시행령 제 13/2017/TT-BCT는 시행령 제 56/2014/TT-BCT가 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차를 규정한 것과 시행령 제 30/2014/TT-BCT가 경쟁 발전 시장 운영을 규정한 것 그리고 시행령 제 57/2014/TT-BCT가 발전 가격 결정 방법 및 발전 가격 프레임워크 작성 및 공표 절차를 규정한 것을 수정하고 보완한다.

 

시행규칙

수정, 보완일부 조항에 관한 고시 제 56/2014/TT-BCT 발전가격 결정 방법 및 전력 구매 판매 계약 검사 절차를 규정함; 고시 제 30/2014/TT-BCT운영 示 경쟁 발전 시장 및고시 제 57/2014/TT-BCT유효하게 세부 규정을 정하고 발전 가격 프레임워크 작성 및 공표 방법과 절차를 규정함

정부가 2012년 11월 12일 제정한 제95호 2012년 국무회의령에 근거하여 통상부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정함.

전기사업법 2004년 12월 3일 법률에 의거;전기사업법 일부 개정 법률 2012년 11월 20일;

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

제 08/2025/QĐ-TTg 호 2025년 4월 4일 총리의 지정 감정 보수 제도에 관한 결정 63/2013/QĐ-TTg 년 08 월 11 년 2013 총리 에 따른 단계, 조건 및 전력 산업 구조를 통해 베트남 내 전력 시장 수준 형성 및 발전을 위한;

전력 규제국 국장의 제안에 따라,

산업부 장관은 산업부 장관이 2014년 12월 19일 고시 제 56/2014/TT-BCT로 발전가격 결정 방법 및 전력 구매 판매 계약 검사 절차를 규정한 고시를 수정, 보완하기 위해 2017년 2017/TT-BCT 고시를 발부한다.; 산업부 장관이 2014년 10월 2일 고시 제 30/2014/TT-BCT로 경쟁 발전 시장 운영을 규정하고 2014년 12월 19일 고시 제 57/2014/TT-BCT로 발전 가격 프레임워크 작성 및 공표 방법과 절차를 규정한 고시를 수정, 보완하기 위해 2017년 2017/TT-BCT 고시를 발부한다..

조 1.고시 제 56/2014/TT-BCT로 발전가격 결정 방법 및 전력 구매 판매 계약 검사 절차를 규정한 고시를 수정, 보완한다.

1. 제 2조 제 10항을 수정하고 제 17항, 제 18항, 제 19항, 제 20항 및 제 21항을 추가한다.

“10. 기준 연도 처음 승인된 사업 총 투자 비용이다.

17. 석탄 수입 계약 정부 기관의 승인을 받은 발전소가 해외 석탄 판매 업체와 체결하여 발전소에 석탄을 공급하는 계약으로, 현행 규정에 따라 체결되며 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장해야 한다.

18. 수입 석탄 운송 계약 발전소와 운송 업체 사이에서 수입 석탄을 발전소로 운송하기 위한 계약으로, 현행 규정에 따라 체결되며 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장해야 한다.

19. 국내 석탄 구매 계약 발전소와 국내 석탄 판매 업체 또는 국내 출처 또는 수입 석탄을 판매하는 업체 사이에서 발전소에 석탄을 공급하기 위한 계약으로, 현행 규정에 따라 체결되며 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장해야 한다.

20. 국내 석탄 운송 계약 발전소와 운송 업체 사이에서 베트남 영토 내에서 발전소에 석탄을 운송하기 위한 계약으로, 현행 규정에 따라 체결되며 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장해야 한다.

21. 공사 착공일 건설 허가 기관에 공사 착공일을 기재한 통보서에 기재된 날짜로, 건설교통부 고시 제 15/2016/TT-BXD 2016년 6월 30일에 대한 건설 허가 관련 지침 또는 그 수정, 보완, 대체 문서에 따라 한다.”

2.    제 5조 제 2항 제 a호를 다음과 같이 수정한다.

“a) 총 투자 비용: 처음 승인된 사업 총 투자 비용을 기반으로 결정되며, 20년 이상 운영 후 발전소 유지 운전을 위한 설비 투자 및 개선 비용은 총 투자 비용에 포함되지 않는다.”

3.    제 7조 제 1항을 다음과 같이 수정한다.

“1. 연료 주요 원가 변동에 따른 가격 조정 요소는 기준 연도의 발전소 주요 연료 원가 변동에 따라 조정된다 (VND/kWh)이며, 다음의 공식에 의해 결정된다. :   발전소 주요 연료의 평균 연료 소모량은 양 당사자가 제작업체의 사양 또는 EPC 업체의 보증 사양 또는 발전기 또는 발전소의 실험 결과를 기반으로 협상한 값으로, 부하 규제에 따른 부하 수준에 따라 부록 1 고시 제 56/2014/TT-BCT에 명시된 kg/kWh 또는 BTU/kWh로 계산된다.

여기서:

발전소가 여러 계약의 석탄을 사용하는 경우: 기준 석탄 열량 (NT

) 평균 연료 소모량은 각 계약의 석탄 양과 열량을 가중치로 하여 계산되며, 계약 석탄 매매 계약에 명시된 석탄 열량 (kcal/kg)으로 계산된다.₀       기준 연도의 주요 연료 가격은 다음과 같이 결정된다.

: -  국내 석탄 매매 계약의 연료 석탄에 대해: 석탄 가격은 공급 업체의 배송 지점에서 발생하는 손실, 관리 비용, 보험 비용(있을 경우)을 포함하며, 운송 비용은 포함되지 않으며, 톤당 동전으로 계산되어 kg당 동전으로 환산된다. 만약 석탄 매매 계약에서 운송 비용을 분리할 수 없다면, 기준 연도의 연료 가격은 국내 석탄 매매 계약 가격으로 결정된다;

-  수입 석탄 매매 계약 또는 여러 계약에서 제공되는 석탄에 대해: 석탄 기준 가격은 본 고시 제 1조 제 15항에 명시된 석탄 매매 계약에 따라 계산된다;

-  연료 가스에 대해: 가스 가격은 가스 광산 가격 (VND/BTU)이다.”

4.    제 8조를 다음과 같이 수정한다.

4.    조항 8을 다음과 같이 개정한다:

“조 8. 화력 발전소 주 연료 운송 가격 산정 방법

||| 화력 발전소 기준 연료 운송 가격()은 다음과 같은 공식에 따라 결정됩니다(원/千瓦时):

´ 

여기서:

:    석탄화력 발전소의 주 연료 평균 연료 소비율(킬로그램/千瓦时) 또는 가스 터빈 발전소의 주 연료 평균 열 효율(BTU/千瓦时)은 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 7조 제 1항에서 규정된 방법으로 결정됩니다;

:        기준 연료 운송 가격은 톤당 원으로 계산되며, 석탄의 경우 킬로그램 단위로, 가스의 경우 BTU 단위로 환산하여 계산됩니다.

