제12/2025/TT-BCT 통지 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 가격 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용

시행규칙

발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전기 구매 계약의 주요 내용실

전력 프로젝트에 관한 구매 계약; 전기 구매 계약의 주요 내용

 

전기법 2024년 11월 30일 법률을 근거로 함;

정부가 2022년 11월 29일 제정한 공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구조에 관한 96/2022/NĐ-CP 호치민 시 정부 고시; 2024년 8월 1일 제정된 2018년 2월 28일 호치민 시 정부 고시에 따른 전력 법인의 조직 및 운영 규칙에 대한 몇 가지 조항의 수정 및 보완을 규정한 정부 고시;105/2024/NĐ-CP 2024년 8월 1일 정부령 일부 개정 및 추가에 따른 2018년 2월 28일 정부령 제96/2022/NĐ-CP 와 정부 결정 제26/2018/NĐ-CP 2018년 2월 28일 정부가 발포한 베트남 전력그룹 조직 및 운영 규정에 대한;

전력조절국장의 건의에 따라

공업부 장관은 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전기 구매 계약의 주요 내용을 규정하는 통지 고시를 발행한다.

 

장 1

총칙

조 1. 적용 범위와 적용 대상

1. 본 고시는 전력법 61/2024/QH15 제12조 제3항, 제44조 제5항, 제51조 제1항 제g호에 대한 세부 지침을 제공하며, 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전기 구매 계약의 주요 내용을 규정한다.

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

베트남 사회주의 공화국 영토 내에서 국가 전력 시스템과 연결된 발전소

관련 기관, 단체, 개인 등

3. 본 고시에서 규정된 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전기 구매 계약의 주요 내용은 다음과 같은 대상에게 적용되지 않는다: 전략적 다목적 수력발전소, 재생에너지 소형 발전소(피크 가격 체계를 적용하는 경우), BOT 방식으로 건설된 독립 발전소, 보조 서비스를 제공하는 발전소 및 발전소; 법령에 따라 전력 구매 가격 체계를 적용하는 발전소.

조 2. 용어 해석

본 통지에서 다음 용어들은 다음과 같이 해석된다:

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. 발전소 소유주

2. 는 전력 분배 및 소매 사업 활동 허가증을 소유하고 에너지 재생 소형 발전소가 연결하여 전력을 구매할 수 있는 전력망을 보유한 발전공사 또는 분배 전력 단위이다. 이는 베트남 전력그룹(또는 분권화 또는 위임을 받은 단위), 북부 전력공사, 중부 전력공사, 남부 전력공사, 하노이 시 전력공사, 호치민 시 전력공사, 경쟁 전력시장 규정에 따라 전력 구매 단위이다.

3. 투자자 투자 프로젝트를 수행하기 위해 자본을 소유하거나 차입하거나 직접 관리하고 사용하도록 위임받은 기관, 단체, 개인

4. 전력 인수 판매자가 구매자에게 전달하는 전력량 전체

5. 발전 단체 발전소 하나 이상을 소유하는 전력 기관

6. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전력 시스템 및 경쟁 전력 시장 운영 회사 또는 경쟁 전력 시장 발전 단계에 따라 다른 이름을 가질 수 있는 국영 한 개체 책임 유한 회사

7. 연료 구매 계약 이는 발전소와 연료 판매 단위 간의 연료 공급에 관한 합의로서, 관련 법률 규정에 따라 체결되며, 연료 출처의 합법성을 보장하고 경쟁력과 투명성을 보장한다.

8. 천연가스 액화(LNG) 저장, 재화학, 배포 계약 이는 발전소 또는 연료 판매 단위와 LNG 저장, 재화 및 배포, 발전소 연료 공급을 위한 LNG 저장소 관리 단위 간의 합의로서, 관련 법률 규정에 따라 체결되며, 경쟁력과 투명성을 보장한다.

9. 연료 운송 계약 이는 발전소 또는 연료 판매 단위와 연료 운송 단위 간의 합의로서, 발전소 연료 운송을 위한 것이며, 관련 법률 규정에 따라 체결되며, 경쟁력과 투명성을 보장한다.

10. 기준 연도 발전 서비스 가격 산정을 위해 승인된 총 투자 규모를 사용하여 계산되는 연도

11. 신설 발전소 신설 또는 확장된 부분을 신설하여 전력 구매 계약을 체결하지 않은 발전소

12. 정밀 열 손실률 1kWh 전력 생산을 위해 소비되는 열량(_BTU/kWh 또는 kJ/kWh 또는 kCal/kWh_)

13. 투자 총액 설계 기초 및 타당성 조사 보고서의 투자 건설 내용에 따른 투자 건설 비용 전체로서 관련 법률 규정에 따라 결정됨

14. 조정된 총 투자 규모 건설 관련 법률에서 효력을 인정받는 시점의 가동 서비스 발전 가격 협상을 위한 조정된 총 투자 규모

15. 결산 투자 자금 프로젝트 개발 및 사용을 위해 실시되는 모든 합법적인 비용을 포함한다. 합법적인 비용은 프로젝트 범위 내에서 설계 및 예산이 승인된 설계 및 예산, 법률 규정에 부합하는 건설 계약, 그리고 승인된 조정 및 보완 부분을 포함한다. 투자 비용은 법률 규정에 따라 승인된 총 투자 한도 내에 있어야 한다.

