통지 20/2026/TT-BCT 법률 및 규정 일부 개정, 보완; 2025년 2월 1일 제정된 10/2025/TT-BCT 통지에 따른 재생에너지 소규모 발전소의 피부가비용 산정방법 및 적용 원칙, 전력 구매 계약 주요 내용

고시

일부 조항을 개정하고 보충하는 고시 10/2025/TT-BCT 2025년 2월 1일 발효된 재생에너지 소형 발전소를 위한 피하감소비용표 계산방법 및 적용 원칙과 전력 구매 계약 주요 내용에 대한 고시 일부 조항을 개정하고 보충함

법률 제61/2024/QH15 호 전기법 법률 제94/2025/QH15 호로 개정 보충됨 정부가 2025년 2월 26일 발효한 제40/2025/NĐ-CP 호 공업부 기능, 임무, 권한 및 조직 체계에 관한 정부령에 근거함;

공업부 장관의 요청에 따라;

전력국 국장 D발생效力；

공업부 장관은 공업부 장관이 2025년 2월 1일 발효한 제10/2025/TT-BCT 호 재생에너지 소형 발전소를 위한 피하감소비용표 계산방법 및 적용 원칙과 전력 구매 계약 주요 내용에 대한 고시 일부 조항을 개정하고 보충하는 고시를 발효한다.

조 1. 일부 조항을 개정하고 보충하는고시 10/2025/TT-BCT 2025년 2월 1일 발효된 공업부 장관

1. 개정, 보충 일부 항을 다음과 같이 개정하고 보충함:

a) 개정하고 보충 제7항, 제8항 및 제1항0 다음과 같이 함:

“7. 우기:

a) 북부는 월 01 일부터 7 월 까지 월 31 일까지 10;

b) 중부는 8월 1일부터 15 월 까지 월 15 일까지;

c) 남부는 8월 1일부터 월 일까지 01 월.

8. 갈기

a) 북부는 11월 1일부터 월 까지 월 다음 해;

b) 중부는 월 16 일부터 12 월 까지 월 14 일까지 8 다음 해;

c) 남부는 월 02 일부터 12 월 까지 월 31 일까지 7 다음 해.

10. 소형 재생에너지 발전소 는 공업부 장관이 발효한 결정에 규정된 규모의 재생에너지 발전소로서, 각 시기의 경제-사회 상황에 적합하게.”.

b) 제10항 뒤에 제11항을 다음과 같이 보충함:

“11. 북부, 중부, 남부 본 고시에서 규정되는 것은 경계 전력 시스템 운영 지침에 따라 시스템 전력 관리 센터의 권한으로 운영되는 전력 시스템 지역에 따른 경계를 의미하며, 이는 공업부 장관이 발효한 국가 전력 시스템 운영, 운전, 조작, 사고 처리, 검은 시작 및 복구 지침에 따라 결정된다. 개정 보충.”.

2. 제4조 제4항 제2호를 다음과 같이 개정함:, “b) 재생에너지 소형 발전소의 각 유형에 대한 피하감소비용표를 연구하고 제안하여 공업부 장관에게 심사 및 결정하도록 제출하며, 이는 각 시기의 경제-사회 상황에 적합하게 합리적인 수준으로 설정되어야 한다;” . 개정

보충 부록 IV에 따른 전력 구매 계약 조 3을 다음과 같이 개정함: 조 3. 계약 기간, 본 계약은

3월일부터 발효되며 20 (이십) 년 후에 종료된다. 계약이 종료된 후에도 당사자들은 마지막 세금 명세서 작성, 세금 명세서 조정, 결제, 계약 내의 권리와 의무 완료를 계속 수행해야 한다. "국가 전력 관리 기관"이라는 용어를