석탄 수입 계약이나 다수의 계약에서 공급되는 석탄에 대해서는 통지 이 조문 제 1조 제 15항에서 정한 석탄 운송 계약 가격을 계산할 때 기준 석탄 운송 가격을 적용합니다.”

5.    제 14조 제 2항 제 빈(b)을 다음과 같이 수정합니다:

“b) 인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소()이며 다음과 같이 결정된다:

- 전기 가격 계획에서 최저임금 지역 급여를 사용하는 경우, 인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 6조 제 2항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时):

여기서:

:  인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 6조 제 2항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);

:    결제월 t, 년도 j의 최저임금 지역 급여(원/人/月);

:        기준 연도의 최저임금 지역 급여(원/人/月).

- 전기 가격 계획에서 최저임금 지역 급여보다 높은 급여 또는 총 인건비 TC가 발전소의 인건비 비율로 계산되는 경우, 인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 다음과 같은 공식에 따라 결정됩니다(원/千瓦时):_{||| nc}  발전소의 주 연료 비용 변동에 따른 조정 가격 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 7조 제 1항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);

여기서:

:  인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 6조 제 2항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);

i:  전년도 j-2년도의 전국 소비자물가지수(CPI) 증가율이 2.5%/년을 초과하지 않도록 합니다. 이는 전년도 j 바로 직전 연도의 12월 전국 소비자물가지수(CPI)에 따르며, 통계청 웹사이트에서 공표됩니다;

:  기준 연도부터의 결제 연도 번호(i이6.    제 14조 제 3항 제 빈(a)을 다음과 같이 수정합니다:이“a) 발전소의 주 연료 비용(석탄, 가스) 변동에 따른 조정 가격 구성 요소(

:       발전소의 주 연료 비용(석탄, 가스) 변동에 따른 조정 가격 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 7조 제 1항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);

HS,j

이:          년도 j의 효율 감소율(%);  이 :          결제월 t, 년도 j의 발전용 주 연료(석탄, 가스) 가격은 톤당 원으로 석탄의 경우, BTU당 원으로 가스의 경우 계산됩니다;₁= 0).”

                 석탄 수입 계약이나 다수의 계약에서 공급되는 석탄에 대해서는 결제월 t, 년도 j의 석탄 가격은 통지 이 조문 제 1조 제 15항에서 정해집니다;

:          기준 연도의 발전용 주 연료(석탄, 가스) 가격은 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 7조 제 1항에서 정한 방법으로 결정되며, 석탄의 경우 톤당 원으로, 가스의 경우 BTU당 원으로 계산됩니다.”. 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:

7.    제 14조 제 4항을 다음과 같이 수정합니다:

k        _{“4. 발전소의 주 연료 운송 가격은 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 8조에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);} :          결제월 t, 년도 j의 발전용 주 연료(석탄, 가스) 운송 가격은 석탄의 경우 톤당 원으로, 가스의 경우 BTU당 원으로 계산됩니다;

                      석탄 수입 계약이나 다수의 계약에서 공급되는 석탄에 대해서는 결제월 t, 년도 j의 석탄 가격은 통지 이 조문 제 1조 제 15항에서 정해집니다;

:          기준 연도의 발전용 주 연료(석탄, 가스) 운송 가격은 석탄의 경우 톤당 원으로, 가스의 경우 BTU당 원으로 계산됩니다.”.

8.           제 15조 제 2항 제 빈(b)을 다음과 같이 수정합니다:

:  인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 11조 제 2항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);

:       결제월 t, 년도 j의 최저임금 지역 급여(원/人/月); 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:

i:               전국 소비자물가지수(CPI) 증가율은 전년도 j-2년도의 2.5%/년을 초과하지 않도록 합니다. 이는 전년도 j 바로 직전 연도의 12월 전국 소비자물가지수(CPI)에 따르며, 통계청 웹사이트에서 공표됩니다;

:               기준 연도부터의 결제 연도 번호(i

9.  제 20조 제 1항을 다음과 같이 수정합니다:

“1. 발전소 프로젝트 개발자는 발전소 구매 계약 협상 제안서를 작성하여 구매자에게 제출하고, 계약 체결 전 공사 착공일 또는 발전소가 국가 전력 시스템에 연결 테스트를 수행하기 전까지 협상, 심사 및 승인 절차를 완료해야 합니다.”

8.          제15조 제2항 단서 b를 다음과 같이 개정한다:

“b) 인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소()이며 다음과 같이 결정된다:

- 전기 가격 계획에서 최저임금 지역 급여를 사용하는 경우, 인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 6조 제 2항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时):

여기서:

:  인건비 기준으로 정한 운전 및 유지보수 비용(원/kWh)은 통상령 제56호 2014년 제56/2014/TT-BCT호에 따른 방법으로 산출한다;

:       t월, j년도의 지역 최저임금액(원/인/월);

:        기준 연도의 최저임금 지역 급여(원/人/月).

- 전기 가격 계획에서 최저임금 지역 급여보다 높은 급여 또는 총 인건비 TC가 발전소의 인건비 비율로 계산되는 경우, 인건비에 따른 고정 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 다음과 같은 공식에 따라 결정됩니다(원/千瓦时):_{||| nc}  발전소의 주 연료 비용 변동에 따른 조정 가격 구성 요소는 통지 제 56/2014/TT-BCT 제 7조 제 1항에서 정한 방법으로 결정됩니다(원/千瓦时);

여기서:

:  인건비 기준으로 정한 운전 및 유지보수 비용(원/kWh)은 통상령 제56호 2014년 제56/2014/TT-BCT호에 따른 방법으로 산출한다;

i:               전력운전 및 유지보수 물가상승률은 전년도 12월 발표된 통계청 통계정보 홈페이지에 공시된 전국 소비자물가지수(CPI)에 따라 연 2.5%를 초과하지 않는 범위에서 산정한다 (-2년);이6.    제 14조 제 3항 제 빈(a)을 다음과 같이 수정합니다:이-2)이지만 연 j년도 직전 연도 12월 발표된 전국 소비자물가지수(CPI)에 따라 연 2.5%를 초과하지 않는 범위에서 산정하며, 통계청 통계정보 홈페이지에 공시됨;

이:               결산연도의 순번은 기준연도로부터 시작하여 계산되며 (기준연도에 대한 경우); 이 :          결제월 t, 년도 j의 발전용 주 연료(석탄, 가스) 가격은 톤당 원으로 석탄의 경우, BTU당 원으로 가스의 경우 계산됩니다;₁= 0).”.

