시행규칙 제 07/2024/TT-BCT은 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 판매 계약에 관한 사항을 규정함.

시행규칙

전기 생산 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약에 관한 규정을 정함

 

2004년 12월 3일 법률 제2004호 전력법 및 2012년 11월 20일 법률 제2012호 전력법 일부 개정 법률에 의거

Căn cứ Nghị định số 96/2022/NĐ-CP ngày 29 tháng 11 năm 2022 của Chính phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công Thương;

2013년 10월 21일 정부가 제정한 제2013-137호 명령 「전력법 및 전력법 일부 개정 법률 시행에 관한 세부 규정」에 근거함

전력조절국장의 건의에 따라

산업통상자원부 장관은 전기 생산 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약에 관한 시행규칙을 발령한다.

 

장 1

총칙

조 1. 적용 범위와 적용 대상

1. 이 시행규칙은 전기 생산 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 모델에 대한 내용을 정함으로써 전기 발전소의 여러 유형에 적용된다.

a) 에너지 재생 소형 발전소로부터 전력을 구입하거나 판매하는 단체 또는 개인

가) 베트남 사회주의 공화국 영토 내에서 운영되며 국가 전력망과 연결된 전기 발전소

b) 기타 관련 조직 및 개인.

3. 본 시행규칙에서 정한 전기 생산 가격 결정 방법에 대한 내용은 다음 대상에게는 적용되지 않는다: 전략적 다목적 수력발전소, 피로비용 방지 요금표를 적용하는 소수력발전소, 건설-운영-이전(BOT) 방식으로 투자된 독립 전기 발전소, 보조 서비스를 제공하는 전기 발전소 및 발전기, 그리고 전력 구매 가격 메커니즘을 적용하는 전기 발전소(관련 권한 기관의 문서에 명시된 경우).

4. 본 시행규칙에서 정한 전력 구매 계약 모델에 대한 내용은 다음 대상에게는 적용되지 않는다: 전략적 다목적 수력발전소, 피로비용 방지 요금표를 적용하는 소수력발전소, BOT 방식으로 투자된 독립 전기 발전소, 보조 서비스를 제공하는 전기 발전소 및 발전기, 그리고 전력 구매 가격 메커니즘을 적용하는 전기 발전소(관련 권한 기관의 문서에 명시된 경우).

본 시행규칙에서 정한 전력 구매 계약 모델에 대한 내용은 태양광 발전소 및 풍력 발전소에는 적용되지 않으나, 경쟁 전력 시장에 참여하는 경우에는 예외로 한다.

5. 정부, 총리 또는 산업통상자원부가 전력 구매 가격 메커니즘을 정하지 않은 전기 발전소는 본 시행규칙 제9조에 따라 적용된다.

조 2. 용어 해석

본 통지에서 다음 용어들은 다음과 같이 해석된다:

1. 판매자 발전소를 소유한 발전 단체를 말한다.
2. 구매자 베트남 전력공사(또는 분할, 위임된 단위), 북부 전력공사, 중부 전력공사, 남부 전력공사, 하노이시 전력공사, 호치민시 전력공사, 대규모 전력 사용자, 전력 시장 규정에 따른 전력 구매 단위를 말한다.
3. 투자자 발전소 프로젝트 투자 및 건설, 전력망 연결을 위한 송전선 및 변전소 건설을 직접 관리하고 자금을 사용하여 수행하는 조직 또는 개인을 말한다.
4. 비용 비용 연결 발전소 분배소부터 연결점까지 송전선 및 변전소 건설 비용과 공동 송전선 비용 분담(있을 경우)을 포함한다.
5. 특수 연결 비용 정부 기관에 의해 투자 건설을 지시받아 발전소 분배소 또는 여러 발전소로부터 특정 발전소의 전력량을 연결점까지 운송하기 위해 투자자가 수행하는 비용(분담될 수도 있음)을 말한다.
6. 연결점 투자자와 전력망 관리 단체 사이의 연결 협정에 명시된 점으로 법규에 따라 정해진다.
7. 전력 교역량 판매자가 구매자에게 전력을 공급하여 전력 매매 거래를 위한 모든 전력량을 말한다.
8. 발전 단체 베트남 법률에 따라 발전소 하나 이상을 소유한 조직 또는 개인을 말한다.
9. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전력 시스템 운영국 또는 발전 시장 수준에 따라 다른 이름으로 불릴 수 있다.
10. 천연가스 액화(LNG) 저장, 재생 및 분배 계약 발전 단체 또는 연료 사업자와 LNG 저장소 투자 및 관리 단체 간에 체결되는 LNG 저장, 재생 및 분배, 발전소 연료 공급에 관한 계약으로, 현재 규정에 따라 경쟁력 있고 투명하게 체결된다.
11. 전력 구매 계약(PPA) 각각의 발전소에 대한 전력 매매 거래를 위한 계약을 말한다.
12. 가스 구매 계약(GSPA) 국내에서 생산된 천연가스를 발전소 연료로 사용하는 전기 발전소에 공급하기 위해 가스 판매자와 가스 채굴 주체 사이에 체결되는 계약을 말한다.
13. 연료 구매 계약 발전 단체와 연료 사업자 간에 전기 발전소에 연료를 공급하기 위해 체결되는 계약으로, 현재 규정에 따라 합법적인 연료 원천, 경쟁력 있고 투명하게 체결된다.
14. 연료 운송 계약 발전 단체 또는 연료 사업자와 연료 운송 사업자 간에 전기 발전소에 연료를 운송하기 위해 체결되는 계약으로, 현재 규정에 따라 경쟁력 있고 투명하게 체결된다.
15. 기준 연도 투자 총액 또는 투자 총액 조정액을 사용하여 승인된 전력 생산 가격을 계산하기 위한 연도를 말한다.
16. 신규 발전소 처음으로 전력 구매 계약을 체결하지 않은 발전소를 말한다.
17. 열 효율 전력 1kWh를 생산하기 위해 소모되는 열량(_BTU/kWh 또는 kJ/kWh 또는 kCal/kWh_).
18.  투자 총액 현행 법률 규정에 따라 설계 기초 및 투자 건설 연구 타당성 보고서의 다른 내용과 일치하도록 프로젝트의 전체 건설 비용을 결정한 것을 의미합니다.
19. 조정된 투자 총액 건설 관련 법률에서 정한 바에 따라 전력 생산 가격 협상 시점에서 유효한 조정된 투자 총액을 말한다.
20. 최종 투자 비용 프로젝트를 운영하기 위해 투자 과정에서 발생한 모든 합법적인 비용을 말한다. 합법적인 비용은 승인된 프로젝트, 설계, 예산, 건설 계약(법률에 따라 체결된 것) 및 조정된 부분을 포함하며, 해당 권한에 따라 승인된 것을 의미한다. 최종 투자 비용은 법률에서 정한 바에 따라 승인된 투자 총액(또는 조정된 투자 총액)의 한도 내에 있어야 한다.

