시행령 제 10/2025/TT-BCT는 소규모 재생에너지 발전소에 대한 피할 비용 가격표 산출 방법 및 적용 원칙과 전력 구매 계약 주요 내용을 규정함

시행규칙

||| 규정 ||| 에너지 재생 소형 발전소에 대한 피용가 비용표 가격 결정 방법 및 적용 원칙에 관한 ||| 전력 구매 계약 주요 내용

전력 날 30 정부가 발佈한 행정 위반 발견을 위한 장비 및 기술 데이터 수집 및 사용 등에 관한 정부령을 근거로 함;1 년 2024;

||| 정부가 2022년 11월 29일 제정한 공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구조에 관한 96/2022/NĐ-CP 호 정부결정||| 및 2024년 8월 1일 제정된 정부가 96/2022/NĐ-CP 호와 2018년 2월 28일 제정된 정부가 발전공사의 조직 및 운영 규칙에 관한 26/2018/NĐ-CP 호를 수정 보완하는 105/2024/NĐ-CP 호 정부결정;

||| 조정국 국장의 제안에 따라||| 공업부 장관은 에너지 재생 소형 발전소에 대한 피용가 비용표 가격 결정 방법 및 적용 원칙에 관한조력;

||| 규정과 전력 구매 계약 주요 내용에 관한 통지를 발행한다. 1. 본 통지는 전력법 61/2024/QH15 제 44조 제 5항, 제 51조 제 1항 제 g호, 제 51조 제 1항 제 e호에 명시된 에너지 재생 소형 발전소에 대한 피용가 비용표 가격 결정 방법 및 적용 원칙에 관한 세부 지침과 전력 구매 계약 주요 내용에 관한 지침을 제공한다.

장 1

총칙

조 1. 적용 범위와 적용 대상

2. 본 통지는 다음 대상에게 적용된다.

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

b) 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위, 관련 기관, 단체 또는 개인

판매자

조 2. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석됨.

1. 는 전력 사업 활동 허가증을 소유하거나 법에 따라 전력 사업 활동 허가증 면제를 받은 발전소 소유 단체 또는 개인으로, 그 발전소는 에너지 재생 소형 발전소이다. 구매자

3. 은 우기 동안 생산된 전력량 중 실제 사용 가능한 전력량(우기 동안의 부하 계수 0.85를 곱한 값)보다 많은 부분을 의미한다. 상선 전력

4. 은 발전소 내부에서 사용되는 전력량을 제외한 전체 생산 전력량을 의미한다. ||| 전력 시스템 국가 운영 및 전력 시장 거래 운영 기능을 수행하는 단위로, 전력법에 따라 정의됨 (현재는 국가 전력 시스템 및 시장 운영 회사 - NSMO).

5. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 부하 계수

6. 은 특정 기간 동안(연도, 계절, 달, 일) 실제 생산 전력량과 100% 설비용량에서 작동할 때 생산 가능한 전력량 사이의 비율을 의미한다. 우기

9. N년에 적용되는 데이터는 (N-2)년 7월 1일부터 (N-1)년 6월 30일까지로 계산된다. 소형 재생 에너지 발전소

장 II

건설, 승인, 비용 회피 요금표 실행

조 3. 피할 비용 요금 구조

1. 피할 비용 요금(자원세, 산림환경서비스비, 수자원개발권료, 부가가치세 및 기타 세금, 수수료 등 행정기관이 정한 규정에 따른 금액을 제외함)은 일일 사용 시간과 연간 계절별로 상세하게 첨부된 부록 I에 따라 계산되며, 다음 7개 구성 요소를 포함합니다:

가) 건기 고봉시간

나) 건기 평균시간

다) 건기 저봉시간

라) 우기 고봉시간

마) 우기 평균시간

바) 우기 저봉시간

사) 여유 전력량

2. 위 7개 요금 구성 요소에 해당하는 비용은 다음과 같습니다:

가) 피할 발전 전력비용

나) 피할 송전 손실비용

다) 피할 발전 용량비용(건기 고봉시간 동안만 적용됨)

3. 피할 비용 요금에 대한 일일 전력 사용 시간은 현행 소매 전력 요금 또는 대체 규정에 따라 적용됩니다.

과부하 송전선로가 있는 지역이나 지방인민위원회가 인정하거나 공표한 전력공급 과잉 지역, 같은 단계에 있는 수력발전소, 하류에 물을 공급해야 하는 수력발전소는 시스템 부하 요구량을 고려하여 태양광 발전 설비를 자체적으로 사용하는 부하를 감안하여 고봉시간 전력 생산 시간을 이동해야 할 재생에너지 발전소를 결정하고, 전력 구매자와 판매자는 고봉시간 요금 적용 시간을 협의하여 고봉시간 전력 생산 시간을 충족하도록 합니다(각 발전기 별 고봉시간 전력 생산 시간 이동은 예외).