9.  제20조 제1항을 다음과 같이 개정한다:

“1. 발전소 프로젝트 주투자자는 전력매입계약 협상을 위한 제안서를 작성하여 구매측에 제출하고, 협상 및 승인 절차를 거쳐 전력매입계약을 체결해야 하며, 이는 공사 착공일 또는 발전소가 국가 전력망에 테스트 연결되기 전에 이루어져야 한다.”

10.  점 d 항 1 조 21을 다음과 같이 개정한다.

"d) 사업의 초기 투자총액 승인 결정과 사업 투자와 관련된 전기 구매 판매 계약 협상 및 기초 설계 검토 보고서."

11.    항 1 조 26을 다음과 같이 개정한다.

"1. 전력 규제청에 전기 구매 판매 계약 검토를 요청하고, 공사 착공일 또는 발전소가 국가 전력 시스템에 발전 실험을 시작하기 전까지 계약을 체결하며, 제공한 자료의 정확성, 합리성, 적법성을 담보한다."

12.    항 1 조 27을 다음과 같이 개정한다.

"1. 발전자는 다음과 같은 책임을 진다.

a) 공사 착공일 또는 발전소가 국가 전력 시스템에 발전 실험을 시작하기 전까지 전기 구매 판매 계약을 협상하고 체결한다.

b) 전기 구매 판매 계약 협상 및 검토 과정에서 관련 단체나 기관에게 제공하는 정보의 정확성, 합리성, 적법성을 담보한다.

c) 전기 구매 판매 계약 체결 전까지의 투자 프로젝트 공사 과정에서 발생하는 모든 비용을 부담한다.

d) 석탄 운송 계약(국내 및 수입 포함) 또는 새로운 석탄 운송 가격 계약을 체결하기 전에는 발전자는 운송업체 또는 석탄 판매 업체와 협력하여 석탄 운송업체 선정 과정에 대한 관련 법적 서류를 제공하고, 벨트 운송을 통한 경우 석탄 가격과 운송 가격 분리 계산서를 제공하여 전력그룹이 석탄 운송 가격 의견을 제시할 수 있도록 한다. 발전자는 현재 규정에 따라 석탄 운송 계약을 체결하여 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장한다."

13.  항 2a 조 28 다음에 다음과 같이 항 2b, 항 2c, 항 2d를 추가한다.

"2b. 2015년 2월 3일 이전에 공사를 시작하였으며, 이미 전기 구매 판매 계약을 체결하였으나 전기 가격이 만료된 발전소에 대해서는 적용 중인 전기 가격 방안에서 합의된 투자 총액을 사용하여 전기 가격을 계산한다. 계약 수정 및 보완 후 1년 이내에 발전자는 투자 건설 공사의 결산을 완료하고, 전력그룹과의 전기 구매 판매 계약 및 전기 가격 협상을 완료해야 한다.

2c. 통지 56/2014/TT-BCT에서 정의된 계산 방법으로 전기 구매 판매 계약을 체결한 전력 프로젝트에 대해서는 통지 56/2014/TT-BCT의 규정을 계속 적용한다. 결산 자금이 확정되면 각 당사자는 결산된 투자 자금을 기준으로 다시 전기 가격을 계산할 권리를 요구할 수 있다.

2d. 본 통지가 효력을 발생하기 전에 공사를 시작한 신규 발전소 프로젝트에 대해서는 통지 56/2014/TT-BCT와 통지 51/2015/TT-BCT에서 정의된 투자 총액을 사용하여 전기 가격을 계산한다."

14.       조 2 항 9, 조 3 항 5를 폐지한다.

15.       조 22 항 1을 폐지한다.

16.       부록 1a를 다음과 같이 추가한다.

“ 부록 1a

발전소용 석탄 가격 및 석탄 운송 가격

1. 기준 석탄 가격 및 석탄 운송 가격

a) 기준 석탄 가격(원/톤), 계산 단위를 원/킬로그램으로 변환하여 결정되며, 다음과 같이 결정된다.

여기서:

P_0,m: 국내 전기 구매 판매 계약의 경우, 석탄 가격은 본 통지 조 1 항 3에 따른다.

수입 석탄 계약의 경우: 석탄 가격은 FOB 가격, 손실률, 관리비, 보험료(있을 경우) 등 수입 석탄 계약에 명시된 두 당사자가 합의한 금액이며, 수입 세금 및 수수료는 제외되며, 운송비 및 중간 운송비는 포함되지 않는다. 만약 수입 석탄 계약에서 운송비를 분리할 수 없는 경우, 기준 연료 가격은 수입 석탄 계약 가격으로 결정된다;

X₀: 국내 석탄 구매 판매 계약의 경우, 해당 시점의 환율(VND/외화)을 적용한다.₀ = 1;

호의 용적이며, 호의 건기 평균 용적을 기준으로 산출되며 단위는 m_다: 국내 석탄 구매 판매 계약의 경우, 석탄 계약량 m(톤)을 적용한다.

M: 석탄 구매 판매 계약의 총 수.

b) 기준 석탄 운송 가격(원/톤), 계산 단위를 원/킬로그램으로 변환하여 결정되며, 수입 석탄 운송 계약 또는 국내 석탄 운송 계약의 운송 가격에 따라 가중평균으로 결정된다.

국내 석탄 운송 계약의 경우, 석탄 운송 가격은 국내 석탄 판매 업체로부터 발전소까지의 운송 가격 또는 국내 중간 저장소에서 발전소까지의 운송 가격이다.

수입 석탄 운송 계약의 경우, 석탄 운송 가격은 해당 시점의 환율(VND/외화)에 따라 두 당사자가 수입 석탄 운송 계약에 합의한 가격이다.

석탄 구매 판매 계약에 운송비가 포함되어 있는 경우, 운송비를 분리할 수 있는 경우 해당 운송비는 해당 석탄 구매 판매 계약에 따른 규정에 따라 결정된다. 분리할 수 없는 경우, 해당 운송비는 0(없음)으로 결정된다.

2. 결산 시점의 석탄 가격 및 석탄 운송 가격

a) 결산 시점의 석탄 가격(원/톤), 다음과 같이 결정된다.

여기서:

P_{m, j,t}:         석탄 가격은 결제 시점에서 평균 가중치 가격(원/톤)으로 계산되며, 다음과 같이 결정됩니다.