장 II

발전 서비스 가격 결정 방법, 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙

전력 프로젝트를 수행하기 위한 전력 가격 산정

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

발전 서비스 가격 결정 방법

새로운 발전소를 위한

조 3. 발전 서비스 가격 결정 원칙

1. 발전소의 전력 구매판매 계약 가격은 다음 기초로 작성된다.

가) 투자자가 프로젝트 전체 경제 생애 주기 동안 합리적이고 적법한 비용

나) 재무 내부 수익률(IRR)이 12%를 초과하지 않음.

2. 전력 구매 계약 가격은 전력 판매자와 구매자가 협의하여 이 고시 제4조에서 규정된 방법에 따라 작성된다.

3. 전력 구매 계약 가격에는 부가가치세, 자원수자원세, 자원수 이용권 수수료, 숲 환경서비스비, 폐기물 환경보호비 및 산업폐수 환경보호비(열력발전소에 적용됨) 및 관리 당국이 정한 다른 세금, 비용, 기타 수입금(발전 서비스 가격 계획에 이미 포함된 세금 및 비용을 제외함)이 포함되지 않는다.

4. 전력 구매판매 계약 가격은 기준 연도 발전 가격 범위와 비교된다.

a) 기준 연도의 전력 구매 계약 가격은 공업부 장관이 기준 연도에 공고한 발전 가격 범위를 초과하지 않으며, 발전소의 전력 구매 계약 가격은 해당 발전소의 발전 가격 범위에 해당하는 비용 구성 요소를 기준으로 산출된다.

b) 기준 연도에 발전 가격 범위가 없는 경우, 전력 구매 계약 가격은 해당 발전소 유형의 가장 가까운 기준 연도 이후의 발전 가격 범위에 해당하는 비용 구성 요소를 기준으로 산출된다.

조 4. 발전소의 기준 연도 전력 구매판매 계약 가격 결정 방법

기준 연도 전력 구매판매 계약 가격 P_공화국 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

P_공화국 Tmax: 최대 용량 운전 시간 (시간);^{전문대학 졸업} + P^BD

1. P^{전문대학 졸업} (원/kWh)는 기준 연도 고정 가격으로, 다음 공식에 따라 결정된다.

 P^{전문대학 졸업} = FC + FOMC_다

여기서:

FC: 고정 가격 평균은 이 고시 제5조에서 규정된 방법에 따라 결정됩니다 (VND/kWh);

FOMC_다­­: 기준 연도의 고정 운전 및 유지보수 비용은 이 고시 제6조에서 규정된 방법에 따라 결정됩니다 (VND/kWh).

2. P^BD (원/kWh)는 기준 연도 변동 가격으로 다음과 같이 결정된다.

a) 열력발전소의 경우, PBĐ는 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

: 기준 연도의 주 연료 비용 변동에 따른 가격 변동 요소는 이 고시 제7조 제1항에서 규정된 방법에 따라 결정됩니다 (VND/kWh);

: 기준 연도의 보조 연료 비용 변동에 따른 가격 변동 요소는 이 고시 제7조 제2항에서 규정된 방법에 따라 결정됩니다 (VND/kWh);

: 기준 연도의 다른 비용 변동에 따른 가격 변동 요소는 이 고시 제7조 제3항에서 규정된 방법에 따라 결정됩니다 (VND/kWh);

: 기준 연도의 주 연료 운송 비용은 이 고시 제7조 제4항에서 규정된 방법에 따라 결정됩니다 (VND/kWh).

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

3. 발전소의 실험, 시험, 검수 비용: 상업 운영 날짜 이전에 발생한 실험, 시험, 검수 비용은 전력 판매자와 구매자가 협의하여 총 투자 프로젝트 승인 비용에 중복되지 않도록 한다.

조 5. 발전소의 평균 고정 가격 결정 방법

1. 발전소의 고정 가격 평균(Fixed Cost, FC)은 이 고시 부록 II에 따른 표 1 및 표 2를 통해 프로젝트 재무 분석을 기반으로 결정된다. 발전소의 고정 가격 평균(Fixed Cost, FC)을 결정하기 위한 입력 데이터는 이 조 제2항에서 규정된다.