“공업부 소속 전력국 으로 대체함 제4조 제2항, 제3항, 제4항, 제5항; 제7조; 제9조 제4항; 제10조 제2항

제10/2025/TT-BCT 호 고시 및 전력 구매 계약 부록 IV ... 제10/2025/TT-BCT 호 고시에 부록으로 첨부된 것본 고시에 부록을 첨부하여 제10/2025/TT-BCT 호 고시에 부록으로 첨부된 부록 II를 대체하는 것으로 피하감소비용표 계산 방법을 규정함.g … 년 … 및 종료 후 20 (이십) năm부터 운영을 시작한 날로부터ươ고 계약이 종료된 후, 각 당사자는 의무를 가지며 계속하여 계약 해지 후의 청산 업무를 수행해야 합니다. đơn 마지막, đ조정 청산 đơn, 결제, 계약상의 권리와 의무를 완료하기 위한 업무를 수행해야 합니다..”.

4. 대체 용어 “산업통상자원부 소속 전력 관리 기관” 로 “산업통상자원부 소속 전력국” 제4조 제2항, 제3항, 제4항, 제5항; 제7조; 제9조 제4항; 제10조 제2항 산업통상자원부 고시 제10/2025/TT-BCT 및 제1조 의 전력 구매 계약 부록 IV 산업통상자원부 고시 제10/2025/TT-BCT에 부속으로 첨부됨.

5. 본 고시에 부속으로 첨부되는 부록은 산업통상자원부 고시 제10/2025/TT-BCT에 부속으로 첨부된 부록 II를 대체하며, 피로비용 방지가치 산정 방법을 규정함.

조 2. 전이 조항

1. 소규모 수력발전소 및 단계별 연속 수력발전단지 내에서 이미 가동 중인 발전소가 합의된 전력 구매판매 가격표를 기존에 적용받고 있었던 경우, 지방자치단체의 통합 또는 행정구역 변경 이전에 공시된 비용회피가격표는 통합 또는 행정구역 변경 이전에 체결된 전력 구매판매 계약에 명시된 지역별 비용회피가격표를 계속 적용한다.

2. 산업통상자원부가 제정한 새로운 규모 기준에 따라 소규모 수력발전소가 이 시행규칙의 적용 대상에서 제외되는 경우, 산업통상자원부 결정 제2394/QĐ-BCN 2006년 9월 1일 발효된 규제와 다른 규모 기준을 적용받아 소규모 수력발전소가 국가 전력 개발 계획 또는 지방 전력 계획에 포함되어 투자 승인을 받은 경우, 새로운 규모 기준 발효 후 5년 이내에 상업운전을 시작할 수 있는 소규모 수력발전소는 이 시행규칙에서 정한 비용회피가격표 또는 관련 규정에 따른 전력 시장 참여 중 하나를 선택할 수 있다. 전력 시장에 참여하는 경우, 전력 판매자는 비용회피가격표를 다시 선택할 수 없다.

3. 소규모 재생에너지 발전소가 비용회피가격표를 기반으로 한 전력 구매판매 계약을 체결 중인 동안 자연재해(태풍, 홍수, 지진, 산사태 등)로 인해 발전소 운영에 직접적인 영향을 미치는 경우, 발전소 운영자가 발전을 중단하거나 중지해야 하는 경우, 전력 구매판매 계약의 기간을 연장하여 발전소 복구 시간과 일치시키며, 총 발전 시간은 상업운전 시작일로부터 20년을 초과하지 않아야 한다. 계약 기간 연장 시 해당 시간의 전력 가격은 발전 중단 시점의 비용회피가격표에 따라 결정된다. 발전소 운영자는 자연재해로 인한 발전 중단 사유에 대한 법적 책임을 부담하며, 이를 명확하고 투명하게 확인해야 한다.

4. 소규모 수력발전소 및 단계별 연속 수력발전단지 내에서 이미 가동 중인 발전소가 이 시행규칙 발효 이전에 비용회피가격표를 기반으로 한 전력 구매판매 계약을 체결한 경우, 계약에 명시된 우기와 건기 기간을 계속 적용한다.

조 3. 시행 조항

1. 본 시행규칙은 2026년 6월 2일부터 효력을 발생한다.