P_q:             석탄 가격은 수입 석탄 구매 계약 또는 국내 석탄 매매 계약에 따른 판매자로부터 발행된 석탄 영수증에 기재된 가격으로 결정되며, t, 이는 본 부록 제1절 제a호에서 정한 비용 요소를 포함하며, 국내 석탄 매매 계약의 경우 환율 X를 적용함_{t년 j월 최저임금 수준 (동/월);} 이 경우 해당 환율은 1로 대응됨); 이 경우 1로 상응한다);

X_{t년 j월 최저임금 수준 (동/월);}:           결제 달에 석탄을 구매하기 위해 사용된 외화와 원화 간 환율은 구매 전력회사와 판매 전력회사가 협의한 상업 은행의 판매 환율에 따라 발행된 석탄 영수증 시점에서 결정됩니다; t, 환급발행 시점의 은행간 매매환율에 따라 구매측과 판매측이 합의한 환율로 결정된다;

NT₀:          기초 석탄 열량(kcal/kg)은 본 통지 제1조 제3항에서 규정된 방법으로 결정됩니다;

NT_{j, t}:         결제 달에 국내 석탄 매매 계약의 평균 석탄 열량(kcal/kg)은 해당 달에 발생한 석탄 영수증에 따른 석탄 양 V와 실제 교부 및 수령된 석탄 열량을 건조 전체 열량으로 환산하여 가중치 평균을 계산함;_q 그리고 실제 수송되는 석탄 열량을 각각의 석탄 매입 계약에서 정해진 건조 전체 열량으로 환산한 값으로, 해당 월 발생한 석탄 세금계산서에 의해 확인된다; t 이는 석탄 영수증과 검사된 석탄 품질 증빙서류에 기재된 실제 석탄 열량(kcal/kg)에 따름.

조:             결제 달에 발생한 유효 석탄 영수증의 총 수 t;

호의 용적이며, 호의 건기 평균 용적을 기준으로 산출되며 단위는 m_q:            국내 석탄 매매 계약에 따른 석탄 양(톤)은 결제 달에 발생한 석탄 영수증에 기재된 규격에 따름 q 발생한 월 t.

b) 석탄 운송비는 결제 시점의 금액(원/톤)으로 다음의 방법으로 결정된다:

여기서:

NT₀:         기초 석탄 열량(kcal/kg)은 본 통지 제1조 제3항에서 규정된 방법으로 결정됩니다;

NT_{j, t}:         결제 달에 국내 석탄 매매 계약의 평균 석탄 열량(kcal/kg)은 본 절 제a호에서 규정된 방법으로 결정됩니다;

:         결제 시점의 석탄 운송비(원/톤)는 결제 달에 발생한 석탄 운송 영수증에 따른 석탄 운송비와 석탄 양을 가중치 평균하여 결정되며, t 이는 수입 석탄 운송 계약 또는 국내 석탄 운송 계약에 따름.

석탄 매매 계약에 이미 석탄 운송비가 포함되어 있고, 운송비를 분리할 수 있는 경우에는 해당 석탄 운송비는 매매 계약에 따른 규정에 따라 결정되며, 분리할 수 없는 경우에는 석탄 운송비는 0(영)으로 처리합니다.”

17.  전력 매매 계약 표준 양식에 대한 통지 제56/2014/TT-BCT(부록 3) 제2조 제2항을 다음과 같이 개정함:

“2. 계약 기간

계약 기간은 계약 효력 발생일부터 발전소 상업운전 시작일로부터 25년까지로 계산됩니다.”

조 2. 2014년 12월 19일 공고된 공업무부령 제57/2014/TT-BCT "발전 가격 프레임워크 설정 방법 및 절차에 관한 통지" 일부 조항을 다음과 같이 개정하고 보완함:

1. 제2조 제5항을 삭제함.

2. 제6조 제3항을 다음과 같이 개정함:

“3. 설비 투자는 발전소 표준 모델의 1kW 평균 공급 능력을 위한 초기 투자 비용으로, 처음 승인된 프로젝트 총 투자 규모를 기반으로 계산되며, 계산 시점의 외화 환율을 반영한다. 설비 투자의 구성 비용은 다음과 같습니다:

a)    건설 비용은 건물 및 시설 건설 비용, 구조물 해체 및 철거 비용, 건설용 토지 정비 비용, 임시 시설 건설 비용, 공사 지원 시설 비용, 현장 임시 주거 및 공사 관리 시설 비용 등을 포함합니다;

b)   설비 비용은 기술 장비 구매 비용, 발전소 운영 교육 비용, 설치 및 시험 비용, 운송 및 보험 비용, 세금 및 기타 관련 비용 등을 포함합니다;

c)    토지 보상 비용 및 재정착 비용은 정부 기관의 결정에 따라 적용되며, 기반 시설 강화 비용도 포함됩니다;

d)   프로젝트 관리 비용은 프로젝트 착공부터 준공 및 사용 개시까지의 모든 관리 비용을 포함합니다;

đ)   건설 컨설팅 비용은 탐사, 설계, 건설 감독, 검토 컨설팅 및 기타 건설 투자 컨설팅 비용을 포함합니다;

e) 기타 비용은 시운전 기간 동안의 유동 자본 비용, 차입금 이자 비용 및 건설 기간 동안의 기타 필요한 비용을 포함합니다;

g) 예비 비용은 건설 과정에서 발생할 수 있는 추가 작업 비용 및 건설 기간 동안의 물가 상승 요인을 대비한 비용을 포함합니다.”

조 3. 2014년 10월 2일 공고된 공업무부령 제30/2014/TT-BCT "경쟁적 발전시장 운영에 관한 통지" 일부 조항을 다음과 같이 개정하고 보완함:

1. 제3조 제50항을 다음과 같이 개정함:

“50. 전략적 다목적 수력발전소 는 총리령 제2012/QĐ-TTg 2016년 10월 24일 "경제-사회, 국방-안보에 특별히 중요한 의미가 있는 대형 발전소 목록 승인에 관한 결정"과 산업통상자원부령 제4712/QĐ-BCT 2016년 12월 2일 "경제-사회, 국방-안보에 특별히 중요한 의미가 있는 대형 발전소와 연계 운영하는 발전소 목록 승인에 관한 결정"에 규정된 수력발전소입니다.”

2. 제17조 제3항을 다음과 같이 개정함:

“3. 열력 발전소의 변동 비용은 다음과 같이 결정됩니다:

a) 열 손실률 값을 확인할 수 있는 경우, 변동 비용은 다음과 같이 결정됩니다:

여기서:

:     발전소의 주 연료 비용(석탄, 가스) 변동에 따른 변동 가격 조정 요소(원/kWh);

조정 가능한 가격 요소는 발전소 연료 부연료(유류) 비용 변동에 따른 조정 가격(원/kWh);

||| 조정 가능한 가격 요소는 발전소의 다른 비용 변동에 따른 조정 가격(원/kWh).