조 4. 피할 비용 요금

1. 피할 비용 요금은 매년 작성되고 공표됩니다.

2. 매년 10월 31일 이전까지 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장은 베트남 전력그룹과 관련 기관들과 협력하여 부록 II에 따라 다음 해 피할 비용 요금을 작성하고, 베트남 산업무역부 전력 관리 기관에 제출해야 합니다.

3. 본 조항 제2항에서 언급된 피할 비용 요금 제출서류를 받은 날로부터 5일 이내에 베트남 산업무역부 전력 관리 기관은 제출서류 내용을 검토해야 합니다. 필요하다면, 베트남 산업무역부 전력 관리 기관은 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장에 서면으로 제출서류 수정, 보완 또는 설명을 요청할 수 있습니다. 베트남 산업무역부 전력 관리 기관의 요청을 받은 날로부터 15일 이내에 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장은 요청에 따른 서면 보고서를 제출해야 합니다.

4. 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장이 제출한 피할 비용 요금 제출서류와 보고서를 받은 날로부터 30일 이내에 베트남 산업무역부 전력 관리 기관은 다음을 수행해야 합니다:

가) 전력 시스템 운영 기관과 전력 시장이 작성한 연간 피할 비용 요금 계산 결과 및 입력 파라미터를 검토합니다. 필요하다면, 관련 조직 및 개인을 검토에 참여시킬 수 있습니다;

5. 피할 비용 요금이 공표된 날로부터 2일 이내에 베트남 산업무역부 전력 관리 기관은 다음 해 피할 비용 요금을 베트남 산업무역부 전력 관리 기관 웹사이트와 산업무역부 웹사이트에 공표해야 합니다.

6. 피할 비용 요금이 기한 내에 공표되지 않은 경우, 이전 해 피할 비용 요금을 임시로 적용할 수 있으며, 새로운 피할 비용 요금이 공표될 때까지 계속 적용됩니다. 이전 피할 비용 요금과 새로운 피할 비용 요금 간 차액은 새로운 피할 비용 요금을 적용한 첫 번째 결제 시 각 당사자가 상대방에게 환급해야 합니다.

조 5. 연결 책임

1. 판매자는 발전소로부터 구매자의 전력망에 연결되는 전선과 증압 변전소(있을 경우)에 대한 투자, 운영 및 유지보수를 책임진다.

2. 연결 지점은 판매자와 구매자가 구매자의 현재 전력망에 가장 가까운 지점을 원칙으로 협의하며(양 당사자가 다른 합의가 있을 경우 제외), 발전소의 전력량을 전송할 수 있도록 하고, 전력망 계획에 적합하도록 한다.

3. 연결 지점이 측정 장치 설치 지점과 다를 경우, 판매자는 연결 전선 상의 손실 전력량과 발전소 내 증압 변전기의 손실을 부담한다. 연결 전선 상의 손실 계산 방법은 본 통지에 첨부된 부록 3에 따라 시행된다.

조 6. 전력 매매 계약

1. 본 통지에 첨부된 부록 4에 따른 전력 매매 계약 주요 내용은 판매자와 구매자가 협상하여 체결하는 기초가 된다. 판매자와 구매자는 법률 규정에 따라 전력 매매 계약에서 구체적으로 정해진 조항을 보완할 수 있는 권리를 갖는다.

2. 계약 언어는 베트남어로 사용되며, 판매자와 구매자는 필요에 따라 영어로 계약을 보완할 수 있다.

3. 전력 매매 계약에서 적용되는 피실행비용표는 발전소의 상업 운전 날짜 또는 여러 단위로 구성된 발전소의 각 단위별 상업 운전 날짜로부터 20년간 유효하다.

장 III

시행규정

조 7. 산업 무역부 전력 관리 기관의 책임

1. 시스템 운영 및 전력 시장 단체가 본 통지에 첨부된 부록 2에 따라 연간 피실행비용표를 작성하도록 지시한다.

2. 시스템 운영 및 전력 시장 단체가 피실행비용표 작성에 필요한 데이터를 제공하도록 발전소를 지정한다(필요한 경우).

3. 연간 피실행비용표를 심사하고 산업 무역부에 제출하여 승인받고, 연간 피실행비용표를 공표한다.

4. 피실행비용표 계산에 사용되는 발전소 비용 정보를 보호한다.

