시행규칙 제 22/2025/TT-BCT 전기 소매 판매 평균 가격 산출에 관한 규정

시행규칙

전력 소매 평균 가격 산출에 관한 규정

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전기법 2024년 11월 30일 법률을 근거로 함;

공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정한 2025년 2월 26일 정부령 제 40/2025/NĐ-CP 호에 근거함

정부가 2025년 3월 28일 제정한 제72/2025/NĐ-CP 호에 따른 전력 소매 평균 가격 조정 기제 및 시기 규정을 근거로 함

공업부 장관은 전력청 청장의 건의에 따라 이 고시를 발부한다.

공업부 장관은 이 규정을 통해 전력 소매 평균 가격 산출 방법을 제정함

장 1

총칙

조 1. 적용 범위와 적용 대상

1. 본 통지는 정부가 2025년 3월 28일 제정한 제72/2025/NĐ-CP 호에 따른 전력 소매 평균 가격 조정 기제 및 시기 규정(이하 "제72/2025/NĐ-CP 호"라고 함)에서 정한 바에 따라 전력 소매 평균 가격 산출 방법을 지침함

2. 본 통지는 베트남 전력그룹, 베트남 전력그룹의 각 단위, 관련 조직 및 개인에게 적용됨

조 2. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 이해됨

1. CPI 중앙 통계 기관이 발표하는 소비자 물가 지수를 의미함

2. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전력 시스템 국가 운영 단위와 전력 시장 거래 운영 단위의 기능을 수행하는 단위로서 전력법(현재는 국립 전력 시스템 운영 및 시장 단위 주식 회사 - NSMO)에 따라 정의됨

3. 시장 전력 가격 각 거래 주기를 위한 단위 전력 가격으로, 전력 시장에서 전력 결산을 계산하기 위해 사용됨

4. 시장 발전 용량 가격 각 거래 주기를 위한 계산 가격으로, 전력 시장에서 발전소에 대한 용량 결산을 계산하기 위해 사용됨

5. 전력 소매 평균 가격 생산 및 판매 비용 총액과 각 기간 동안 1kWh 상품 전력에 대한 평균 이익률을 고려하여 결정된 전력 소매 가격을 의미함

6. 년도 N 본 통지에서 정한 바에 따라 전력 소매 평균 가격을 계산하는 년도로서 그해 1월 1일부터 12월 31일까지의 양력 년도를 의미함

7. 년도 N-1 년도 N 바로 이전의 양력 년도 N.

8. 년도 N-2 년도 N 바로 이전의 양력 년도 년도 N-1.

9. BOT 발전소 투자자가 정부 기관과 계약을 체결하여 건설-운영-이전 방식으로 설립된 발전소를 의미함

10. 전력 상품 총 생산량 베트남 전력그룹과 각 전력총공사가 고객들에게 판매한 전력 총 생산량을 의미함

11. 전력총공사 북부 전력총공사, 남부 전력총공사, 중부 전력총공사, 하노이 시 전력총공사, 호치민 시 전력총공사를 포괄하는 용어임

장 II

전력 소매 평균 가격 산출 방법

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차

연간 전력 소매 평균 가격 산출 방법

조 3. 연간 전력 소매 평균 가격 산출 방법

1. 년도 N의 전력 소매 평균 가격은 제72/2025/NĐ-CP 호 제4조 제2항에서 정한 공식에 따라 계산됨

2. 발전 비용, 전력 시스템 보조 서비스 비용, 전력 송전 서비스 구매 비용, 분배-판매 비용, 전력 시스템 운영 및 전력 시장 거래 운영 비용, 업종 관리 비용은 각각 본 통지 제4조, 제5조, 제6조, 제7조, 제8조 및 제9조에서 정한 바에 따라 결정됨

3. 발전소의 년도 전력 생산량은 해당 년도의 전력 공급 계획 및 전력 시스템 운영 계획에 따라 결정됨 N 4. 년도 전력 상품 총 생산량 예상치는 베트남 전력그룹이 해당 년도의 전력 공급 계획 및 전력 시스템 운영 계획에 따라 계산함 N.

5. 연간 전력 소매 평균 가격 계획안의 서류는 제72/2025/NĐ-CP 호 제5조 제2항에서 정한 바에 따라 작성됨 N ||| 조 대영 베트남 전력그룹은 전력공급 계획 및 국가 전력 시스템 운영 계획에 따라 연도별로 계산한다. N.

||| 5. 제5조 제2항의 규정에 따라 연간 평균 판매 전기 요금 방안의 서류는 해당 규정에 따른다.

