.”.

4. Sửa đổi tên “Cơ quan quản lý nhà nước về điện tại Bộ Công Thương” tại khoản 2, khoản 3, khoản 4, khoản 5 Điều 4; Điều 7; khoản 4 Điều 9; khoản 2 Điều 10 Thông tư này và Điều 1 Hợp đồng mua bán điện ban hành kèm theo Thông tư này thành “Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương”.

Điều 2. Điều khoản chuyển tiếp

1. Đối với các nhà máy thủy điện nhỏ, cụm thủy điện bậc thang có các nhà máy thủy điện trong cụm đã đưa vào vận hành, ký hợp đồng mua bán điện theo biểu giá chi phí tránh được được ban hành và áp dụng trước thời điểm sáp nhập hoặc điều chỉnh địa giới hành chính cấp tỉnh, tiếp tục áp dụng Biểu giá chi phí tránh được theo miền hoặc địa bàn hành chính đã được xác định trong hợp đồng mua bán điện trước thời điểm sáp nhập tỉnh. Việc sáp nhập tỉnh hoặc điều chỉnh địa giới hành chính không làm thay đổi việc áp dụng biểu giá chi phí tránh được hiện hành.

2. Trường hợp có quy định mới về công suất của nhà máy thủy điện nhỏ do Bộ Công Thương ban hành có sự thay đổi so với Quyết định số 2394/QĐ-BCN ngày 01 tháng 9 năm 2006 của Bộ Công nghiệp dẫn đến nhà máy không thuộc phạm vi và đối tượng áp dụng của Thông tư này; Nhà máy thủy điện nhỏ đã được quy định tại Quyết định số 2394/QĐ-BCN khi thuộc danh mục quy hoạch phát triển điện lực quốc gia hoặc danh mục trong phương án cấp điện của quy hoạch tỉnh được cấp có thẩm quyền phê duyệt và đưa vào vận hành thương mại muộn nhất sau 5 năm kể từ ngày quy định mới về công suất của nhà máy thủy điện nhỏ do Bộ Công Thương ban hành có hiệu lực có quyền lựa chọn thực hiện Hợp đồng mua bán điện theo Biểu giá chi phí tránh được quy định tại Thông tư này hoặc tham gia thị trường điện theo các quy định có liên quan. Khi lựa chọn tham gia thị trường điện, bên bán điện không được lựa chọn lại việc áp dụng biểu giá chi phí tránh được.

Điều 3. Điều khoản thi hành

1. Ban hành kèm theo Thông tư này Phụ lục thay thế cho Phụ lục II được ban hành kèm theo Thông tư số 10/2025/TT-BCT quy định phương pháp tính toán Biểu giá chi phí tránh được.

2. Thông tư này có hiệu lực từ ngày       tháng       năm 2026.

3. Trong quá trình thực hiện nếu có phát sinh vướng mắc, tổ chức, cá nhân có trách nhiệm phản ánh về Bộ Công Thương để xem xét sửa đổi, bổ sung cho phù hợp./.

Phụ lục II

PHƯƠNG PHÁP TÍNH TOÁN BIỂU GIÁ CHI PHÍ TRÁNH ĐƯỢC

(Ban hành kèm theo Thông tư số        /2025/TT-BCT

ngày       tháng       năm 2025 của Bộ trưởng Bộ Công Thương)

1. Chi phí điện năng tránh được

a) Chi phí nhiên liệu trung bình tháng (đồng/kWh) của từng nhà máy nhiệt điện đã có hợp đồng mua bán điện trong hệ thống cho năm lấy số liệu tính toán biểu giá, trừ các nhà máy nhiệt điện: có nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu; bao tiêu vật lý về sản lượng điện huy động; sử dụng khí thiên nhiên trong nước được huy động tối đa theo khả năng cấp khí và các ràng buộc về nhiên liệu; cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn; bán điện dư; cung cấp dịch vụ phụ trợ; nhà máy điện BOT. Tổng chi phí nhiên liệu chính (bao gồm chi phí vận chuyển) và sản lượng điện năng tương ứng với phần nhiên liệu chính trong tháng của các nhà máy nhiệt điện được cung cấp theo hồ sơ thanh toán tiền điện hàng tháng cho năm lấy số liệu;