2. 평균 고정 가격 계산에 사용되는 주요 입력 데이터는 다음과 같다.

a) 투자비용: 투자비용은 서비스 발전 서비스 가격 협상 시점 또는 결정된 발전소 투자 정산 금액(본 통고 제15조에 따른 협상 발전소에 한함)을 기준으로 서비스 발전 서비스 가격 산출을 위해 사용되는 투자 비용을 포함하며, 발전소 연결 지점까지의 전력망 투자 비용, 재생에너지 발전소의 경우 전력 저장 시스템(있을 경우) 투자 비용, 발전소 기반시설 및 항만 투자 비용, 기타 관련 비용 및 프로젝트에 할당된 비용(있을 경우)을 포함한다.

b) 경제수명: 본 통고 부록 I에 따라 결정되며, 국가 기관의 승인 문서가 본 통고와 다른 경제수명을 규정한 경우에는 해당 승인 문서를 따르지만, 그렇지 않은 경우에는 본 통고 부록 I에 따른다(년).

c) 발전량 연평균: 발전량 연평균은 다음과 같이 계산된다:

여기서:

A_NM: 발전소 출력 단위에서 발생하는 전력량(전력 저장 시스템을 제외)(설계 기준이 협상 시점에 유효한 경우)(킬로와트시).

특히 화력발전소의 경우, ANM는 다음 공식을 사용하여 계산된다:

A_NM Tmax: 최대 용량 운전 시간 (시간);_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

P_t : 설계 승인된 발전기 최대 출력(킬로와트);

다_max : 발전소의 최대 출력 연평균 운전 시간(국가 기관의 승인 문서가 Tmax를 승인한 경우 해당 승인 문서에 따른다. 그렇지 않은 경우 본 통고 부록 I에 따른다. 부록 I에 Tmax가 명시되지 않은 발전소의 경우, 판매자와 구매자가 합의한다).

t_td : 발전소의 자체 사용 전력 비율과 변압기 증압 손실 비율, 발전소에서 국가 전력망까지의 손실 비율(있을 경우)은 판매자와 구매자가 설계 기준 승인 문서 또는 협상 시점의 제작업체 기술 자료에 따른다(설계 기준 승인 문서의 값보다 높아서는 안 된다. 국가 기관의 승인 문서가 있을 경우 해당 문서에 따른다(%));

k_CS : 화력발전소의 평균 효율 감소 비율은 판매자와 구매자가 설계 기준 승인 문서 또는 협상 시점의 제작업체 기술 자료에 따른다(있을 경우).

ANM를 위 공식으로 계산할 수 없는 경우, 판매자와 구매자는 협상 시점에 유효한 설계 기준 또는 기술 설계를 기반으로 점포 수용 지점으로 전환하여 계산한다(풍력 발전소의 경우 판매자와 구매자가 P50 기대 생산량을 기준으로 합의한다). 설계 기준 또는 설계 기준 승인 문서로 계산할 수 없는 경우, 국가 기관의 승인 문서를 기준으로 계산한다. 국가 기관의 승인 문서로도 계산할 수 없는 경우, 판매자와 구매자가 합의한다._A 위 공식에 따라 설계 기초 및 설계 기술에 따른 전력 교부 지점에서 유효한 설계를 기준으로 판매자와 구매자가 결정한다(풍력 발전소의 경우 양 당사자는 P50 수준을 기대하는 생산량을 합의한다). 설계 기술 또는 승인된 설계 기초에 따른 결정이 불가능한 경우에는 관련 정부 기관 문서에 따른다. 정부 기관 문서에도 불구하고 결정할 수 없는 경우, A_A 판매자와 구매자가 합의한다.

d) 고정자산 각 그룹의 감가상각 기간(년): 각 고정자산 그룹의 감가상각 기간은 관련 법령에 따른 감가상각 기간 또는 국가 기관의 승인 문서에 따른다(있을 경우).

đ) 자기자본 비율, 차입금 비율 및 투자 자금 분기를 총 투자 규모에 대한 비율은 투자 프로젝트 승인 결정, 협상 시점의 실제 자금 조달 상황에 따라 국가 기관의 규정에 따라 결정된다. 자기자본 비율의 최소값은 투자 프로젝트 총 투자 규모의 15%이다.

이) 차입 금리와 운영 기간 내 차입금 상환 기간은 차입 계약, 발전자와 금융기관 사이의 문서 및 자료를 기반으로 결정된다.

차입금 계약 또는 주택 개발자와 금융기관 간의 법적 효력을 갖는 문서에 따른 총 차입금이 계산된 전기 가격 계획의 차입금보다 적은 경우, 부족한 차입금은 판매자와 구매자가 원칙에 따라 합의한다: 최소 10년 이상의 상환 기간과 차입금 이자율 규정은 다음과 같다:

e1) 외화 차입금 이자율은 협상 년도의 가장 가까운 3월, 6월, 9월 또는 12월의 첫날로부터 36개월 동안 발표된 연간 평균 SOFR(보장된 일간 금융 자금 조달 비율) 180일 평균 이자율(Fed 웹사이트: www.newyorkfed.org)에 은행의 차입 배치 비용 비율 3%/년을 더한 것으로 결정된다.

e2) 내화 차입금 이자율은 협상 년도의 가장 가까운 3월, 6월, 9월 또는 12월의 첫날로부터 5년 동안의 개인 고객을 위한 12개월 만기 후 지급 예금 이자율의 평균(4개 상업 은행: 베트남 외환 상업은행, 베트남 무역 상업은행, 베트남 투자개발 상업은행, 베트남 농업발전 상업은행 또는 이들 은행의 합법적인 계승자)에 은행의 서비스 비용 비율 3%/년을 더한 것으로 결정된다.