2. 시행 과정에서 발생하는 문제점은 산업통상자원부에 보고하여 적절히 수정 보완하도록 한다.

 

부록 II

비용회피가격표 산출 방법

(본 통지와 함께 공포됨) 통지 번호 20/2026/TT-BCT

날짜 17 월 4 일m산업통상자원부 소속 2026 ườ 정부 산업통상자원부ươング)에 대한 연료 소비 보장을 의무화합니다;

 

1. 비용회피 전력비용

a) 각각의 열电厂已按照指示完成了从越南语到韩语的翻译任务，每个编号的段落都严格按照原文进行了转换，并使用了标准的法律术语。如果有更多内容需要继续翻译或有其他相关任务，请随时告知。: 물리적 발전량 전력 수급 국내 천연가스 사용 최대 가능량에 따라 수급되는; 연료에 대한 제약 조건; 생산량 전력 계약 최소 장기 목표; 잉여 전력 판매; 보조 서비스 제공 BOT 발전소. 주 연료 비용 총액(운송 비용 포함)과 해당 주 연료에 따른 전력 생산량 각 발전소의 월별 전기 요금 청구서에 기재된 데이터를 기준으로 한 연도의 데이터를 취합;; b) 각 시간 /거래 주기

계산을 위한 데이터를 취합한 연도의 가격 표 계산 시, 변동 비용 순으로 각 화력 발전소를 등급 매김đ iện이 제4조 제1항에서 규정된 đ조 제1항에서 규정된 đ점 a 항 본 조항에 따라 계산됩니다. 변동 비용은 각 화력 발전소의 월 평균 연료 비용을 기반으로 합니다.c) 연도의 최대 발전 용량은 계산을 위한 데이터를 취합한 연도의 최대 발전 용량으로 표시되며 (

Pd) 참조 용량);

P* 는 다음과 같이 계산됩니다. F ax P , 여기서F a는 부하 곡선의 변동 에너지 부분을 조정하는 계수로, 시스템 및 전력 시장 운영자가 제안하고 선택 가능한 범위 내에서 결정됩니다. N (0; FN);

: 화력 발전소 (N)의 생산량과 전체 시스템의 연간 생산량의 비율제4조 제1항에서 규정된 đ 점 a항 본 조항에 따라 가격 표 계산을 위해 고려되는 발전소 목록에 기재된)와 전체 시스템의 연간 생산량의 비율 đ) 각 시간/거래 주기;

계산을 위한 데이터를 취합한 연도의 가격 표 계산 시, 전력 비용c Mj 는각 시간 /거래 주기 에서 중간 연료 비용을 가진 발전소의 비용을 참조 용량 P* (제1항에서 규정된 발전소를 제외한 경우)를 기준으로 계산됩니다. 예를 들어, 만약 P*=1000MW이고 만약 어떤 시간

/거래 주기 j에 가장 비싼 발전소가 600MW를 가동하여 변동 비용이c 이고 두 번째로 비싼 발전소가 400MW를 가동하여 변동 비용이 c 이면, 참조 용량 P*를 기준으로 그 시간1 /거래 주기 4에서의 평균 피로비용은 다음과 같이 계산됩니다: c2Mjă m ưu 선 다음으로: 공식에 따라 계산됩니다:

이) 주 연료에 따른 가격 변동은 해당 연도 계산에 따른 주 연료 비용 증가율에 조정됩니다. 주 연료 가격 상승률은 다음과 같은 순서로 결정됩니다:시스템;đ ư순으로 결정됩니다: ưư

- 발전소에 공급되는 연료 계약 가격; 통;

- 신뢰할 수 있는 출처(예: 세계은행이 공표한 자료)를 기준으로 한 시장 가격; đ이 결정을 에너지부 산업국 전력국이 허용합니다. 발전소의 연료 가격이 세계 연료 가격에 의존하고 있으며, 해당 연도 계산에 사용된 주 연료 가격 상승률은 최대 110%를 초과하지 않습니다. ưư 산업부 산하 에너지부ươư 허용합니다. ưư ưư

ư 단위시스템 운영자와 ư전력시장 ư에 제안되고 산업부 산하 에너지부ươư 허용합니다.