b) Với mỗi giờ/chu kỳ giao dịch của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, xếp hạng theo thứ tự giảm dần của chi phí biến đổi của các nhà máy nhiệt điện quy định tại Điểm a Khoản này. Chi phí biến đổi được xác định dựa trên chi phí nhiên liệu trung bình tháng của các nhà máy nhiệt điện;

c) Tổng công suất phát lớn nhất của hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán ký hiệu là (P);

          d) Công suất tham chiếu P* được tính bằng F_a x P, với F_a là hệ số điều chỉnh phần năng lượng biên của biểu đồ phụ tải, do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được chọn trong khoảng (0; F_N].

- F_N: Tỷ lệ giữa sản lượng điện của các nhà máy nhiệt điện (theo danh sách các nhà máy đưa vào tính toán biểu giá tại Điểm a Khoản này) và tổng sản lượng điện của toàn hệ thống trong năm lấy số liệu tính toán biểu giá.

đ) Với mỗi giờ/chu kỳ giao dịch của năm lấy số liệu tính toán biểu giá, giá điện năng c_Mj được tính toán căn cứ vào chi phí của các nhà máy có chi phí nhiên liệu trung bình tháng và được tính theo công suất tham chiếu P* (đã loại trừ các nhà máy tại điểm a khoản này).

Ví dụ, nếu P*=1000MW, và nếu trong một số giờ/chu kỳ giao dịch j nhà máy có giá thành cao nhất được huy động 600MW với chi phí biến đổi là c₁, và nhà máy có giá thành cao thứ hai được huy động 500MW với chi phí biến đổi là c₂, chi phí (tránh được) biên trung bình cho giờ/chu kỳ giao dịch đó, với công suất tham chiếu P*, c_Mj được tính theo công thức:

e) Giá biến đổi theo nhiên liệu chính được điều chỉnh theo tốc độ tăng tương ứng của chi phí nhiên liệu chính trong năm tính toán. Tốc độ tăng giá nhiên liệu chính hàng năm được xác định theo thứ tự ưu tiên sau:

- Theo các hợp đồng cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện trong hệ thống;

- Theo giá thị trường, với nguồn tham khảo rõ ràng và đáng tin cậy (như nguồn do Ngân hàng thế giới công bố), được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương cho phép áp dụng; các nhà máy điện có giá nhiên liệu phụ thuộc giá nhiên liệu thế giới, tốc độ tăng giá nhiên liệu chính dùng để tính toán giá biến đổi theo nhiên liệu chính của năm tính toán sẽ chịu mức trần bằng 110%;

- Do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện đề xuất và được Cục Điện lực thuộc Bộ Công Thương cho phép áp dụng.

g) Với mỗi khoảng thời gian tương ứng với sáu thành phần thời gian phân biệt theo mùa và theo thời gian sử dụng điện trong ngày của biểu giá, giá trung bình hàng năm được tính là trung bình của c_Mj trong mỗi khoảng thời gian đó.

1. Chi phí điện năng tránh được dùng để ban hành Biểu giá chi phí tránh được năm N tính bằng k*c_Mj với k là hệ số điều chỉnh chi phí điện năng tránh được do Bộ Công Thương quyết định để nhằm khuyến khích sản xuất điện từ năng lượng tái tạo nhỏ, đồng thời phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn và được chọn trong khoảng [0,5 đến 1,0].
2. Giá điện năng dư được tính bằng 50% mức giá trong các giờ thấp điểm vào mùa mưa.