 

 

 

 

장 II

신규 발전소를 위한

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

신규 발전소를 위한

전력 생산 가격 결정 방법

조 3. 발전가격 결정 원칙

1. 발전소의 발전가격은 다음 사항을 기초로 설정된다.

가) 투자자가 프로젝트의 전체 경제 생애 주기 동안 합리적이고 적법한 비용;

나) 재무 내부 수익률(IRR)이 12%를 초과하지 않음.

2. 발전소의 발전가격은 다음 요소를 포함한다.
   1. 전력 구매 계약 가격: 판매자와 구매자가 협의하고 이 통지 제4조에서 정한 방법에 따라 설정됨;
   2. 특수 연결 가격(있을 경우): 판매자와 구매자가 협의하고 이 통지 제8조에서 정한 방법에 따라 결정됨.
3. 발전가격에는 부가가치세, 수자원세, 수자원 개발권 사용료, 삼림 환경 서비스 비용, 고형 폐기물 및 공업 폐수 처리 비용(화력 발전소에 적용), 관할 국가 기관이 규정한 세금, 비용, 기타 수입금 등이 포함되지 않음(발전가격 계획에 이미 포함된 세금, 비용을 제외함).
4. 기준 연도 전력 구매 계약 가격은 기준 발전가격 프레임워크와 비교된다.

가) 기준 발전가격 프레임워크를 초과하지 않는 기준 연도 전력 구매 계약 가격: 산업통상자원부 장관이 발표한 발전소 기준 발전가격 프레임워크 내에서, 발전소의 전력 구매 계약 가격은 해당 프레임워크의 비용 구성 요소와 일치하는 비용 구성 요소를 기반으로 계산됨;

나) 발전소의 기준 연도에 대한 발전가격 프레임워크가 없는 경우, 발전소의 전력 구매 계약 가격은 가장 최근 연도의 해당 유형 발전소의 발전가격 프레임워크와 일치하는 비용 구성 요소를 기반으로 계산됨.

조 4. 기준 연도 전력 구매 계약 가격 결정 방법

기준 연도 전력 구매 계약 가격 P_공화국 ACTbq,j: 북부, 중부, 남부 지역의 연간 평균 피크 피난비용(원/千瓦时)은 전력 규제청이 매년 발표하는 피크 피난비용 표에 따르며, 통상 2014년 10월 9일 공업부령 제32/2014/TT-BCT에 따른 피크 피난비용 표 작성 및 적용 절차와 수력 발전소 모델 구매 판매 전력 계약 발행 규정 또는 그 대체 규정에 따른다;

P_공화국 Tmax: 최대 용량 운전 시간 (시간);^CD + P^BD

 

1. P^CD (원/kWh)는 기준 연도 고정 가격으로, 다음 공식에 따라 결정된다.

P^CD = FC + FOMC_b

여기서:

2. P^BD (원/kWh)는 기준 연도 변동 가격이다.

가) 화력 발전소의 경우, P^BD 는 다음 공식에 따라 결정된다.

P^BD = + + +

여기서:

나) 수력 발전소, 태양광 발전소, 풍력 발전소의 경우, P^BD 는 0 (없음)이다.

3. 발전소의 시험, 시운전, 인수 검사 비용: 상업 운영 시작 전 발생한 시험, 시운전, 인수 검사 비용은 판매자와 구매자가 협의하여 프로젝트 승인 투자 규모에 중복 계산되지 않도록 한다.

조 5. 발전소 고정비 평균 가격 산정 방법

1. 발전소 고정비 평균 가격(FC)은 부록 II에 따라 이 시행규칙과 함께 공고된 표준 양식 1 및 표준 양식 2를 기반으로 하는 프로젝트 재무 분석을 통해 결정된다. 발전소 고정비 평균 가격(FC) 산정을 위한 입력 파라미터는 본 조 제2항에 따른 규정에 따라 결정된다.
2. 주요 입력 파라미터는 발전소 고정비 평균 가격(FC) 산정을 위해 사용된다:

a) 투자 비용: 투자 비용은 발전 가격 협상 시점에서 효력이 있는 총 투자 규모 또는 조정된 총 투자 규모, 최종 투자 비용을 기반으로 결정되며, 발전소 연결 지점까지의 발전소 사업자의 책임 범위 내 모든 비용을 포함한다. 이는 발전소, 발전소를 위한 인프라 및 선박 시설, LNG 수입 항만(가스화물 연료를 사용하는 발전소의 경우), 기타 관련 비용 및 프로젝트에 할당된 비용(있을 경우)을 포함한다.

단, 특수 연결 비용 항목은 특수 가격 산정을 위해 조 8에 따른 이 시행규칙의 규정에 따라 처리된다.

b) 경제 수명: 부록 I에 따라 이 시행규칙과 함께 공고된 규정에 따르되, 정부 기관의 승인 문서가 다른 경제 수명을 규정한 경우에는 해당 문서에 따라 적용된다(년).

c) 발전량: 발전량은 발전소 출력 단말에서 협상 시점에 효력이 있는 기초 설계에 따른 전력 생산량(kWh)으로 계산된다._A):

발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다._A 특히 열발전소의 경우 다음 공식을 사용하여 계산된다:

 

여기서:

발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다._{(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A}발전소의 자체 사용 전력 비율 및 증압 변환기 손실, 국가 전력망과의 연결 지점까지의 손실 비율은 판매자와 구매자가 기초 설계 승인 또는 협상 시점에 제조업체로부터 제공된 기술 자료를 참조하여 합의하며, 기초 설계 승인 값 이상을 초과하지 않아야 하며, 정부 기관의 승인 문서가 있을 경우 이를 따르거나 해당 문서에 따라 적용된다(%)._t : 전체 경제 수명 동안 평균 용량 감소율은 제작업체의 기술 자료를 기반으로 결정되며, 유사한 기술 및 용량을 가진 다른 발전소의 평균 데이터를 사용할 수 있다 (%)._max

cs_max가 명시되지 않은 발전소의 경우, 이러한 파라미터는 판매자와 구매자가 합의한다._{위 공식을 통해 A} 를 결정할 수 없는 경우, 판매자와 구매자는 협상 시점에 효력을 가진 기초 설계 또는 전기 설계를 기반으로 전송 지점으로 환산하여 결정한다. 기초 설계 또는 전기 설계 승인이 없을 경우 정부 기관의 승인 문서를 참조하여 결정한다. 정부 기관의 승인 문서도 없을 경우, A

는 판매자와 구매자가 합의한다._A d) 주요 고정 자산 그룹별 감가상각 기간(년): 각 주요 고정 자산 그룹의 감가상각 기간은 재무부가 정한 감가상각 기간 프레임워크 또는 정부 기관의 승인 문서에 따라 다른 감가상각 기간을 적용할 수 있는 경우 해당 문서를 기반으로 결정된다._A đ) 자기자본 비율, 차입금 비율 및 투자 자금 분기: 투자 프로젝트 승인 결정 및 협상 시점의 실제 자금 조달 상황을 기반으로 정부 기관의 규정에 따라 결정된다. 자기자본 비율은 최소 15%의 투자 총 규모를 요구한다.

e) 차입금 이자율 및 운영 기간 중 차입금 상환 기간: 차입 계약, 투자자가 금융기관 및 은행과 체결한 문서 및 자료를 근거로 한다.

차입 계약 또는 투자자가 금융기관과 체결한 법적 효력을 갖는 문서에 명시된 총 차입금이 계산된 전기 가격 방안에서 명시된 차입금보다 적은 경우, 운영 기간 중 부족한 차입금은 판매자와 구매자가 다음과 같은 원칙을 참조하여 합의한다: 최소 10년의 차입금 상환 기간 및 차입금 이자율 규정은 다음과 같다:

- 외화 차입금 이자율은 협상 년도의 가장 가까운 3월, 6월, 9월 또는 12월부터 36개월 동안 발표된 평균 SOFR(보장된 당일 금융 거래 금리) 180일 평균 이자율(Fed 웹사이트: www.newyorkfed.org)에 은행의 차입 배치 비용 평균 연 3%를 더한 것으로 결정된다;

- 내화 차입금 이자율은 협상 년도의 가장 가까운 3월, 6월, 9월 또는 12월부터 60개월 동안 발표된 4개 상업 은행(Vietnam Joint Stock Commercial Bank for Foreign Trade, Vietnam Joint Stock Commercial Bank for Industry and Trade, Vietnam Joint Stock Commercial Bank for Investment and Development, Agricultural Bank of Vietnam 또는 이들 은행의 합법적인 계승자)의 개인 고객을 위한 12개월 만기 후 지급 예금 이자율의 평균에 은행의 서비스 비용 평균 연 3%를 더한 것으로 결정된다.

g) 기업 소득세율 및 기타 세금 및 비용: 관련 법률 규정에 따라 결정된다.

- 내국화폐 차입 이자율은 년도 협상일로부터 가장 가까운 3월, 6월, 9월 또는 12월 중 하나의 날짜로부터 직전 60개월의 첫날에 대한 개인 고객을 위한 12개월 만기 후 지급 예금 이자율의 평균으로, 베트남 외환상업은행 주식회사, 베트남 상공은행 주식회사, 베트남 투자개발은행 주식회사, 베트남 농업발전은행 주식회사 또는 해당 은행의 합법적 계승자들 사이에서 이루어진다. 그리고 이는 은행들의 연평균 서비스 수수료 비율인 3%/년을 더한 값이다.

g) 기업소득세율 및 기타 세금, 비용: 관련 법률 규정에 따라 결정한다.

조 6. 발전소 운전 및 유지보수 비용 산정 방법

발전소 운전 및 유지보수 비용 기준년도 FOMC_b (원/㎾h)는 다음 공식에 따라 산정됩니다:

                                       FOMC_b = +

여기서:

1. 기준년도 대수복구비와 기타비용에 따른 발전소 운전 및 유지보수 비용(원/㎾h)은 다음 공식에 따라 산정됩니다:

                     (원/㎾h)

여기서:

:              대수복구비와 기타비용의 총 비용을 산정하는 방법을 적용합니다 TC_scl 기준년도에 다음 공식에 따라 산정됩니다:

TC_scl =VĐT_XD+TB  k_scl + C_cdk

          여기서:

       (원/㎾h)

기준년도 인건비 총액은 임금, 사회보장보험료, 의료보험료, 실업보험료, 노동조합 경비 및 각종 보수를 포함합니다(원);

여기서:

TC_nc =VĐT_{XD판매자와 구매자의 전력거래 지점에서의 다년 평균 발전량(kWh)은 본 통지 제5조 제2항 단서 c의 규정에 따라 산정됩니다.}  k_nc

여기서:

조 7. 발전용 열电厂变动价格的确定方法

발전용 열电厂在基准年的变动价格（원/kWh）按照以下公式确定：^BD  (VND/kWh) 다음 공식에 따라 결정된다:

P^BD = + + +

여기서:

1. 根据主要燃料成本变动调整的发电厂价格变动成分，按照以下公式确定：

    (VND/kWh)

여기서:

2. 根据辅助燃料成本变动调整的发电厂价格变动成分，按照以下公式确定：

  (VND/kWh)

여기서:

3. 根据其他变动因素调整的发电厂价格变动成分，按照以下公式确定：

          (VND/kWh)

여기서:

4. 基准年发电用主要燃料运输费用，按照以下公式确定：

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                    &

여기서:

对于燃料采购合同，如果燃料价格已包含运输费用、收集、运输、分配、储存、再气化费用，则相应的燃料运输费用为零（无）。

조 8. 특수 연결 가격 결정 방법

1. 특수 연결 가격( )은 특수 연결 비용을 회수하기 위해 발전소 투자자가 투자 건설하거나 분담하고 구매자와 합의한 자금 투자, 대출 이자율, 운영 기간 동안의 대출 계약 이자율, 관리 비용, 운전 비용, 유지 보수 비용 및 판매자와 구매자가 합의한 다른 요인을 기반으로 결정되며, 이는 법령에 따라 발전소 투자자가 건설, 관리, 운전, 유지 보수 비용을 회수할 수 있도록 한다. 이 특수 연결 가격을 결정하는 단위는 원/kWh 또는 원/kW 또는 원/월이다.