- 발전소 주 연료 비용 변동에 따른 조정 가능한 가격 요소 (원/kWh)는 다음 공식으로 결정됩니다: |||

여기서:

: 주 연료의 평균 연료 소비율은 제작업체 또는 EPC 수주업체의 보증 사양 또는 테스트 결과를 기준으로 양 당사자가 협의한 것으로, 부속서 1 통지 제56/2014/TT-BCT에 규정된 부하 수준에 따라 계산되며, kg/kWh 또는 BTU/kWh로 표시됩니다;

석탄을 다양한 원에서 공급받는 발전소의 경우: 사용하는 석탄의 기초 열량 가치(NT)는 계약에 명시된 석탄 매입 계약에 따른 중량과 열량을 가중치 평균하여 계산되며, kcal/kg 단위로 표시됩니다.₀) 평균 연료 효율 계산에 사용되는 평균 연료 손실률은 각각의 석탄 매입 계약에서 정해진 건조 전체 열량으로 환산된 석탄 양과 열량에 가중치를 부여하여 계산되며 (kcal/kg).

: ||| 주 연료 가격에는 주 연료 운송 비용이 포함됩니다.

- 발전소 부연료 비용 변동에 따른 조정 가능한 가격 요소 |||

여기서:

: 부연료(유류)의 평균 연료 소비율은 제작업체의 사양을 기반으로 양 당사자가 협의한 것으로, kg/kWh로 표시됩니다;

||| 부연료(유류) 가격에는 운송 비용 및 기타 비용이 포함되며, 원/kg 단위로 표시됩니다.

||| 주 연료 및 부연료의 평균 연료 소비율은 단일 구매자로부터 공급받으며, 효율성 감소 계수에 의해 조정됩니다. 계약에 명시된 연료 소비율이 프로젝트 전체 기간 동안의 평균 연료 소비율인 경우에는 효율성 감소 계수에 의해 조정되지 않습니다. 계약 또는 계약 협상 문서에 특성 곡선만 있는 경우, 발전소의 연료 소비율은 계약에 명시된 전력 판매량에 해당하는 부하 수준에서 결정됩니다.

발전소가 계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 연료 소비율 데이터가 없는 경우, 그 발전소의 연료 소비율은 동일 기술 및 용량을 가진 표준 발전소의 연료 소비율로 결정됩니다. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단체는 표준 발전소의 연료 소비율을 계산할 책임이 있습니다.

||| 열력 발전기의 효율성 감소 계수는 계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 명시된 단일 구매자로부터 제공되는 효율성 감소 계수로 결정됩니다.

열력 발전소가 계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 효율성 감소 계수 데이터가 없는 경우, 동일 그룹의 표준 발전소의 효율성 감소 계수를 적용합니다. 이는 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단체가 결정합니다.

- 발전소의 다른 비용 변동에 따른 조정 가능한 가격 요소 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

공화국_vlp: 발전소의 연간 부재료 비용은 발전을 위한 부재료의 양과 단가를 기준으로 결정되며, 원 단위로 표시됩니다;

공화국_kd||| : 발전소의 케이퍼빌리티 시작 비용은 연료 비용 및 기타 시작 비용을 포함하며, 원 단위로 표시됩니다;

공화국_k||| : 발전소의 연간 정기 유지 보수 비용은 발전소의 설비 투자 비용과 부속서 1 통지 제56/2014/TT-BCT에 명시된 정기 유지 보수 비용 비율을 기준으로 계산되며, 원 단위로 표시됩니다;

P_t-: 발전소의 정확한 출력(kW);

k_CS||| 발전소의 전체 경제 생애 주기 동안 평균적으로 계산된 출력 감소율은 통지 제56/2014/TT-BCT 부속서 1에 명시된 규정에 따라 % 단위로 결정됩니다;

다_max||| 발전소의 최대 출력 운전 시간은 통지 제56/2014/TT-BCT 부속서 1에 명시된 규정에 따라 프로젝트 전체 기간 동안 여러 년 동안 평균화된 시간이며, 시간 단위로 표시됩니다.

b) 계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 연료 소비율 데이터가 없고 동일 그룹의 표준 발전소가 없는 경우, 발전기의 비용 변동은 계약에 명시된 연도 N의 가변 가격 요소를 반영한 가변 가격(연료 운송 비용 포함)으로 결정됩니다."

3. 제22조 제1항 및 제2항을 다음과 같이 개정한다:

"1. 열력 발전기의 최고 제안 가격은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

: 열력 발전기의 최고 제안 가격(원/kWh);

K_{직류 전류}: 열력 발전기의 분류 결과에 따른 최고 제안 가격 조정 계수. 기본 운전용 열력 발전기는 K_{직류 전류} = 0%; 지원 운전용 열력 발전기는 K_{직류 전류} = 5%; 피크 운전용 열력 발전기는 K_{직류 전류} = 20%;

2. P_NLC: 열력 발전기의 주 연료 가격(원/kCal 또는 원/BTU);

3. P_NLP: 열력 발전기의 부연료 가격(원/kCal 또는 원/BTU);

HR_공화국: 열력 발전기의 평균 부하 수준에서의 주 연료 소비율(BTU/kWh 또는 kCal/kWh);

HR_P: 열력 발전기의 평균 부하 수준에서의 부연료 소비율(BTU/kWh 또는 kCal/kWh).

2. 계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 연료 소비율 데이터가 없고 동일 그룹의 표준 발전소가 없는 경우:

a) 열력 발전기의 최고 제안 가격은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

: 열력 발전기의 최고 제안 가격(원/kWh);

K_{직류 전류}: 열력 발전기의 분류 결과에 따른 최고 제안 가격 조정 계수. 기본 운전용 열력 발전기는 K_{직류 전류} = 0%; 지원 운전용 열력 발전기는 K_{직류 전류} = 5%; 피크 운전용 열력 발전기는 K_{직류 전류} = 20%; 

: 전력 판매 계약에 명시된 연도 N의 가변 가격(연료 운송 비용 포함)(원/kWh).

b) 변경된 가격(주 연료 운송 비용을 포함함)은 천정 가격 제안을 계산하기 위한 가격으로, 이는 단일 구매자 기관이 시스템 전력 운영 기관 및 전력 시장에 제공하는 예상 연간 N 가격 변동이다.

4. 제37조 다음에 다음과 같이 제37a조를 추가한다.