이) 각 시간 구간 t에 대해 6개의 계절별 및 일일 사용 시간 구간별로 분류된 가격 중 평균 연간 가격은 각 구간에서 계산된 Mj의 평균으로 계산됩니다.ươư ưư ưMj 각 구간에서.

c 피크 전력 비용 방지 가격 사용하여 요금표 가 표 피크 전력 비용 방지 비용 방지 가 연도 N 다음 식으로 계산됩니다: k*cMj 여기서 k 피크 전력 비용 방지 가격 조정 계수로 에너지부가 결정하며 하지만 재생에너지 발전을 장려하기 위해 적게 동시에 1,0 각각의 경우에 따라 경제적 사회적 상황에 맞게 적용됩니다: - 재생에너지 소형 발전소의 각 유형에 대한 피크 전력 비용 방지 요금표를 발행할 때, 통지 제10/2025/TT-BCT 제1항 제10호에 따라 통지 제10/2025/TT-BCT가 개정되거나 보완된 경우 작, 동시에 경제 상황과 사회 상황에 적합하게각 단계에서

- 본 고시 제1조 제10항에 따라 재생에너지 소형 발전소의 피로비용 표를 각 유형별로 제정할 때, 본 고시 제1조 제1항에 따라 수정되고 보완된 내용을 적용함. 경우.

- c 피크 전력 비용 방지 가격 연평균 연도 N 계산 관련 규정보다 높은 경우 피크 전력 비용 방지 가격 연평균 연도 N-1 에너지부가 발행한 피크 전력 비용 방지 가격 연평균 연도 N-1보다 낮지 않아야 합니다. 전력 피로비용 평균 가격 N년이 발표될 때 전력 피로비용 평균 가격 N-1년보다 높거나 같다면 c 전력 피로비용 잉여 가격은 저점 시간대의 비수기 가격 수준을 유지해야 합니다..

ơ 500kV 송전선을 통해 북중부와 중남부 사이의 경계를 넘는 전력 흐름은 전압 조정 및 전력 시스템 안정성 조건에 따라 결정됩니다. 전력 흐름이 500kV 송전선을 통해 경계를 넘는 양이 적을 때피크 전력 비용 방지 가격은 비수기 저녁 시간대의 전력 가격의 50%로 계산됩니다. 전력 시스템 및 시장 운영기관 결정합니다.

2. 전송 손실 방지 비용

전송 손실 방지 비용의 계산 방법은 다음과 같습니다:

각 연도의 각 시간 동안, 시스템 운영 조건은 500kV 전선을 통해 북중부, 중남부 지역 간 경계를 넘는 전력 흐름을 기반으로 결정됩니다.đ ủ.

500kV 전선에는 항상 전력 흐름이 있으므로 "균형"은 0이 아니라 특정 값 이상의 전력 흐름(방향과 관계없이)을 의미합니다. 이 임계값은 전압 조정 및 전력망 안정성 조건에 따라 결정됩니다. 500kV 전선을 통해 경계를 넘는 전력 흐름이 이 임계값보다 작으면 균형 상태로 간주됩니다. 이 임계값은 시스템 운영자와 전력시장이 결정합니다. đủ 이 임계값보다 작은 경우 균형 상태로 간주됩니다. 동시에 북부와.

남부를 연결하는 500kV 송전선을 통해 전력을 수송하는 đ)ủ đ북부 전력망에 연결된 발전소는 북부가 중부로부터 500kV 전선을 통해 전력을 받을 때 전송 손실 보상금을 받습니다..

ủ ) 발전소는 나머지 모든 경우에 대해 송전 손실 비용을 부담합니다.T 되며 다음과 같이 계산됩니다:중부 전력망에 연결된 발전소는 중부가 북부와 남부로부터 500kV 전선을 통해 전력을 받을 때 전송 손실 보상금을 받습니다. Tr ư ờ 발전소가 북부 지역에 연결된 경우:.