2. 특수 연결 비용이 정산된 후, 판매자와 구매자는 제1항에서 규정된 방법에 따라 특수 연결 가격을 재계산한다.

3. 특수 연결 비용은 합리적이고 적법하며, 베트남 전력그룹의 평균 소매 전기 가격 계산 방식에 포함된다.

조 9. 정부, 총리 또는 산업통상자원부가 가격 구매 기제를 설정하지 않은 발전소에 대한 발전 가격 및 구매 계약 방법

이 통지에서 발전 가격 결정 원칙을 근거로, 구매자와 판매자는 발전소의 실정에 맞는 발전 가격 및 구매 계약을 작성하고 산업통상자원부에 보고하여 검토 및 결정을 받는다.

조 10. 임시 가격

협상 과정에서 발전 가격에 대해 합의가 이루어지지 않은 경우, 판매자와 구매자는 임시 가격을 합의하고 이를 산업통상자원부에 보고하여 결정받아 발전 가격이 최종적으로 합의될 때까지 적용한다.

조 11. 베트남 전력그룹과 구매 계약을 체결했으나 아직 발전 가격이 정해지지 않은 태양광 발전소 및 풍력 발전소에 대한 발전 가격 결정 방법

2021년 1월 1일 이전에 베트남 전력그룹과 구매 계약을 체결한 태양광 발전소와 2021년 11월 1일 이전에 베트남 전력그룹과 구매 계약을 체결한 풍력 발전소 중 정부 총리가 2020년 4월 6일에 발표한 "베트남 태양광 발전 장려 기제에 관한 결정" 제5조 제1항 및 제3항, 그리고 2018년 9월 10일에 발표한 "베트남 풍력 발전 장려 기제에 관한 결정" 제1조 제7항에 따른 전기 구매 가격 적용 조건을 충족하지 못한 발전소들에 대해서는 다음과 같이 처리한다.

1. 구매자와 판매자는 이 통지에서 발전 가격 결정 원칙을 근거로 발전소의 발전 가격 계획을 작성한다.

a) 발전 가격 협상 기준 연도는 발전소의 상업 운전 연도이다.

b) 발전 가격이 아직 결정되지 않은 부분에 대해서는 전체 발전소의 입력 파라미터를 기반으로 발전 가격을 결정한다.

2. 연간 평균 전력 교환량은 다음과 같이 결정된다.

a) 국가 당국의 심사에 의해 승인된 기본 설계(또는 기본 설계를 기반으로 결정할 수 없는 경우에는 기술 설계)를 기반으로 한다.

b) 제a항에서 규정한 방법으로 결정할 수 없는 경우, 판매자와 구매자는 기본 설계 또는 기술 설계 문서에 기재된 기술 파라미터를 기반으로 합의한다. 기본 설계를 기반으로 연간 전력 교환량을 결정하면 기본 설계에 따른 총 투자 비용을 사용하고, 기술 설계를 기반으로 연간 전력 교환량을 결정하면 해당 기술 설계에 따른 총 투자 비용을 사용한다.

3. 발전소 FOMC 연간 운영 및 유지 보수 비용_b 는 다음과 같이 결정된다.

(원/kWh)

여기서:

: 총 운영 및 유지 보수 비용은 다음 공식을 사용하여 결정된다: TC = VĐT  k

여기서:

4. 발전 가격 계산을 위한 기타 파라미터는 판매자와 구매자가 합의한다. 계약 구매 전력 협상에 필요한 자료는 본 통지 제19조 제1항을 참조한다.

절 2

발전 가격 결정 방법

상업 운전 중인 발전소

조 12. 발전 전력 가격 결정 방법(발전 계약 기간 종료 후 경제 수명이 남아 있는 발전소에 대한 것)

발전 계약 기간이 종료되었으나 경제 수명이 남아 있는 발전소(피해 회피 비용을 적용하지 않는 경우)에 대해서는 판매자와 구매자가 다음 경제 수명까지의 연도별 발전 전력 가격을 합의하여 평균 고정 가격이 계약 당사자 간에 합의된 가격과 동일하도록 한다.

조 13. 경제 수명이 종료된 발전소의 발전 전력 가격 결정 방법

1. 경제 수명이 종료된 발전소의 고정 가격은 설비 주요 부품 대수리 주기와 합리적인 이익 수준을 반영하여 운영 및 생산 활동에 필요한 비용을 회수할 수 있도록 하는 원칙에 따라 결정되며, 정부 기관의 승인 문서가 있을 경우 해당 문서를 따르게 된다.
2. 경제 수명이 종료된 화력 발전소의 변동 가격은 본 통지의 제7조에서 규정한 바에 따라 결정된다.
3. 경제 수명이 종료된 발전소에 대해 설비 개선 투자를 실시한 경우, 판매자와 구매자는 본 통지의 제4조, 제5조, 제6조 및 제7조에서 규정한 내용에 따라 발전소 계약 가격을 협상하며, 개선된 주요 설비의 감가 상각 기간에 맞추어 이를 적용한다.
4. 경제 수명이 종료된 발전소의 계약 기간은 주요 설비의 대수리 주기를 기준으로 판매자와 구매자가 합의한다.

조 14. 발전 계약이 유효하나 발전 전력 가격이 유효하지 않거나 피해 회피 가격표를 적용하는 발전 계약이 유효하지 않은 수력 발전소의 발전 전력 가격 결정 방법

1. 투자 비용(있을 경우), 전기 생산 및 영업 비용을 회수하고 합리적인 이익 수준을 합의하는 원칙에 따라 결정된다.

2. 발전 전력 가격 산정 기간은 발전소의 경제 수명이 남은 기간에 따른다.

3. 발전 전력 가격이 유효하지 않은 시점 이전의 연도 운전 데이터를 기반으로 평균 발전량이 결정된다.

4. 운영 및 유지 보수 비용은 판매자와 구매자가 합의한다.

5. 발전 전력 가격 산정을 위한 총 투자 금액은 발전 전력 가격이 유효하지 않은 시점 또는 발전 계약이 유효하지 않은 시점의 재산 가치에 따른다.