2. Tổn thất truyền tải tránh được

Cách tính tổn thất truyền tải tránh được như sau:

1. Với mỗi giờ trong năm, điều kiện vận hành hệ thống được xác định trên cơ sở luồng công suất của đường dây 500kV đi qua ranh giới phân biệt phụ tải giữa 3 miền (Bắc-Trung và Trung-Nam).
2. Do trên đường dây 500kV luôn có một luồng công suất truyền tải nào đó, “cân bằng” không có nghĩa là bằng 0 mà bằng một luồng công suất (bất kể theo hướng nào) trên một giá trị ngưỡng. Ngưỡng này được quy định tùy thuộc vào điều kiện về điều chỉnh điện áp và ổn định hệ thống điện. Khi luồng công suất trên đường dây 500kV truyền tải qua ranh giới phân biệt phụ tải miền nhỏ hơn ngưỡng này thì được xem là cân bằng. Giá trị ngưỡng cân bằng do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện xác định.
3. Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Bắc, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Bắc nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.
4. Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Trung, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Trung nhận điện từ miền Nam qua đường dây 500kV.
5. Đối với nhà máy đủ điều kiện kết nối với lưới điện miền Nam, nhà máy điện được thưởng thanh toán tổn thất truyền tải khi miền Nam nhận điện từ miền Trung qua đường dây 500kV.

đ) Nhà máy bị phạt thanh toán tổn thất truyền tải trong các trường hợp còn lại.  Với mỗi giờ trong năm, giá tổn thất truyền tải tránh được T được tính như sau:

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Bắc:

                           T_B = C_M  (1 + λ_B)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Trung:

                           T_T = C_M  (1 + λ_T)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trường hợp nhà máy điện nối lưới ở miền Nam:

                            T_N  = C_M (1 + λ_N)(1 ± λ₅₀₀) - C_M

Trong đó:

g) Dấu trong biểu thức 1 ± λ₅₀₀: Nếu dương là “thưởng”, âm là “phạt”.

1. Các giá trị T được tính trung bình cho tất cả các giờ liên quan trong biểu giá.

3. Giá công suất tránh được của biểu giá

Giá công suất tránh được xác định bằng giá công suất của nhà máy nhiệt điện được thay thế bởi nguồn điện năng lượng tái tạo nhỏ và được tính toán trên cơ sở lựa chọn: (i) nhà máy nhiệt điện được thay thế căn cứ nhà máy nhiệt điện than, khí dùng để tính toán khung giá phát điện đã được Bộ Công Thương ban hành gần nhất tại thời điểm xây dựng biểu giá chi phí tránh được. Các thông số tính toán chi phí công suất tránh được theo số liệu dùng để tính toán khung giá phát điện nhà máy nhiệt điện than, khí đã được Bộ Công Thương ban hành; (ii) nhà máy nhiệt điện tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT) công suất 720 MW (theo quy định hiện hành tại Thông tư số 10/2025/TT-BCT). Các thông số tính toán chi phí công suất tránh được như sau:

- Chi phí đầu tư năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 15.880.852,61 đồng/kW (tương đương 600 USD/kW, theo tỷ giá bình quân ngày của đồng Việt Nam so với đồng đô la Mỹ do Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam công bố từ ngày 01 tháng 7 năm 2017 đến ngày 30 tháng 6 năm 2018 là 22.779,70 đồng/USD);

- Chi phí đầu tư năm tính toán của tổ máy CCGT được điều chỉnh theo biến động tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán;

- Đời sống kinh tế của nhà máy CCGT được lấy theo quy định về phương pháp xác định giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành;

- Hệ số chiết khấu i (%) áp dụng chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền danh định trước thuế (WACC) được xác định theo công thức i = D x rd + E x re (nhưng không vượt quá 10%/năm), trong đó:

+ D, E lần lượt là tỷ lệ vốn vay và tỷ lệ vốn góp chủ sở hữu trong tổng mức đầu tư được quy định tương ứng là 70:30;