“제37a조. 시간별 계약 발전량 조정

1. 시간별 계약 발전량 조정을 검토할 경우 (Qc 시간):

a) 석탄 화력 발전소의 여러 연소실 중 하나가 고장으로 중단되거나 발전소 전체가 중단되는 경우;

b) 석탄 화력 발전소의 여러 연소실 중 하나 또는 발전소 전체의 수리 기간이 승인된 계획보다 길어지고, 이 기간이 시간별 계약 발전량 산출에 반영되는 경우.

2. 제1항 a 절에서 정한 사유가 충분한 근거로 확인되면, 다음 원칙에 따라 시간별 계약 발전량을 조정한다:

a) 고장 시간이 72시간(72개 거래 주기와 동일) 이하인 경우: 발전소의 시간별 계약 발전량(Qc)을 조정하지 않음;

b) 고장 시간이 72시간 초과인 경우:

- 고장 발생 시점부터 72번째 거래 주기까지의 기간 동안: 발전소에 할당된 시간별 계약 발전량(Qc)을 그대로 유지함;

- 73번째 거래 주기부터 고장 복구 및 사용 가능 상태까지의 기간 동안:

+ 발전소의 실질 발전량(Qmq)이 해당 기간 동안 발전소의 계약 발전량(Qc)보다 작은 경우, 해당 거래 주기의 시간별 계약 발전량을 발전소의 실질 발전량(Qmq)으로 조정함;

+ 발전소의 실질 발전량(Qmq)이 해당 기간 동안 발전소의 계약 발전량(Qc)보다 크거나 같은 경우, 발전소의 시간별 계약 발전량(Qc)을 조정하지 않음.

3. 제1항 b 절에서 정한 사유가 충분한 근거로 확인되면, 다음 원칙에 따라 시간별 계약 발전량을 조정한다:

장기 수리를 하는 동안, 수리 기간 중 발전소의 실질 발전량(Qmq)이 계약 발전량(Qc)보다 작은 거래 주기에는 해당 거래 주기의 시간별 계약 발전량을 발전소의 실질 발전량(Qmq)으로 조정한다.

4. 직접 거래 발전 기관은 시스템 전력 운영 기관 및 전력 시장과 협력하여 제1항에서 정한 사건을 확인하고, 전력 규제청장이 제시한 시장 지급을 위한 사건 확인 절차에 따라 단일 구매자 기관과 직접 거래 발전 기관에게 보내서 발전소의 시간별 계약 발전량 조정을 위한 근거로 사용한다. 연소실 고장 사건을 확인하는 경우:

a) 분산 제어 시스템(DCS) 또는 유사한 제어 시스템에서 이 사건에 대한 데이터가 있는 경우: 이러한 데이터를 근거로 사건을 확인한다;

b) 분산 제어 시스템(DCS) 또는 유사한 제어 시스템에서 이 사건에 대한 데이터가 없는 경우: 전력 규제청장이 제시한 시장 지급을 위한 사건 확인 절차에 따라 각각의 특정 상황에 대한 다른 소스의 정보 및 데이터를 사용하여 사건을 확인한다.

5. 단일 구매자 기관과 직접 거래 발전 기관은 제1항, 제2항 및 제3항에서 정한 규정에 따라 조정된 발전소의 계약 월 발전량 및 시간별 계약 발전량을 재확인하여 서명한다.”

5. 제80조 제12항을 수정하고 제14항을 추가한다.

“12. 국가 전력 시스템 외부에 분리되어 해외 전력망에 연결된 발전소의 경우, 시스템 전력 운영 기관 및 전력 시장의 다음 연도 시스템 운영 계산 결과에 따라 다음 연도 시장 참여 및 지급이 다음과 같이 결정된다:

a) 다음 연도의 해외 전력망에 연결된 발전소의 예상 연결 기간이 180일 이상인 경우, 해당 발전소는 다음 연도 시장에서 완전히 제외된다. 해당 발전소의 다음 연도 전력 생산량은 단일 구매자 기관과 체결한 전력 구매 계약 가격에 따라 지급된다;

b) 다음 연도의 해외 전력망에 연결된 발전소의 예상 연결 기간이 180일 미만인 경우, 해당 발전소는 다음 연도 시장에 참여해야 한다(직접 거래 발전 기관으로 간주됨). 해당 발전소의 발전기가 국가 전력 시스템 외부에 분리되어 해외 전력망에 연결된 날짜 동안, 해당 발전소의 전력 생산량은 단일 구매자 기관과 체결한 전력 구매 계약 가격에 따라 지급된다.

14. 시스템 자동 출력 조정 시스템(AGC) 테스트에 참여하는 발전기를 가진 발전소의 경우, 해당 발전소는 시장에서 완전히 제외되고, 테스트 기간 동안의 발전소의 전력 생산량은 단일 구매자 기관과 체결한 전력 구매 계약 가격(Pc 전체 가격)에 따라 지급된다. 연도 N의 테스트에 참여할 예정인 발전기 목록은 연도 N-1년 12월 1일 이전에 시스템 전력 운영 기관 및 전력 시장이 회원들에게 공표해야 한다.”

6. 통고 제30/2014/TT-BCT에 제VI장 다음에 다음과 같이 제VIa장을 추가한다.

 “장 여섯과반

시장 참여 기제

 공업 단지에 소재하는 발전소에 관한 사항

조 88아. 전력시장 참여 의무

공업 단지에 소재하는 발전소를 소유하고 있는 발전사업자(이하 "발전사업자"라 한다)로서 설비용량이 30MW를 초과하고 국가 전력망에 연결되어 전력 일부를 국가 전력망에 판매하는 경우(2016년 1월 1일 이전에 체결된 전력매매계약이 2016년 1월 1일 이후에도 유효한 경우는 제외하며, 이는 2015년 12월 29일 경제 산업부령 제51호에서 경제 산업부령 제30호와 경제 산업부령 제56호를 개정·보완한 규정에 따라 적용됨)는 다음과 같은 책임을 지니며:

1. 경제 산업부령 제30호 및 경제 산업부령 제51호 제1조 제2항, 제3항, 제4항에 따른 전력시장 참여 등록을 해야 함.

2. 시장 정보 시스템, SCADA/EMS 시스템 및 전력량 측정 시스템을 설치하여 발전기별 발전량 및 지역 부하의 전력량을 확인할 수 있도록 하여 전력시장 운영 요구사항을 충족시키는 시설을 보완해야 함. 이는 경제 산업부령 제30호 제4조 제5항에 따른 바임.

3. 경제 산업부령 제30호 및 경제 산업부령 제51호에 따른 경쟁적 발전시장 운영 규정을 준수해야 함.

4. 경제 산업부령 제56호, 경제 산업부령 제51호 및 본 조례에 따른 전력매매계약을 체결해야 함.