조 15. 투자 결산액을 기준으로 재협상하는 발전 전력 가격 결정 방법

본 통지 제28조 제2항에 따라 발전 전력 가격을 투자 결산액을 기준으로 재협상하는 발전소에 대해서는 다음과 같다.

1. 투자 결산액을 확인한 후 판매자는 투자 결산액 관련 서류를 구매자에게 제공해야 한다.
2. 판매자와 구매자는 다음의 원칙에 따라 전력 가격을 재협상한다.
   1. 본 통지 제4조에서 규정된 계약 전력 가격 결정 방법
   2. 본 통지 제4조에서 규정된 계약 전력 가격 산정에 사용되는 지표는 투자 결산액을 결정한 시점의 입력 지표로 업데이트된다.
   3. 계약 전력 가격은 발전 전력 가격 프레임워크를 초과하지 않으며, 투자 결산액 승인 연도의 발전 전력 가격 프레임워크를 준수한다.
   4. 발전소의 상업 운전 날짜부터 발전 전력 가격이 적용되며, 각 연도의 고정 가격은 본 통지 제16조에서 규정된 바에 따라 적용되며, 판매자와 구매자가 계약 수정 및 보완 계약을 체결하기 전 연도의 고정 가격 조정은 이루어지지 않는다.

d) 투자 결산액을 기준으로 발전 전력 가격을 협상하는 발전소의 기준 연도는 투자 결산액 승인 연도이다.

목 3

계약 전력 가격 결정 방법

계약 기간 각 연도별로

조 16. 매년 고정가격 결정 원칙

1. 판매자와 구매자는 계약 기간 동안 합의된 평균 고정가격을 적용할 수 있다. 판매자와 구매자가 합의된 평균 고정가격을 매년 고정가격으로 변환하기로 합의한 경우, 이러한 고정가격의 결정은 본 조 제2항에서 정한 원칙에 따라야 한다.

2. 실제 차입 조건과 프로젝트의 재무 능력을 기반으로 판매자와 구매자는 발전소의 평균 고정가격을 매년 고정가격(FC_j 매년 j의 고정가격)으로 결정하되, 평균 고정가격이 판매자와 구매자가 합의한 가격과 동일하게 유지되고 아래의 원칙을 준수해야 한다:

가) 매년 고정가격을 계산할 때의 재무 할인율은 판매자와 구매자가 합의한 발전소의 내부 수익률(IIR)에 따라야 한다.

나) 사업자는 발전소 건설 투자 대출 상환 의무를 대출 상환 기한 내에서 이행해야 한다.

 

 

조 17. 매년 발전 가격 조정 원칙

1. 발전소의 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음의 원칙에 따라 조정된다:

가) 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 부록 I에서 규정한 평균 비용 인플레이션률에 따라 조정되며, 판매자와 구매자는 대외화폐 출처의 항목에 대한 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 조정 메커니즘을 연구하고 제안한다.

나) 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 지급 시점의 지역 최저임금 또는 통계청이 공표한 소비자물가지수(CPI)에 따라 조정되지만 연간 최대 2.5%를 초과하지 않아야 한다.

2. 매년, 외화 차입 총액, 외화 차입 상환 계획, 실제 원금 상환 데이터, 판매자와 구매자가 발전 가격 방안에서 합의한 환율, 직전 연도에 적용된 환율을 기반으로 판매자와 구매자는 환차익 계산 및 상환 방안을 협의한다. FED 환차익(FED$(j))는 다음과 같이 계산된다:

 

여기서:

m:       판매자와 구매자가 합의한 발전 가격 방안에 포함된 외화 종류 수(종류);

n:        계산 연도의 외화 원금 상환 횟수(회);

D_i,j:     계산 연도의 외화 종류 i의 실제 j번째 원금 상환 금액;

:          계산 연도의 외화 종류 i의 j번째 지급 시점 환율(.../원);

:         판매자와 구매자가 합의한 발전 가격 방안에 포함된 외화 종류 i의 기준 환율(.../원).

조 18. 발전소 매매 계약 가격 결정 방법

발전소의 매매 계약 가격은 전기료 지불 시점의 해당 연도 j의 t월 P_C,j,t ACTbq,j: 북부, 중부, 남부 지역의 연간 평균 피크 피난비용(원/千瓦时)은 전력 규제청이 매년 발표하는 피크 피난비용 표에 따르며, 통상 2014년 10월 9일 공업부령 제32/2014/TT-BCT에 따른 피크 피난비용 표 작성 및 적용 절차와 수력 발전소 모델 구매 판매 전력 계약 발행 규정 또는 그 대체 규정에 따른다;

 

여기서:

:         조 16에서 정의된 연도 j의 고정가격(원/kWh);

:      해당 연도 j의 t월 운영 및 유지보수 비용 가격(원/kWh);

 

:          해당 연도 j의 t월 변동가격(원/kWh).

1. 해당 연도 j의 t월 운영 및 유지보수 비용 가격은 다음과 같이 결정된다:

 

여기서:

: 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 연도 j(원/kWh);

: 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 t월, 연도 j(원/kWh).

가) 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음과 같이 결정된다:

 

여기서:

: 기준 연도의 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용은 본 통지 제6조 제1항에서 정한 방법으로 결정된다;

i:              부록 I에서 규정한 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소의 평균 비용 인플레이션률;

이:              기준 연도부터 계산한 지불 연도 순번(기준 연도 이=1).

나) 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 t월, 연도 j( )는 다음과 같이 결정된다:

- 계산된 전력 가격 방안의 임금이 지역 최저임금과 같다면, 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음과 같이 결정된다:

 

여기서:

: 기준 연도의 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용은 본 통지 제6조 제2항에서 정한 방법으로 결정된다;

 

:    t월, 연도 j의 지역 최저임금(원/월);

:     기준 연도의 지역 최저임금(원/월).

- 총 인건비 TC_nc 가 인건비 비율로 투자 건설 비용과 설비 비용을 계산한다면, 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음과 같이 결정된다(원/kWh):

 

여기서:

: 기준 연도의 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용은 본 통지 제6조 제2항에서 정한 방법으로 결정된다;

:          인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소의 가격 인플레이션률은 통계청이 발표한 (j-1)년의 소비자물가지수(CPI)가 (j-2)년보다 얼마나 증가했는지를 반영하며, 연간 최대 2.5%를 초과하지 않아야 한다;

l:             기준 연도부터 계산한 지불 연도 순번(기준 연도이 = 1, i₁ = 0).