5. 본 통지의 이행을 지도한다.

조 8. 판매자의 책임

1. 본 통지에 첨부된 부록 4에 따른 전력 매매 계약 주요 내용을 기반으로 피실행비용표에 따라 구매자와 계약을 체결한다.

2. 현행 규정에 따라 전기 사용량을 측정하기 위한 3단계 전계기를 포함한 관련 장비를 설치한다.

3. 피실행비용표를 적용할 때 발전소의 전력량 전체를 구매자에게 판매한다. 지역 정부의 요청에 따라 발전소 근처의 전력 미공급 지역에 전력을 공급하기 위해 구매자와 문서화된 합의를 통해 구매자에게 판매할 일부 생산량을 합의된 가격으로 지역 분배 전력 회사에 판매할 수 있다.

4. 산업 무역부가 발행한 전력 시스템 운영 규정, 전력 송전 시스템 규정, 전력 배전 시스템 규정을 준수한다.

조 9. 전력 구매자의 책임

1. 본 통지에서 부록 4에 따라 정해진 전력 매매 계약 주요 내용을 기초로 피고용가 전력 판매자와 피피해비용표에 따른 계약을 협의하고 체결한다.

2. 전력 판매자가 전력망에 공급한 전력량 전체를 전력망 송전능력에 따라 구매하되, 제8조 제3항에 따라 지방 분배 전력 기관에 판매된 전력량은 제외한다.

3. 산업통상자원부가 정한 전력 시스템 운전 규정 및 전력 송전 시스템, 분배 시스템 규정을 준수한다.

4. 제3조 제3항에 따라 피고용가 전력 판매자와 피피해비용 시간별 가격 적용 시기를 변경한 경우, 그 협의일로부터 15일 이내에 산업통상자원부 전력 관리 기관에 보고서를 제출한다.

5. 베트남 전력그룹과 각 전력총회사는 제3조 제3항에 따른 전력 송전선 과부하 처리 방안을 수립할 책임이 있다.

조 10. 다른 전력 기관의 책임

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관은 연간 피피해비용표를 작성하고, 전력 발전소 비용 정보를 보호해야 한다.

2. 산업통상자원부 전력 관리 기관이 지정한 전력 발전소 및 기타 전력 기관은 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관의 피피해비용표 계산 요구에 필요한 자료를 제공해야 한다.

조항 11. 효력 발생

1. 본 통지는 2025년 2월 1일부터 효력을 갖는다.

2. 2014년 10월 9일 산업통상자원부 장관이 발표한 제32/2014/TT-BCT 호 통지(소규모 수력발전소를 위한 피피해비용표 작성 및 적용 절차 및 표준 매매 계약서 발행에 관한 통지)와 2019년 11월 14일 산업통상자원부 장관이 발표한 제29/2019/TT-BCT 호 통지(제32/2014/TT-BCT 호 통지를 일부 개정 및 보완하는 통지)를 폐지하며, 2019년 6월 14일 산업통상자원부 장관이 발표한 제6/2016/TT-BCT 호 통지(제32/2014/TT-BCT 호 통지를 일부 개정 및 보완하는 통지)도 폐지한다.

3. 소규모 수력발전소와 단계식 수력발전소 집단 중 이미 운영 중인 수력발전소가 본 통지 시행 이전에 피피해비용표에 따른 매매 계약을 체결한 경우, 기존 계약에 따라 계속 이행한다.

4. 소규모 재생에너지 발전소의 매매 계약이 피피해비용표에 따른 계약 기간이 만료되면, 전력 판매자는 제51조 제2항에 따라 전력 구매자와 새로운 매매 계약을 협상해야 한다.

5. 본 통지 적용 대상인 소규모 재생에너지 발전소 소유 전력 판매자는 다음 조건을 준수하면서 전력 시장 참여를 선택할 수 있는 권리를 가진다:

a) 전력 시장 참여를 위한 기반 시설을 완비한다.

b) 전력 시장 규정을 준수하고, 전력 시장 규정에 맞는 매매 계약을 체결한다.

c) 전력 시장 참여를 선택하면, 피피해비용표 적용을 다시 선택할 수 없다.

d) 현재 피피해비용표를 적용하고 매매 계약을 체결한 경우, 전력 판매자는 양 당사자 간에 체결된 계약 및 관련 기관이 발표한 규정에 따라 전력 구매자와 협의하여 계약을 해지하고 청산해야 한다.

6. 피피해비용표 작성 및 계산 과정에서 발생한 문제는 관련 기관이 산업통상자원부에 보고하여 적절히 보완하거나 수정해야 한다./.