가) 기업 소득세율 및 기타 세금 및 수수료는 관련 법률 규정에 따른다.

제6조. 발전소 운영 및 유지 보수 가격 산정 방법

FOMC 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격_다 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

1. 대수선 비용 및 기타 비용 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

= ∑TPT = ∑KNK + GWP

여기서:

2. 운영 및 유지보수 비용은 기준 연도의 인건비 기초로 산정됩니다.수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따른 실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한다;

여기서:

조 7. 화력 발전소 변동 가격 산출 방법

기준 연도 P의 화력 발전소 변동 가격^BD (원/kWh)는 다음 공식을 사용하여 산정됩니다:

여기서:

1. 연료 원가 변동에 따른 가격 조정 요소는 기준 연도에서 산정되며, 다음 공식을 사용하여 산정됩니다:기준 연도에서 사용하는 주 연료의 열 효율은 공급자와 구매자가 협의하며, 설계 기준 또는 설계 기술에 따른 투자 규모를 사용하여 산정되며, 이는 부록 I에 따라 통지에 부과되는 규정을 초과하지 않아야 합니다 (kcal/kWh 또는 kJ/kWh 또는 BTU/kWh 또는 kg/kWh);

여기서:

기준 연도의 보조 연료 가격은 연료 구매 계약 또는 협의 문서의 가중 평균으로 산정되며, 이는 부가가치세를 포함하지 않습니다 (원/kg 또는 원/kcal 또는 원/kJ 또는 원/BTU).다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

연간 보조 재료 비용은 연간 발전을 위한 보조 재료의 양과 단가를 기준으로 산정되며, 이는 기준 연도에서 산정됩니다 (원). 기준 연도에서 보조 재료 비용을 산정할 수 없는 경우, 충분한 데이터가 있는 시점에서 해당 비용 요소를 산정하고 기준 연도로 환산하여 연간 2.5%의 비율로 산정됩니다;다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

석탄 화력 발전소: 석탄 운송 계약 또는 협의 문서의 가중 평균으로 산정됩니다;천연 가스 화력 발전소: 전력 생산을 위한 천연 가스 운송 서비스 비용의 가중 평균으로 산정되며, 이는 가격 법률 및 관련 법령의 규정에 따라 권한 있는 기관이 승인합니다;

여기서:

조 8. 발전소에 대한 전력공급 서비스 가격 결정 방법이 없는 경우

발전소가 발전 서비스 가격 결정 방법 및 발전 가격 체계를 아직 확립하지 않은 경우, 구매자와 판매자는 발전소의 실정에 맞는 발전 서비스 가격 결정 방법을 합의하고, 산업부에 보고하여 검토 및 지침을 받는다.

조 9. 임시 가격

전력 구매판매 계약에서 가격을 협의하지 못한 경우에는 전기 판매자와 구매자가 임시 가격을 협의하여 적용할 수 있으며, 정식 가격이 확정될 때까지 이를 적용한다.

조 10. 태양광 발전소 및 풍력 발전소가 전력공사와 전력 구매 계약을 체결하였으나 정부총리의 결정에 따른 전기 가격 적용 조건을 충족하지 못한 경우 전력 서비스 가격 산정 방법은 다음과 같다.

태양광 발전소와 풍력 발전소가 전력공사와 전력 구매 계약을 체결하였으나 정부총리의 다음과 같은 결정에 따른 전기 구매 가격 적용 조건을 충족하지 못한 경우 전력 서비스 가격 산정 방법은 다음과 같다:

1. 전기 판매자와 구매자는 이 통지에서 정한 가격 결정 원칙을 기반으로 발전소의 전력공급 서비스 가격 방안을 작성한다.

a) 발전소의 전력공급 서비스 가격 협상 기준 연도는 발전소의 상업운전 시작 연도이다.

b) 가격이 아직 결정되지 않은 발전소 부분에 대해서는 전체 발전소의 입력 데이터를 기반으로 전력공급 서비스 가격을 결정한다.

2. 연간 평균 전력 교역량은 다음과 같이 산정된다.

a) 설계 기준(설계 기준을 확인할 수 없는 경우에는 설계 기술)이 국가 기관에 의해 검토된 바 있는 경우(풍력 발전소는 양 당사자가 P50 기대 생산량을 기준으로 합의한 경우)

b) 제(a)항 규정에 따라 확인할 수 없는 경우, 전력 판매자와 구매자는 국가 기관의 검토 결과 통보에서 사용된 설계 기준 또는 설계 기술 자료를 기반으로 합의한다. 연간 전력 교역량이 설계 기준을 기반으로 산정되는 경우, 설계 기준에 따른 총 투자 비용을 사용하고, 설계 기술을 기반으로 산정되는 경우, 해당 설계 기술에 따른 총 투자 비용을 사용한다.