T B CM 1 + λ남부 전력망에 연결된 발전소는 남부가 중부로부터 500kV 전선을 통해 전력을 받을 때 전송 손실 보상금을 받습니다..

이) 그 외의 경우에는 발전소가 전송 손실 보상금을 지불해야 합니다.B 각 연도의 각 시간 동안, 전송 손실 방지 비용은 다음과 같이 계산됩니다: 1 ± λ C

MTrườ 발전소가 ưｉ 중부 지역에 연결된 경우:

 

TT = CM (1 + λT)(1 ± λ500) - CM

 

Trườ 발전소가ư ｉ남부 지역에 연결된 경우: C :

 

M제1항 제1호 부록에 명시된 발전소 목록에 포함된 발전소 = đλ (B,λ)(T,500) - λN

 

북부, 중부, 남부 전력망의 220kV까지의 송전망 손실 비율 (변전소 손실 포함)λ500kV 송전선의 평균 손실 비율 (변전소 손실 포함)T B,T T,

 

TN = CM (1 + λN)(1 ± λ500) - CM

여기서:

d + E x500: 양수일 경우 "보상", 음수일 경우 "징벌".

r e + D, E

 

각각 총 투자 비용의 차입 비율과 자기 자본 비율로, 각각 70:30으로 규정됩니다.

+ r. d 는 발전 설비로서 혼합 순환 가스 터빈 발전기(CCGT)입니다. 피크 부하 피크 제거 비용 산정에 사용되는 기준 값은 다음과 같습니다:

- 2019년 기준 CCGT 발전기의 투자 비용 (720MW 용량의 경우) 15,880,852.61 동/kW(1USD/kW당 약 600 달러, 2017년 7월 1일부터 2018년 6월 30일까지 베트남 외환은행이 발표한 평균 일간 환율 1달러당 22,779.70 동을 적용) - của đồng Việt Nam so với đồng đô la Mỹ do 베트남 외환은행 의 발표에 따름);

- 계산 연도별로 변동하는 달러 환율에 따른 CCGT 발전기 투자 비용 조정 - 계산 연도의 환율을 기준으로 함; - CCGT 발전소의 경제 수명은 산업부가 규정한 발전 가격 결정 방법에 따라 산출됨;

- 세전 평균 가중 평균 자본 비용(WACC)을 적용하기 위한 할인율 i(%)는 다음 공식에 따라 결정되며, 여기서 D와 E는 총 투자 비용에서 차입 자금 비율과 주주 출자 비율을 각각 나타내며, 이 비율은 각각 70:30으로 규정됨: -

r d+ r e+ (하지만 연간 10%를 초과하지 않음), 여기서:

D, E 차입 비율과 주주 출자 비율을 각각 나타냄;30;

-r 는 대출 이자율(%)로, 내외화 자금 출처의 가중평균 이자율을 계산식 r을 통해 산출된다.||| = DF x rd,F + DD x r여기서 여기서 DF, DD 각각 총 대출 자금 중 외화 대출 비율과 내화 대출 비율을 의미하며, 각각 80:20으로 정해진다. rd,F 는 외화 대출 이자율로, 최근 3년 동안 매년 3월, 6월, 9월 또는 12월 중 가장 가까운 시점에서 180일 평균 SOFR(Secured Overnight Financing Rate)를 평균한 것으로 결정된다. 이는 표준화된 180일 평균 기간에 해당하는 최근 연도 바로 전 연도의 데이터를 기준으로 한다. 연도 가격표 작성 연도 || 웹사이트: www.newyorkfed.org에서 발표된 36개월 동안 가장 가까운 3월, 6월, 9월 또는 12월의 평균 180일 기간의 SOFR(Secured Overnight Financing Rate) 평균 금리에 추가된 은행의 연간 평균 대출 수수료 비율입니다. 3% 또는 산업부가 제출하여 경제 사회 상황에 맞는 피실행 비용표가 각 단계에서 적절하도록 함(%/년); rd,D 국내 차입금 이자율은 12개월 만기 개인 예금 금리의 평균에 은행들의 연간 수수료 비율인 3.5%를 더한 것으로 4개 상업 은행(Vietcombank, Vietinbank, BIDV, Agribank 또는 해당 은행의 합법적 계승 기관)의 첫날로부터 60개월 전까지 최근 3개월(3월, 6월, 9월 또는 12월)의 평균을 산출함(%/년); 최근 3개월(3월, 6월, 9월 또는 12월) 중 가장 가까운 달의 첫 날로부터 60개월 전까지의 날짜; 표준화된 가격을 작성하기 위한 바로 직전 연도; Vietcombank, Vietinbank, BIDV, Agribank 또는 해당 은행의 합법적 계승 기관의 4개 상업 은행의 연간 평균 수수료 비율인 3.5% 또는 산업부가 제출하여 피실행 비용표가 각 단계에서 경제 사회 상황에 맞도록 함(%/년); 경제 사회 상황에 맞는 피실행 비용표가 각 단계에서 적절하도록 함(%/년);