조 88비. 다음 연도, 다음 달, 다음 주의 운영 계획 수립

1. 발전사업자는 경제 산업부령 제30호 제4장, 경제 산업부령 제51호 제1조 및 전력시장 운영 정보기술 시스템 관리 운영 절차 및 정보 공개 절차에 대한 전력 규제청장 고시에 따른 규정에 따라 다음 연도, 다음 달, 다음 주의 전력시장 운영 계획 수립을 위한 자료를 전력망 운영기관 및 전력시장에 제공해야 함.

2. 매년 7월 15일 이전까지 발전사업자는 다음 연도 각 달의 내부 부하 예상 수요를 전력망 운영기관 및 전력시장에 제공해야 함.

3. 매달 20일 이전까지 발전사업자는 다음 달의 내부 부하 예상 수요를 전력망 운영기관 및 전력시장에 제공해야 함.

4. 전력망 운영기관 및 전력시장은 경제 산업부령 제30호 제35조 및 경제 산업부령 제51호 제1조 제7항에 따른 규정에 따라 공업 단지에 소재하는 발전소가 전력시장에 참여하는 경우 다음 달의 최고 입찰 가격을 계산하고 공표해야 함.

조 88씨. 다음 날, 다음 시간의 전력시장 운영

1. 발전사업자는 경제 산업부령 제30호 제5장에 따른 다음 날, 다음 시간의 전력시장 운영 규정을 준수해야 함.

2. D-2일 오후 2시까지 발전사업자는 공업 단지에 소재하는 발전소의 각 거래 주기별 내부 부하 예측 그래프를 전력망 운영기관 및 전력시장에 제공해야 함. 내부 부하 예측 오차 허용 범위는 ±10%이며, 내부 부하 실험 또는 신규 투자가 이루어지는 경우 ±15%로 허용됨.

3. 다음 날 입찰 가격 제출: 발전사업자는 경제 산업부령 제30호 제41조 및 제45조에 따른 규정에 따라 공업 단지에 소재하는 발전소의 다음 날 입찰 가격 제출서를 전력망 운영기관 및 전력시장에 제출해야 하며, 발전사업자는 다음과 같은 책임을 지니며:

가) 각 발전기의 모든 사용 가능한 용량을 판매 제안해야 함;

나) 내부 부하에 대한 가격 제안:

- 내부 부하가 한 대의 발전기의 최저 안정 발전량보다 높은 경우, 내부 부하를 충당하기 위해 예상 발전량에 대한 판매 가격은 0원/kWh로 제안해야 함;

- 내부 부하가 한 대의 발전기의 최저 안정 발전량보다 낮은 경우, 최저 안정 발전량에 대한 판매 가격은 0원/kWh로 제안해야 함;

다) 남은 용량: 가격 제안은 경제 산업부령 제30호 제10조에 따른 열력 발전기의 최저 입찰 가격 제안 규정과 전력망 운영기관 및 전력시장이 공표한 최고 입찰 가격 제안 규정을 준수해야 함;

라) 한 대 이상의 발전기를 사용하여 내부 부하를 충당하기 위한 용량 제안을 할 수 있으며, 한 대의 발전기 용량으로 내부 부하를 충당하지 못하는 경우에는 다음 발전기의 입찰 제안을 사용하여 내부 부하를 충당할 수 있음;

마) 발전사업자는 발전기의 기술 제약, 매매계약에 따른 기술 제약, 그리고 증기 부하와 관련된 제약(있을 경우)을 고려하여 발전기별 입찰 가격 제안서를 작성해야 함.

4. 다음 시간 입찰 가격 제출: 발전사업자는 공업 단지에 소재하는 발전소와 내부 부하를 반영한 다음 시간의 입찰 가격 제출서를 전력망 운영기관 및 전력시장에 제출해야 하며, 발전사업자는 거래 주기 45분 전까지 다음 시간의 입찰 가격 제출서와 최소 내부 부하를 업데이트해야 함.

조 88d. 발전소 동원 일정 및 실시간 운영 계획 수립

1. 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 산업단지 내 발전소의 동원 일정을 발전소의 제안 가격에 따라 작성하며, 통일부령 제30호 2014년 제30/2014/TT-BCT 호 제5장 1절, 2절 및 3절의 규정에 따라야 한다.

2. 거래 주기 전에 발전소는 발전 설비의 실제 증감 부하 속도를 다음 시간대의 제안에 반영하여 동원 일정을 작성하고 실시간 운영 계획을 수립하며, 전력 시장에서의 지급 계산을 수행한다.

3. 전력 공급이 과다한 경우, 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 지역 부하보다 낮은 수준으로 발전소를 동원하지 않아야 하며, 현지 부하가 안정적인 최소 출력보다 낮다면, 발전소는 해당 설비의 안정적인 최소 출력으로 동원되어야 한다.

조 88đ. 전력 시장에서의 지급 계산

1. 전력 시장에서의 지급을 위한 발전소 생산량 계산은 다음과 같이 이루어진다:

a) 산업단지 내 발전소의 제안 가격이 시장 상한 가격보다 높은 경우 해당 주기 거래에서의 전력 생산량(Qbp)은 통일부령 제30호 2014년 제30/2014/TT-BCT 호 제70조 제3항의 규정에 따라 결정된다;

b) 주기 거래에서 추가로 발생한 전력 생산량(Qcon)은 통일부령 제30호 2014년 제30/2014/TT-BCT 호 제70조 제4항의 규정에 따라 결정된다;

c) 주기 거래에서 운영 지시와 다른 전력 생산량(Q_du)는 통일부령 제30호 2014년 제30/2014/TT-BCT 호 제70조 제2항과 전력 시스템 운영 및 실시간 운영 계획 수립 및 전력 시장에서의 지급 계산을 위한 절차에 따른 운영 지시와 다른 전력 생산량 계산에 대한 규정 제47조 제2항의 규정에 따라 결정되며, 운영 지시 오차를 확인하기 위해 측정기를 사용한다;

d) 주기 거래에서의 시장 전력 가격(SMP)에 따른 지급 전력 생산량(Qsmp)은 다음과 같이 결정된다:

- Qdu_이 > 0인 경우: Qsmp_이 = Qm_이 - Qdu_이 – Qcon_이 - Qbp_이

- Qdu_이 ≤ 0인 경우: Qsmp_이 = Qm_이 - Qcon_이 - Qbp_이

여기서:

Qm_이: 주기 거래에서의 전력망에 연결된 전력 생산량 (주기 거래에서의 측정점에서 측정된 전력 생산량에 따름);

Qdu_이: 주기 거래에서의 운영 지시와 다른 전력 생산량;

Qbp_이: 주기 거래에서의 제안 가격에 따른 지급 전력 생산량 (산업단지 내 제안 가격이 시장 상한 가격보다 높은 발전소에 대해 kWh 단위);

Qcon_이: 주기 거래에서의 산업단지 내 발전소의 추가 전력 생산량 (kWh 단위);

đ) 주기 거래에서의 산업단지 내 발전소의 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 전력 생산량은 다음과 같이 결정된다:

Qc_이 = Qhc_이 × β

여기서:

Qc_이: 주기 거래에서의 산업단지 내 발전소의 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 전력 생산량 (원);

β: 전력 규제청이 산업단지 내 각 발전소의 기술 유형 및 위치에 따라 설정한 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 전력 생산량 비율;

Qhc_이: 주기 거래에서의 전력 보정량 (kWh 단위)은 다음과 같이 결정된다:

- Qdu_이 > 0, Qhc_이 = Qm_이 - Qdu_이;

- Qdu_이 ≤ 0, Qhc_이 = Qm_이.