3. 발전소의 기본 연도 운영 및 유지보수 비용 FOMC_다 다음과 같이 산정된다.

여기서:

4. 전력 서비스 가격 산정을 위한 다른 요인, 계약 구매 전력 가격 산정 방법, 계약 구매 전력 가격 고정화 원칙은 전력 판매자와 구매자가 이 통고 제II장의 규정을 기반으로 합의한다.

5. 계약 구매 전력 협상에 필요한 문서는 이 통고 제19조 제1항의 규정에 따라 작성된다.

조 11. 발전사업 투자자를 선정하기 위한 입찰에서 전력 판매 가격 결정 원칙

전력사업 프로젝트 투자자를 선정하는 경쟁입찰이 이 법률 제19조 제1항에 따라 이루어진 경우, 입찰 공고서에 포함된 전기 가격은 이 통고 제II장의 원칙에 따라 작성되며, 입찰 공고서와 컨설팅 단위를 기반으로 제안된 전기 가격 계산 데이터 세트를 사용한다.

절 2

전력 서비스 가격 산정 방법

이미 상업 운전 중인 발전소에 대한

조 12. 발전 서비스 가격 결정 방법 - 발전 계약이 만료되었으나 경제 수명이 끝나지 않은 발전소에 대해

이미 통고 제41/2010/TT-BCT, 통고 제56/2014/TT-BCT, 통고 제57/2020/TT-BCT, 통고 제07/2024/TT-BCT에 따른 전력 구매 계약 협상 및 체결을 완료하였으나 전력 구매 계약 기간이 만료되었지만 경제 수명이 끝나지 않은 발전소에 대해서는 전력 판매자와 구매자는 경제 수명이 끝날 때까지의 각 연도에 대한 고정 가격을 합의하여, 이 가격이 이미 합의된 가격과 동일하게 유지되도록 한다.

조 13. 경제 수명이 끝난 발전소의 발전 서비스 가격 결정 방법

1. 경제 수명이 끝난 발전소의 고정 가격은 발전소가 전력 생산 및 판매 활동에 필요한 비용을 회수할 수 있도록 보장하는 원칙에 따라 산정된다. 가격 산정 기간은 양 당사자가 합의하거나 대형 설비 점검 주기를 고려하여 합리적인 이익률을 설정한다. 정부 기관의 승인 문서가 있을 경우 해당 문서에 따른 기간을 적용한다.

2. 경제 수명이 끝난 화력 발전소의 변동 가격은 이 통고 제7조의 규정을 기반으로 하되, 실제 운영 상황에 적합하도록 고려한다.

3. 평균 발전량은 설계 승인된 발전소 용량과 이 통고 부록 I에 규정된 Tmax을 기반으로 산정된다. 이 통고 부록 I에 Tmax이 규정되지 않은 발전소의 경우, 최근의 실제 통계 자료를 기반으로 다음 가격 산정 주기와 일치하도록 평균 전력 생산량을 산정한다.

4. 경제 수명이 끝난 발전소가 설비 개선 투자를 수행한 경우, 전력 판매자와 구매자는 이 통고 제4조, 제5조, 제6조 및 제7조의 규정을 준수하면서 개선된 주요 설비의 감가상각 기간에 맞추어 발전소의 구매 전력 계약 가격을 협상한다.

조 14. 발전 계약이 유효하나 발전 서비스 가격이 만료되었거나 BOT 계약이 정부에 이양되었거나 정부 권한 기관의 문서에 명시된 가격 구매 방식을 적용하고 발전 계약이 만료된 발전소의 발전 서비스 가격 결정 방법

조 14. 발전 서비스 가격을 결정하는 방법은 전력 구매 계약이 유효한 발전소에 대해 발전 서비스 가격 효력이 소멸하거나 BOT 계약 기간이 만료되어 정부에 이관되었거나 권한 있는 문서에 따른 전기 구매 가격 메커니즘을 적용하고 상업 운전 중인 발전소의 전력 구매 계약 효력이 소멸한 경우를 포함한다.

2. 발전 서비스 가격 산출 기간은 발전소의 경제 수명 잔여 기간 또는 발전 계약 잔여 기간 또는 양 당사자의 합의에 따라 결정된다.

3. 부록 I에 명시된 규정에 따라, 평균 전력 생산량은 가격 산출 주기와 일치하는 최근 주기의 실제 통계 데이터를 기반으로 결정된다.

3. 평균 발전량은 설계 승인 공장 용량과 부록 I에서 규정된 Tmax을 기반으로 결정되며, 부록 I에서 Tmax이 규정되지 않은 발전소는 최근 적합한 주기 통계 데이터를 기반으로 평균 전력량을 결정한다.