2. 연도 j의 t월 열电厂每月j的变动价格（）（元/kWh）按以下公式确定：

= + + +

여기서:

：　　当年j月t的燃料成本变动调整部分，根据本款a项确定（元/kWh）；

:       변동 요소 가격 조정 요소는 발전소 연료 부가비 월 t, 년 j의 비용 변동에 따라 본 항 제 b 호에서 정함 (원/kWh);

:        발전소의 다른 요인에 따른 변동 요소 가격 조정은 년 j에 대해 본 항 제 c 호에서 정함 (원/kWh);

:          발전소 주 연료 운송 가격 월 t, 년 j는 본 항 제 d 호에서 정함 (원/kWh).

a)  발전소 주 연료 월 t, 년 j의 비용 변동에 따른 변동 요소 가격 조정은 다음 공식에 따라 결정됨:

 

여기서:

  년도 평균 열 효율은 제 7 조 제 1 항 본 통지에서 정함;

k_HR:   실제 운영 조건에 따른 년도 평균 열 효율 조정 계수는 운영 주기별로 운영 온도, 환경 온도, 습도, 부하 수준을 고려하여 판매자와 구매자가 협의하거나 실제 상황에 따라 결정됨;

k_HS:   년 j의 효율 감소율 (%);

이:       발전소의 상업 운영 순위;

   월 t, 년 j의 발전용 주 연료 가격은 판매자와 구매자가 협의한 기간 동안의 계약 양에 따른 가중 평균으로 계산됨;

b) 월 t, 년 j의 발전소 부 연료 비용 변동에 따른 변동 요소 가격 조정은 다음 공식에 따라 결정됨:

 

여기서:

: 년 기준 발전소 부 연료 비용 변동에 따른 변동 요소 가격 조정은 제 7 조 제 2 항 본 통지에서 정함;

k_HS:      년 j의 효율 감소율 (%);

이:          발전소의 상업 운영 순위;

:    월 t, 년 j의 발전용 부 연료 가격은 운송비를 포함한 가격이며 결제 시점에서 계산됨;

:    년 기준 발전용 부 연료 가격은 제 7 조 제 2 항 본 통지에서 정함;

c) 년 j의 발전소의 다른 요인에 따른 변동 요소 가격 조정은 다음 공식에 따라 결정됨:

 

여기서:

: 년 기준 발전소의 다른 요인에 따른 변동 요소 가격 조정은 제 7 조 제 3 항 본 통지에서 정함;

i:       변동 요소 가격 조정에 따른 물가 인상률은 본 통지 부록 I에서 규정된 비율에 따라 결정됨;

k_HS:   년 j의 효율 감소율 (%);

이:        발전소의 상업 운영 순위 (발전소의 상업 운영 시작일부터 첫 번째 상업 운영 년도를 포함); 이=1);

점수 (2.1, 2.2 또는 2.3 중 하나만 선택):       결제 년도 순위 (년 기준 년도부터); 점수 (2.1, 2.2 또는 2.3 중 하나만 선택)=1).

d) 월 t, 년 j의 발전소 주 연료 운송 가격 (원/kWh)은 다음 공식에 따라 결정됨:

 

여기서:

: 년도 평균 열 효율은 제 7 조 제 1 항 본 통지에서 정함;

k_HR:   운영 조건에 따른 년도 평균 열 효율 조정 계수는 운영 주기별로 운영 온도, 환경 온도, 습도, 부하 수준을 고려하여 판매자와 구매자가 협의하거나 실제 상황에 따라 결정됨;

k_HS:   년 j의 효율 감소율 (%);

이:       발전소의 상업 운영 순위;

: 월 t, 년 j의 결제 시점에서의 발전소 주 연료 운송 가격은 판매자와 구매자가 협의한 운송 계약 및 LNG 저장 계약, 재화기 분배 계약 (있을 경우)의 양에 따른 가중 평균으로 계산되며 (부가가치세 미포함) 다음과 같이 구함:

• 석탄 화력 발전소의 경우, 석탄 운송 계약의 가중 평균으로 계산됨;
• 천연가스 화력 발전소의 경우, 정부 기관이 승인한 가스 수집, 운송, 분배 비용의 가중 평균으로 계산됨;
• LNG 화력 발전소의 경우, 정부 기관이 승인한 LNG 운송 및 저장 계약, 재화기 분배 계약 (있을 경우)의 가중 평균으로 계산됨;
• 对于垃圾发电厂、生物质发电厂：发电用主要燃料运输费用由买卖双方根据发电厂实际情况协商确定；

연료 구매 계약에 운송 비용이 포함되어 있는 경우, 해당 운송 비용 요소는 0 (영)으로 계산됨;

3. 월 t의 발전소의 총 점화 비용 (원), 다음 공식에 따라 결정됨:

 

여기서:

u:        발전소의 터빈 순위;

U:        발전소의 터빈 수;

f:         연료 유형 (주 연료 f = 1; 부 연료 f = 2);

s:         터빈 점화 상태;

S:        터빈 점화 상태 수;

p_u,f,s:    월 t의 터빈 u, 연료 f, 점화 상태 s에 따른 점화 횟수;

M_u,f,s:   터빈 u, 연료 f, 점화 상태 s에 따른 한 회 점화에 필요한 연료 소모량 (석탄의 경우 kg, 가스의 경우 BTU);

D_u,f,s:    터빈 u, 연료 f, 점화 상태 s에 따른 한 회 점화에 대한 연료 단가 (석탄의 경우 원/kg, 가스의 경우 원/BTU);

:    한 회 점화에 따른 기타 비용, 원으로 계산됨;

발전소의 점화 비용 지불은 산업통상자원부가 발행한 전력 시장 규정에 따라 이루어짐;

폐기물 발전소 및 생물질 발전소의 점화 비용 지불은 판매자와 구매자가 협의함;

 

 

절 4

전력 구매 계약 협상 지원 문서

조 19. 전력 구매판매 계약 협상에 사용되는 문서

1. 새로운 발전소를 위한 전력 구매판매 계약 협상 제안 문서는 다음과 같은 문서를 포함하되 이에 국한되지 않음:

1. 본 통고 부록 3에 따라 규정된 전력 구매판매 계약 초안;
2. 투자 주도 방침 승인 또는 투자 주도 방침 결정 또는 투자 등록 증명서 프로젝트;
3. 건설 투자 결정서와 함께 독립 컨설팅의 프로젝트 투자 설계 설명 및 검토 보고서, 기타 관련 문서;

d) 프로젝트의 초기 총 투자 비용 승인 결정서 또는 협상 시점에서 유효한 프로젝트의 조정된 총 투자 비용, 프로젝트 투자 설계와 관련된 주요 내용, 설계 기초 검토 보고서 및 설계 기초 검토 결과 통보문, 건설 관리 국가 기관의 총 투자 비용 검토 규정(있을 경우);

đ) 발전소를 국가 전력망에 연결하는 합의서와 발전소 연결 계획;

5. 차입 금융 계약 또는 주택 개발자와 차입자 사이의 문서 및 자료, 차입 금융 소스의 실제 또는 계획된 해지금;

7. 발전소 연료 공급 계약, 발전용 연료 가격, 연료 운송비, LNG 저장비, 가스 재화비 및 분배 가스비, 연료 수령 및 제공 장소 및 시간을 명시한 계약;
8. 변압기부터 국가 전력망 연결 지점까지의 손실 전력 및 전력량 계산 문서와 발전소 내부 사용 전력 계산 문서;
9. 열력 발전소의 열 효율 계산 문서;

11. 전력 판매 가격 결정 방법은 본 통고 장 2 절 1 및 3 절에 규정된 방법으로 함;
12. 기타 관련 문서;

2. 상업 운영 중인 발전소의 전력 구매판매 계약 협상에 사용되는 문서는 다음과 같은 문서를 포함하되 이에 국한되지 않음:

1. 본 통고에 따른 표준 전력 구매판매 계약 초안;
2. 현재의 전력 구매판매 계약;
3. 발전소 기술 문서, SCADA/EMS 시스템 기술 데이터, 보호 및 자동화 릴레이 시스템 특성, 현재까지의 각 발전기 P-Q 운전 특성;

d) 발전소 연료 공급 계약;

발전소의 전력 판매 가격 결정 방법은 본 통고 장 2 절 1, 절 2 및 절 3에 규정된 방법으로 함;

e) 협상 시점까지 최근 연도의 발전소 재무 보고서;

장 III

검사 전력 구매판매 계약

조 20. 표준 전력 구매판매 계약 적용

1. 본 통고 부록 3에 규정된 표준 전력 구매판매 계약은 판매자와 구매자가 협상하고 체결하는 기초가 됨. 판매자와 구매자는 베트남 법률 규정에 따라 계약에 명시된 조항을 추가할 수 있는 권리를 가지고 있음.

2. 계약 언어는 베트남어로 함. 판매자와 구매자는 영어를 사용하여 계약을 추가할 수 있음.

조 21. 전력 구매판매 계약 검사

판매자와 구매자는 계약 협상 종료 후 전력 구매판매 계약을 체결한 후 전력거래소에 계약 검사를 보고하고 책임을 진다.

장 IV

시행규정

조 22. 전력거래소의 책임

1. 전력 구매판매 계약 및 계약 변경사항에 대한 검사와 의견을 제시한다.
2. 판매자와 구매자가 전력 구매판매 계약 협상을 진행하는 과정에서 발생하는 문제를 지도하고 해결한다.
3. 판매자와 구매자가 전력거래소에서 분쟁을 해결하기로 합의한 경우 전력 구매판매 계약 이행 중 발생한 분쟁을 해결한다.

조 23. 베트남 전력그룹의 책임

판매자와 구매자와 협력하여 통화 환율 차액 계산 및 전력 구매판매 계약 이행 시 통화 환율 차액 처리 방안을 주도적으로 결정하고 통합한다. 본 통지에 따른 규정에 따라 한다.

조 24. 구매자의 책임

1. 판매자와 특수 연결 비용 재분배 및 특수 연결 가격 조정(있을 경우)에 대해 합의하여 주택 발전소 연결선 및 변전소 운영과 관리 비용 회수를 보장하도록 한다. 법률 규정에 따라 한다.
2. 본 통지에 따라 판매자와 전력 구매판매 계약을 협상하며 제공된 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 보장하고 책임을 진다. 전력거래소에 계약 검사를 요청하여 보고한다.
3. 판매자와 협력하여 통화 환율 차액 계산 및 전력 구매판매 계약 이행 시 통화 환율 차액 처리 방안을 통합하고 베트남 전력그룹에 제공하여 결제 방안을 검토하게 한다. 본 통지에 따른 규정에 따라 한다.

조 25. 판매자의 책임

1. 구매자와 협력하여 전력거래소에 계약 검사를 요청하며 제공된 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 보장하고 책임을 진다.
2. 국가 전력 발전 계획, 지방 전력 발전 계획(있을 경우)에 따라 정부 기관으로부터 투자 건설을 위임받은 발전 용량을 수용할 수 있는 전력 연결선 및 변전소를 설립한다. 해당 지역의 발전소들이 계획대로 전력을 생산할 수 있도록 한다.
3. 국가 전력 발전 계획, 지방 전력 발전 계획에 따라 승인된 발전소들을 전력 연결선 및 변전소에 연결하여 국가 전력망에 전력을 공급하도록 허용한다.
4. 발전소 주체들과 특수 연결 비용 재분배 및 특수 연결 가격 조정(있을 경우)에 대해 합의하여 주택 발전소 연결선 및 변전소 운영과 관리 비용 회수를 보장하도록 한다. 법률 규정에 따라 한다.
5. 법률 규정에 따라 투자, 건설된 전력 연결선 및 변전소를 관리, 운영, 유지보수한다.
6. 관련 단체, 기관에게 전력 구매판매 계약 협상 및 검사 과정에서 제공되는 모든 정보의 정확성, 적절성, 유효성을 보장하고 책임을 진다.
7. 판매자는 법률 규정에 따라 연료 공급업체, 연료 운송업체 선정 및 연료 구매, 운송 계약 체결을 조직하며 공정, 경쟁, 투명성을 보장해야 한다.
8. 판매자는 전력 구매판매 계약 가격 산출에 사용되는 모든 입력 데이터에 대한 책임을 진다. 또한 연료 공급 및 운송 계약을 관리하여 합법적인 연료 출처, 경쟁력 있는 가격, 투명성을 보장해야 한다. 법률 규정에 따라 한다.
9. 구매자와 협력하여 연간 전력 구매판매 계약 이행 시 통화 환율 차액 계산을 수행하고 베트남 전력그룹에 결제 방안을 검토하도록 보내야 한다. 본 통지에 따른 규정에 따라 한다.