+ r_d là lãi suất vốn vay (%) được tính bằng lãi suất bình quân gia quyền các nguồn vốn vay nội tệ và ngoại tệ theo công thức r_d = D_F x r_d,F + D_D x r_d,D với D_F, D_D lần lượt là tỷ lệ vốn vay ngoại tệ và tỷ lệ vốn vay nội tệ trong tổng vốn vay được quy định tương ứng là 80:20; r_d,F là lãi suất vốn vay ngoại tệ được xác định bằng lãi suất bình quân SOFR (Secured Overnight Financing Rate) kỳ hạn bình quân 180 ngày (180 Days – Average) của 36 tháng liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất của năm trước liền kề năm xây dựng biểu giá được công bố bởi Fed (Website: www.newyorkfed.org) cộng với tỷ lệ bình quân năm các khoản phí thu xếp khoản vay của ngân hàng là 3% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm); r_d,D là lãi suất vốn vay nội tệ được xác định bằng trung bình của lãi suất tiền gửi bằng đồng Việt Nam kỳ hạn 12 tháng trả sau dành cho khách hàng cá nhân của ngày đầu tiên của 60 tháng trước liền kề tính từ thời điểm tháng 3, tháng 6, tháng 9 hoặc tháng 12 gần nhất năm trước liền kề của năm xây dựng biểu giá của bốn ngân hàng thương mại (Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam - Vietcombank, Ngân hàng thương mại cổ phần Công thương Việt Nam - Vietinbank, Ngân hàng thương mại cổ phần Đầu tư và Phát triển Việt Nam - BIDV, Ngân hàng Nông nghiệp và Phát triển nông thôn Việt Nam - Agribank hoặc đơn vị kế thừa hợp pháp của các ngân hàng này) cộng với tỷ lệ bình quân năm dịch vụ phí của các ngân hàng là 3,5% hoặc do Bộ Công Thương đề xuất để đảm bảo Biểu giá chi phí tránh được phù hợp với điều kiện kinh tế - xã hội của đất nước trong từng giai đoạn (%/năm);

+ r_e là tỷ suất lợi nhuận trước thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu (%) được xác định theo công thức r_e = r_e,pt/(1-t) với r_e,pt là tỷ suất lợi nhuận sau thuế trên phần vốn góp chủ sở hữu là 12%; t là thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp bình quân trong đời sống kinh tế của nhà máy nhiệt điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW (%);

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm cơ sở 2019 của tổ máy CCGT là 678.284,63 đồng/kW/năm;

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm tính toán được trượt giá theo Chỉ số giá tiêu dùng (CPI) của năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá do cơ quan thống kê trung ương công bố nhưng không vượt quá 2,5%/năm;

- Chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định năm xây dựng biểu giá lấy theo số liệu năm liền kề trước năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW (không bao gồm thuế tài nguyên nước, tiền dịch vụ môi trường rừng, tiền cấp quyền khai thác tài nguyên nước, thuế giá trị gia tăng và các khoản tiền, thuế, phí khác nếu có theo quy định của cơ quan nhà nước có thẩm quyền);

- Tổn thất trạm biến áp lấy theo số liệu năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW;

- Suất sự cố lấy theo số liệu năm gần nhất năm xây dựng biểu giá của nhà máy điện CCGT đã vận hành và có công suất gần nhất so với công suất 720 MW;

- Tỷ giá đô la Mỹ năm lấy số liệu tính toán biểu giá được tính bình quân theo ngày và theo tỷ giá đô la Mỹ bán ra giờ đóng cửa của Hội sở chính - Ngân hàng thương mại cổ phần Ngoại thương Việt Nam.

Các bước tính toán chi phí công suất tránh được cho năm áp dụng như bảng sau.

     AGC* = AGC (1+λ₂₂₀) (1-λ₅₀₀)

Trong đó:

Giá công suất phát điện tránh được (đồng/kWh) xác định theo công thức:

Chi phí công suất phát điện tránh được [đồng/kWh] = AGC*/h_d.