4. 화력 발전소의 가변 가격은 본 통고 조 7의 규정을 고려하여 실제 운영 상황에 맞게 결정된다.

6. 발전 서비스 가격 산출을 위한 투자 비용은 발전 서비스 가격 또는 발전 계약이 만료된 시점의 재산 가치를 기반으로 결정되며, 개선 및 개량 비용(있을 경우)을 더한다.

6. 발전 서비스 가격 계산을 위한 투자 비용은 발전 서비스 가격 효력이 소멸하거나 전력 구매 계약 효력이 소멸한 시점의 재산 잔존 가치와 개선 및 업그레이드 비용(있을 경우)을 합산하여 결정된다.

조 15. 재투자 정산에 따른 발전 서비스 가격 결정 방법은 재협상 발전소에 적용된다.

본 통고 조 27항 1호 및 2호에서 규정된 투자 완료 예산에 따라 발전 서비스 가격을 재협상하는 발전소에 대해서는 다음과 같다:

1. 재투자 정산 금액을 확정한 후, 전력 판매자는 전력 구매자에게 관련 재투자 정산 자료를 제공해야 한다.

2. 전력 판매자와 전력 구매자는 다음 원칙에 따라 전력 가격을 재협상한다:

가) 본 통고 조 4에서 규정된 전력 구매 계약 가격 결정 방법;

나) 본 통고 조 4에서 규정된 전력 구매 계약 가격 계산을 위한 입력값을 투자 완료 예산 시점에 재조정한 후 계산된 가격;

다) 계약 전력 매매 가격은 발전 가격 범위를 초과하지 않아야 하며, 발전소 전체 운영 상업 연도의 발전 가격 범위 내에 있어야 한다.

다) 발전소 상업 운전 날짜부터 적용되는 발전 서비스 가격은 본 통고 조 16에서 규정된 연간 고정 가격을 적용하며, 투자 완료 예산을 기반으로 한 전력 가격을 결정하기 전의 모든 연도의 고정 가격 조정은 이루어지지 않는다.

절 3. 계약 전력 매매 가격의 각 연도별 결정 방법

목 3

전력 구매 계약 가격 결정 방법

각 연도별로

1. 전력 판매자와 전력 구매자는 계약 기간 동안 협의한 평균 고정 가격을 사용할 수 있다. 전력 판매자와 전력 구매자가 협의하여 평균 고정 가격을 연도별 고정 가격으로 변경하는 경우, 이러한 가격 결정은 이 조항 제2항에서 정한 원칙을 준수해야 한다.

1. 판매자는 구매자가 계약 기간 동안 협의한 평균 고정 가격을 적용할 수 있다. 판매자와 구매자가 협의하여 평균 고정 가격을 연간 고정 가격으로 변환하면, 이러한 가격 결정은 본 조항 제2항에서 규정된 원칙을 준수해야 한다.

2. 실제 차입 조건과 프로젝트의 재무 능력을 기반으로 판매자와 구매자는 발전소의 평균 고정 가격을 연간 고정 가격으로 변환할 수 있다 (FC)_j 가) 연도별 고정 가격 계산 시 재무 할인율은 전력 판매자와 전력 구매자가 발전소의 내부 수익률(IRR)과 동일하게 협의해야 한다.

나) 주체는 발전소 건설 투자 대출 상환 의무를 대출 상환 기간 내에 이행해야 한다.

조 17. 계약 전력 매매 연도별 발전 서비스 가격 조정 원칙

1. 발전소의 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 다음 원칙에 따라 조정된다:

가) 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 이 통지 부록 I에 따른 평균 비용 인플레이션 비율에 따라 조정되며, 전력 판매자와 전력 구매자는 외화 출처의 구성 요소에 대한 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소 조정 메커니즘을 협의하고 합의해야 한다.

가) 대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소는 부록 I에서 규정된 평균 비용 인플레이션 비율에 따라 조정되며, 판매자와 구매자는 외화 출처 항목에 대한 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소의 조정 메커니즘을 검토하고 합의할 수 있다.

나) 인건비에 따른 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소는 지급 시점의 지역 최저임금 수준 또는 중앙 통계 기관이 발표한 CPI 지수에 따라 조정되지만 연간 2.5%를 초과하지 않아야 한다.