여기서:

Qm_이: 주기 거래에서의 전력망에 연결된 전력 생산량 (주기 거래에서의 측정점에서 측정된 전력 생산량에 따름).

2. 제1항의 규정에 따라 전력 시장에서의 지급을 위한 전력 생산량 구성 요소는 통일부령 제30호 2014년 제30/2014/TT-BCT 호 제71조의 규정에 따라 조정된다.

3. 산업단지 내 발전소의 각 거래 주기 및 지급 주기별 지급 금액은 다음과 같이 구성된다:

a) 시장 전력 가격에 따른 지급;

b) 시장 용량 가격에 따른 지급;

c) 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급;

d) 기타 지급 (있을 경우).

4. 각 거래 주기별로 산업단지 내 발전소에 대한 시장 전력 가격에 따른 지급 금액은 다음과 같이 계산된다:

   Rg_이 = Rsmp_이 + Rbp_이 + Rcon_이 + Rdu_이

여기서:

Rg_이: 산업단지 내 발전소의 각 거래 주기별로 시장 전력 가격에 따른 지급 금액 (원);

Rsmp_이: 각 거래 주기별로 시장 전력 가격(SMP)에 따른 지급 부분의 금액 (원);

Rbp_이: 각 거래 주기별로 제안 가격이 시장 상한 가격보다 높은 발전소에 대한 제안 가격에 따른 지급 부분의 금액 (원);

Rcon_이: 각 거래 주기별로 추가 전력 생산량에 따른 지급 부분의 금액 (원);

Rdu_이: 각 거래 주기별로 운영 지시와 다른 전력 생산량에 따른 지급 부분의 금액 (원);

β: 전력 규제청이 산업단지 내 각 발전소의 기술 유형 및 위치에 따라 설정한 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 전력 생산량 비율;

5. 각 거래 주기별로 산업단지 내 발전소에 대한 시장 용량 가격에 따른 지급 금액은 다음과 같이 계산된다:

Rcan_이 = Qm_이 × CAN_이

여기서:

Rcan_이: 산업단지 내 발전소의 각 거래 주기별로 시장 용량 가격에 따른 지급 금액 (원);

Qm_이: 주기 거래에서의 전력망에 연결된 전력 생산량 (주기 거래에서의 측정점에서 측정된 전력 생산량에 따름);

CAN_이: 각 거래 주기별로 시장 용량 가격 (원/kWh);

6. 각 거래 주기별로 산업단지 내 발전소에 대한 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 금액은 다음과 같이 계산된다:

Rc_이 = Qc_이 × (Pc – SMP_이 – CAN_이)

여기서:

Rc_이: 산업단지 내 발전소의 각 거래 주기별로 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 금액 (원);

Qc_이: 각 거래 주기별로 차이형 전력 구매 계약 가격에 따른 지급 전력 생산량 (원);

Pc: 전력 구매 계약 가격 (원/kWh);

SMP_이: 각 거래 주기별로 시장 전력 가격 (원/kWh);

CAN_이: 각 거래 주기별로 시장 용량 가격 (원/kWh);

7. 기타 지급 (있을 경우)는 통일부령 제30호 2014년 제30/2014/TT-BCT 호 제80조와 통일부령 제51호 2015년 제51/2015/TT-BCT 호 제1조 제24항의 규정에 따라 과다한 전력 공급으로 인한 시작 비용 지급을 제외한다.

8. 발전 단위는 전력 구매 계약 가격에 따른 지급액을 계산하는 책임이 있으며, 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 전력량 및 전력 시장 용량 지급액을 계산하는 책임이 있다.

9. 발전 단위는 시스템 운영 및 전력 시장 단위와 전력 소매 단위와 협력하여 지급 계산, 지급 명세서 검토 및 확인, 그리고 정해진 절차에 따라 지급을 수행한다. 이는 통합문서 제30호 2014년 10월 2일 공고된 공업부령 제30/2014/TT-BCT에 규정된 절차에 따르며.

조 4. 제51/2015/TT-BCT 호 공업부령 2015년 12월 29일 공고된 공업부 장관이 공업부령 제30/2014/TT-BCT 호 2014년 10월 2일 공고된 공업부 장관이 발전 시장 경쟁 운용에 관한 통합문서 제30호 2014년 10월 2일 공고된 공업부령과 발전 가격 구성 방법, 전력 구매 계약 검사 절차에 관한 공업부령 제56/2014/TT-BCT 호 2014년 12월 19일 공고된 공업부 장관이 발행한 통합문서 제56호 2014년 12월 19일 공고된 공업부령에서 일부 조항을 수정 보완하기 위해 발행된 통합문서 제51호 2015년 12월 29일 공고된 공업부령 제1조 제7항, 제9항, 제19항을 폐지한다.

베트남 전력그룹은 전력 구매 계약을 체결하지 않은 상태에서 발전소를 운영하고 전력망에 전력을 공급하는 경우 임시 지급 또는 전력 비용 지급을 하지 않는다. 안전한 전력 공급을 위해 이러한 발전소를 동원해야 하는 경우 베트남 전력그룹은 공업부에 보고하며, 발전 단위와 협력하여 발전소 동원, 운영 및 전력 비용 지급을 수행한다.

조 5. 이행조항

본 통합문서가 효력 발생하기 전에 체결된 전력 구매 계약의 기간은 베트남 전력그룹과 발전 단위가 본 통합문서 제1조 제16항에 규정된 계약 기간으로 변경하며, 전력 구매 계약의 다른 내용과 전력 가격은 그대로 유지된다.

조건 6. 효력 발생

1. 본 통합문서는 2017년19 월9일부터 효력이 발생한다.

2. 시행 중 발생하는 문제점은 관련 조직 및 개인이 공업부에 보고하여 적절히 보완 및 수정하도록 한다./.