+ re 세전 이익률을 나타내며 주주 출자 비율(%)로 계산됨;e re,pt(1-t)와 함께 계산되며, re,pt 주주 출자 비율에 대한 세후 이익률은 12%; t 가동 중인 CCNG 발전소의 평균 법인세율(%);

2019년 기준 CCNG 발전기의 고정 운전 및 유지 보수 비용은 678,284.63 원/kW/년;- 2019년 기준 CCNG 발전기의 고정 운전 및 유지 보수 비용은 표준화된 가격을 작성하기 위해 물가 인플레이션을 반영하여 계산됨;

- 표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 물가 지수(CPI)를 반영하여 계산된 CCNG 발전기의 고정 운전 및 유지 보수 비용은 연간 2.5%를 초과하지 않음; 소비자물가지수(CPI)는 표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 물가 지수를 반영하여 계산됨; 통계청이 공표한 통계청이 공표한 통계청이 공표한연간 2.5%를 초과하지 않음;

표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 CCNG 발전기의 고정 운전 및 유지 보수 비용은 720MW와 가장 가까운 출력을 가진 가동 중인 발전소의 데이터를 사용하며, 자원 사용면세금, 숲 환경 보호 비용, 자원 개발 권한 비용, 부가가치세 및 기타 정부 기관이 규정한 다른 세금 및 비용은 포함되지 않음;

표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 CCNG 발전기의 변압기 손실 비용은 720MW와 가장 가까운 출력을 가진 가동 중인 발전소의 데이터를 사용함; 표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 CCNG 발전기의 사고 비용은 720MW와 가장 가까운 출력을 가진 가동 중인 발전소의 데이터를 사용함;

- 표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 CCNG 발전기의 변압기 손실 비용은 720MW와 가장 가까운 출력을 가진 가동 중인 발전소의 데이터를 사용함; MW와 가장 가까운 출력을 가진 가동 중인 발전소의 데이터를 사용함;

- 표준화된 가격을 작성하기 위해 바로 직전 연도의 CCNG 발전기의 사고 비용은 720MW와 가장 가까운 출력을 가진 가동 중인 발전소의 데이터를 사용함; 달러 환율 연도는 표준화된 가격을 작성하기 위해 계산됨; 일별로 평균 계산됨; 그리고 달러 환율 매매 환율 Vietcombank 본점에서 오후 종료 시점에 발표되는 매매 환율;.

표준화된 피실행 비용을 계산하는 연도별 비용 피실행 비용 계산 방법은 아래 표와 같습니다:

피크회피비용은 전력 손실률에 따라 다음 공식을 사용하여 조정됨:

AGC* = AGC (1+λ220) (1-λ500)

여기서: 원d

 

 

AGC* 값은 건조기 피크 시간대(시간일).

피크회피발전량 가격(원/kWh)은 다음 공식에 따라 결정됨:

피크회피발전량 비용[원/kWh] = AGC*/시간일.