2. 매년 외화 차입 총액, 외화 차입 상환 계획, 실제 원금 상환 데이터, 전력 서비스 제공 가격 방안에서 판매자와 구매자가 합의한 환율, 직전 연도에 적용된 환율을 기반으로 판매자와 구매자는 환차익 계산 및 해결 방안을 계산하고 합의한다. FED 환차익(달러)는 다음 공식으로 계산된다:

여기서:

조 18. 발전소 전력매매계약 가격 결정 방법

발전소 전력매매계약 가격은 전기요금을 청구하는 연도 j의 월 t에 대한 P,C,j,t로 결정된다._C,j,t수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따른 실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한다;

여기서:

1. 연도 j의 월 t에 대한 운영 및 유지보수 비용은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

가) 대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

나) 연도 j의 월 t의 인건비에 따른 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소 ( )이며 다음과 같이 결정된다:

최저임금을 계산한 전력 가격 방안이 지역 최저임금 수준과 같다면 인건비에 따른 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소는 다음 공식으로 결정된다:

여기서:

투자설비 비용의 비율로 계산되는 경우 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음 공식에 따라 결정된다 (원/千瓦时):_{||| nc}투자 건설 및 장비 비용 비율에 따라 인건비에 따른 운영 및 유지 보수 비용 구성 요소는 다음 공식으로 결정된다 (원/kWh):

여기서:

2. 연도 j의 월 t의 화력 발전소의 가변 가격수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따른 실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한다;

여기서:

가) 연도 j의 월 t의 주요 연료 비용 변동에 따른 가변 가격 구성 요소다음 공식으로 결정된다:

여기서:

b) 발전소 부연료 비용 변동에 따른 가변 요금 조정 요소다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

c) 발전소의 다른 비용 변동에 따른 가변 요금 조정 요소다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

d) 발전소의 주연료 운송비 월 t, 년 j(원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

3. 월 t의 발전소의 총 가동 비용(원)은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

4. 가동 비용 지불 규정:

a) 열 전력 발전소에 대해서는 경쟁적 전력 시장 규정에 따라 시행되며, 해당 규정은 산업통상자원부가 제정하였습니다;

b) 폐기물 발전소, 생물질 발전소, 신재생 에너지 발전소에 대해서는 전력 판매자와 구매자가 협의합니다.

장 III

전력 매매 계약

조 19. 전력 매매 계약 주요 내용

본 통지에 부속된 부록 III에 규정된 전력 판매 계약의 주요 내용은 판매자와 구매자가 계약을 체결하는 기초가 된다. 판매자와 구매자는 법률 규정에 따라 계약의 특정 조항을 추가하거나 수정할 수 있다.

2. 사용 언어는 베트남어입니다. 전력 판매자가 외국 투자자일 경우, 전력 판매자와 구매자는 영어로 된 계약을 추가로 협의할 수 있습니다.

조 20. 전력 매매 계약 협상에 필요한 문서

1. 새로운 발전소에 대한 전력 매매 계약 협상 문서에는 다음이 포함됩니다:

a) 본 통지 부록 III에 명시된 주요 내용을 포함한 전력 매매 계약 초안;

b) 투자 의향 승인 또는 투자 의향 결정 또는 투자 등록 증명서;

c) 건설 결정 및 설계 설명서와 함께 독립 컨설팅 회사의 투자 프로젝트 검토 보고서 및 관련 문서;

d) 발전 프로젝트의 초기 투자 규모 승인 결정 또는 프로젝트의 투자 규모 조정 승인 결정이 발전 서비스 가격 협상 시점과 관련 프로젝트 설계 기초 검토 보고서, 설계 기초 검토 결과 통보 문서, 건설 관리 기관의 투자 규모 검토 승인 결정 문서(있을 경우)에 효력을 가진다.

đ) 발전소를 국가 전력망에 연결하기 위한 합의 및 발전소 연결 계획;

e) 차입 계약 또는 투자자와 대출자 사이의 문서 및 자료, 차입 자금의 실제 또는 계획된 사용 내역;

발전소 연료 공급 계약은 발전용 연료 가격, 연료 운송비, LNG 보관비, 가스화 및 분배 비용, 부가 비용, 연료 인수 지점 및 연료 공급 기간을 명확히 규정한다.

발전소 변압기 손실 및 전력 손실 계산 자료, 발전소 변압기 증압선에서 국가 전력망 연결 지점까지의 전력 손실 계산 자료, 발전소 자체 사용 전력 계산 자료.

i) 열 전력 발전소의 열 효율 계산서;

k) 전력 판매 가격 결정 방식에 따른 계약 부록 II 장 1 및 장 3의 규정;

l) 기타 관련 문서(있을 경우).

2. 상업 운영 중인 발전소의 전력 매매 계약 협상에 필요한 문서에는 다음이 포함됩니다:

a) 본 통지 부록 III에 명시된 주요 내용을 포함한 전력 매매 계약 초안;

b) 현재의 전력 매매 계약;

c) 발전소의 기술 문서, SCADA/EMS 시스템 기술 데이터, 보호 및 자동화 시스템 기술 데이터, 현재까지의 발전 단위 P-Q 특성.

d) 발전소 연료 공급 계약;

đ) 본 통지 부록 II의 규정에 따른 발전소의 전력 판매 가격 결정 방식;

e) 최근 년도의 발전소 재무 보고서 또는 계약 협상 시점까지의 관련 문서;

g) 기타 관련 문서(있을 경우).