조 26. 연료 공급 및 운송 주체의 책임

1. ||| 천연가스 연료에 관한 사항
   1. 국내 천연가스 연료 공급 및 운송 주체는 관련 법률 규정에 따라 GSPA 계약, 연료 공급 계약, 가스 운송 계약(GTA)을 체결한다.
   2. 해외에서 도입되는 파이프라인 가스와 LNG를 공급하고 운송하는 주체는 관련 법률 규정에 따라 가스를 공급하며, 구체적으로 다음과 같다:

- 해외 항만에서 물품 인도 시: 수입 가스 가격은 해당 항만에서의 가스 인도 지점 가격이다.

- 베트남 내 분배소 또는 LNG 항만 창고에서 물품 인도 시: 가스 가격은 수입 가스 및 LNG 구매 가격과 합리적이고 적법한 수입 활동 관련 비용(있을 경우)을 포함한다. 이 비용에는 관세, 재무 비용, 보험 비용, 정해진 이익률 및 수입 활동 관련 기타 비용이 포함된다.

2. 석탄 연료에 관한 사항

베트남 법률 규정에 따라 석탄 운송 주체를 선정하고 석탄 운송 계약을 체결하여 공정성, 경쟁력, 투명성을 보장한다.

조 27. 정책 및 법률 변경에 따른 전력 구매 계약의 수정 및 보완

1. 정부 기관이 발행한 정책 및 법률 변경으로 인해 판매자 또는 구매자의 합법적인 이익에 부정적인 영향을 미치는 경우, 판매자와 구매자는 발전 가격을 재협상할 권리가 있다.
2. 정부 기관(감사 기관, 감사원 등)이 발행한 결론이 발전 가격 또는 전력 구매 계약 내용과 관련 있을 경우, 판매자와 구매자는 발전 가격 및 전력 구매 계약을 재협상한다.
3. 발전 사업자가 계획에 따라 전력망 개선 및 변전소 개보수 작업을 수행하도록 지정된 경우, 판매자와 구매자는 특별 연결 가격을 보완하여 발전 사업자가 건설, 관리, 운영, 유지 보수 비용을 회수할 수 있도록 협상할 수 있다.
4. 현재 운영 중인 발전소가 국가 환경 기준을 충족시키기 위해 설비 개보수 작업이 필요할 경우, 판매자와 구매자는 이러한 비용을 발전 가격에 추가하여 협상한다. 발전 가격 산출은 이미 판매자와 구매자가 전력 구매 계약에 동의한 방법으로 이루어지고, 산업부에 보고되어 검토된다.
5. 발전소가 폐기물 처리 및 소각 계획을 승인받아 환경 기준을 준수하도록 할 경우, 판매자와 구매자는 폐기물 처리 비용을 폐기물 처리 특별 가격 요소로 추가하여 전력 구매 계약에 반영한다. 이는 다음 원칙을 준수해야 한다:

a) 폐기물 처리 시설의 투자 범위와 운영 프로세스는 승인 권한을 가진 기관에 의해 승인되어야 한다.

b) 폐기물 처리 업체 선정은 법률 규정을 준수하고 경쟁 및 투명성을 보장해야 한다.

c) 판매자와 구매자는 실제 상황에 따라 폐기물 처리 비용을 정산한다. 발전소에서 발생한 폐기물 판매 수익은 폐기물 처리 비용을 보충하고 발전소의 발전 가격을 낮추는데 사용된다.

조 28. 전이 조항

1. 본 통고가 효력 발생하기 전에 체결된 전력 구매 계약에 대해서는 판매자와 구매자는 해당 전력 구매 계약을 계약 기간 만료까지 계속 이행한다.
2. 통고 제56/2014/TT-BCT, 제51/2015/TT-BCT에 따른 방법으로 전력 구매 계약을 체결한 발전 프로젝트와 2017년 9월 19일 이전에 착공한 새로운 발전 프로젝트에 대해서는 투자 결정 금액이 확정되면 판매자와 구매자는 해당 투자 결정 금액이 승인된 경우 통고 제15조에 따라 재발전 가격 산출을 요청할 수 있는 권리를 갖는다.
3. 전력 구매 계약을 체결한 발전소에 대해서는 판매자와 구매자는 통고에 따른 규정에 따라 전력 구매 계약을 협상하고 수정할 수 있는 권리를 갖는다.
4. 각 전력 시장 단계에 대해서는 판매자와 구매자는 해당 전력 시장 단계의 규정에 맞게 전력 구매 계약 조항을 수정하거나 보충할 책임이 있다.

조 29. 효력 발생

1. 본 통고는 01 월 6 2024년부터 효력을 발생하며, 2020년 12월 31일에 공고된 공 thương부 장관이 발행한 통고 제57/2020/TT-BCT에 따른 전력 발전 가격 산출 방법 및 전력 구매 계약 규정을 대체한다.
2. 공 thương부 장관이 2022년 11월 8일에 발행한 통고 제31/2022/TT-BCT 제2조를 폐지하며, 공 thương부 장관이 2014년 12월 19일에 발행한 통고 제57/2014/TT-BCT에 따른 전력 발전 가격 프레임워크 작성 및 발행 방법과 공 상부 장관이 2020년 12월 31일에 발행한 통고 제57/2020/TT-BCT에 따른 전력 발전 가격 산출 방법 및 전력 구매 계약 규정 일부를 수정 보완하는 내용을 포함한다.
3. 공 상부 장관이 2023년 1월 19일에 발행한 통고 제02/2023/TT-BCT를 폐지하며, 공 상부 장관이 2020년 12월 31일에 발행한 통고 제57/2020/TT-BCT에 따른 전력 발전 가격 산출 방법 및 전력 구매 계약 규정 일부를 폐지하는 내용을 포함한다.
4. 시행 과정에서 문제가 발생하면, 관련 조직 및 개인은 통상공업부에 이를 보고하여 적절하게 보완하거나 수정해야 합니다./.