장 IV

시행규정

조 제21조 정부공업상 전력관리국의 책임

이 통고의 규정을 지도하고 감독하며 필요하다면 실질적 요구와 법규를 일치시키기 위해 이 통고를 수정 보완하도록 건의한다.

조 제22조 베트남전력그룹의 책임

1. 전력구매자와 전력판매자와 협력하여 이 통고에 따른 전력매매계약에서의 환차익 처리방안을 계산하고 합의한다.

2. 판매자와 구매자의 요청에 따라 발전소의 실제 운영 상황에 맞게 전력 구매 계약을 계산하고 통합하여 전력 시스템의 효율성을 높이고 전체 비용을 절감하도록 주도하고 협력한다.

조 23. 전력 구매자의 책임

1. 이 통고에 따라 전력판매자와 전력매매계약을 협상하며 제공하는 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 담당하고 보장한다.

2. 전력 판매자와 함께 이 시행규칙에서 정한 바에 따라 계약을 이행하면서 발생하는 환율 차이를 계산하고 일치시키며, 이를 베트남 전력그룹에 제공하여 결제 방안을 검토하게 한다.

조 제24조 전력판매자의 책임

1. 이 통고에 따라 전력구매자와 전력매매계약을 협상하며 제공하는 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 담당하고 보장한다.

2. 관련 단체 및 기관과 계약 협상 및 검증 과정에서 정보를 충분히 제공하며, 제공된 자료의 정확성, 합리성, 적법성을 보장하고 책임을 진다.

3. 전력 판매자는 연료 공급업체 및 연료 운송업체 선정을 조직하고 법령에 따라 공정하고 경쟁적이며 투명하게 연료 매입 및 운송 계약을 체결할 책임이 있다.

4. 전력판매자는 연료공급계약, 연료운송계약을 관리하여 법규에 따라 연료원의 합법성, 경쟁력, 투명성을 보장한다.

5. 전력구매자와 협력하여 이 통고에 따른 연간 전력매매계약에서의 환차익을 계산하고 베트남전력그룹에 제출하여 처리방안을 검토하도록 한다.

조 제25조 연료공급, 운송자의 책임

법령에 따라 연료 공급 계약, 연료 운송 계약 및 관련 연료 계약을 체결하고 공정하고 경쟁적이며 투명하게 이행한다.

조 제26조 발전서비스 가격 조정

전력판매자와 전력구매자는 전력법 제52조 제4항에 따라 이미 체결된 전력매매계약에서 발전서비스 가격을 재협상한다.

조 27. 이행 조항

1. 통보 제57/2020/TT-BCT, 통보 제56/2014/TT-BCT, 통보 제51/2015/TT-BCT에 규정된 방법으로 전력 매매 계약을 체결하였거나 2017년 9월 19일 이전에 착공한 신규 발전 프로젝트에 대해, 전력 판매자와 전력 구매자가 최종 투자 결정에 따른 전력 발전 서비스 가격 재산정을 요청할 수 있는 권리를 가지며, 이는 본 통보 제15조에 규정된 절차에 따라 이루어진다.

2. 통보 제41/2010/TT-BCT에 규정된 방법으로 전력 매매 계약을 체결하였으며, 정부 기관이 최종 투자 결정에 따른 전력 가격 재협상을 승인한 경우, 전력 판매자와 전력 구매자는 본 통보 제15조에 규정된 절차에 따라 최종 투자 결정에 따른 전력 발전 서비스 가격 재산정을 실시한다.

3. 이미 체결된 전력매매계약을 가진 발전소는 이 통고에 따라 전력매매계약을 수정할 수 있는 권리를 갖는다.

4. 각 경쟁 전력 시장 단계에 대해 전력 판매자와 전력 구매자는 해당 경쟁 전력 시장 단계의 규정에 맞게 전력 매매 계약 조항을 수정하거나 보완할 책임이 있다.

5. 통보 제07/2024/TT-BCT가 효력 발생하기 전까지 해결되지 않은 환율 차이에 대해, 전력 판매자와 전력 구매자는 통보 제07/2024/TT-BCT에 규정된 절차에 따라 해당 단계의 환율 차이 해결 방안을 계산하고 합의한다.

6. 통고 제07/2024/TT-BCT가 효력을 발생하기 전에 특수연결부분을 포함한 프로젝트는 통고 제07/2024/TT-BCT에 따른 특수연결부분 가격 결정방법을 계속 적용한다.

조 28. 효력 발생

1. 이 통고는 2025년 2월 1일부터 효력을 발생한다.

2. 2024년 4월 12일 공업부 장관이 발행한 통고 제07/2024/TT-BCT는 폐지된다.

3. 2017년 8월 3일 발효된 통보 제13/2017/TT-BCT에 의거하여 2014년 12월 19일 발효된 통보 제57/2014/TT-BCT의 일부 조항을 개정 및 보완한 내용 중 조 제4조를 폐지한다.

4. 시행 중 발생한 문제는 조직 또는 개인이 공업부에 보고하여 수정 보완하도록 한다.