조 4. 발전 단계 총 비용 산출 방법

1. 발전 단계 연간 총 비용 (PĐ) N (CPĐ)는 다음 공식에 따라 결정된다:

공화국_PĐ= C_TTĐ + C_ĐMT + C_BOT + C_TTN + C_NLTT + C_NK

여기서:

a) C_TTĐ: 연간 전력 구매 총 비용 (동)은 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소로부터 구매한 것을 의미하며, 이는 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다; N b) C

: 전략적 다목적 수력발전소와 발전부문 계산 부속 발전소가 경쟁 전력 시장에 참여하지 않은 기간 동안의 연간 총 비용과 정해진 이익 (동)은 베트남 전기공사의 규정에 따라 결정된다;_ĐMTc) C N (동)은 BOT 발전소로부터 구매한 것으로, 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다;

d) C_BOT: 연간 전력 구매 총 비용 (동)은 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소로부터 구매한 것을 의미하며, 이는 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다; N (동)은 소형 재생에너지 발전소로부터 구매한 것으로, 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다;

đ) C_TTN: 연간 전력 구매 총 비용 (동)은 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소로부터 구매한 것을 의미하며, 이는 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다; N (동)은 재생에너지와 신재생 에너지를 사용하는 발전소, 포함 저장 시스템을 갖춘 발전소로부터 구매한 것으로, 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다;

(동)은 수입 전력으로, 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다._NLTT: 연간 전력 구매 총 비용 (동)은 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소로부터 구매한 것을 의미하며, 이는 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다; N 2. 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소(전략적 다목적 수력발전소와 발전부문 계산 부속 발전소를 제외한 베트남 전기공사의 경쟁 전력 시장에 참여하지 않은 기간 동안), BOT 발전소, 소형 재생에너지 발전소, 재생에너지와 신재생 에너지를 사용하는 발전소(저장 시스템을 포함), 수입 전력을 구매하는 총 비용은 전력 구매 계약과 전력 시장 규정에 근거하여 결정되며, 그 중:

제7조 제2항_NK: 연간 전력 구매 총 비용 (동)은 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소로부터 구매한 것을 의미하며, 이는 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다; N a) 발전소 생산량은 본 통지 제3조의 규정에 따름;

b) 재생에너지와 신재생 에너지를 사용하는 발전소의 생산량은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 제공함;

c) 직접 전력 시장에 참여하는 발전소의 계약 생산량(Qc)은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 제공함;

d) 월 평균 전력 가격은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 연간 전력 시장 운영 계획에 따른 모의 계산 결과를 기반으로 계산됨;

đ) 월 평균 용량 가격은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 연간 전력 시장 운영 계획에 따른 모의 계산 결과를 기반으로 승인됨;

e) 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소, BOT 발전소, 재생에너지와 신재생 에너지를 사용하는 발전소, 수입 전력의 전력 가격과 연료, 외화 환율은 국가 전력 공급 계획과 전력 시스템 운영 계획에서 사용된 전력 가격에 따라 결정됨; N;

예상되는 연도 내에 운영을 시작할 발전소의 경우 아직 전력 가격이 결정되지 않았다면, 베트남 전기공사는 예상 가격을 제안하여 연간 비용을 추정해야 함; N;

f) 소형 재생에너지 발전소로부터 구매한 전력 비용은 피비용 표에 따라 결정되며, 피비용 표가 없을 경우 2023년의 피비용 표를 사용하고, 각 지역의 연간 계획 생산량 구조를 기준으로 고점, 평균, 저점 생산량 구조를 적용함; Ng) 직접 전력 시장에 참여하는 발전소로부터 구매한 전력 비용은 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 계산하고 제공함. N 3. 베트남 전기공사의 경쟁 전력 시장에 참여하지 않은 기간 동안의 전략적 다목적 수력발전소와 발전부문 계산 부속 발전소의 연간 총 비용과 정해진 이익 산출 방법은 다음과 같음: N;

a) 베트남 전기공사의 경쟁 전력 시장에 참여하지 않은 기간 동안의 전략적 다목적 수력발전소와 발전부문 계산 부속 발전소의 총 비용은 공업부 장관이 정한 발전소의 경쟁 전력 시장에 참여하지 않은 기간 동안의 발전 비용 산출 방법에 따라 결정됨; N b) 정해진 이익은 2025년 제72/2025/NĐ-CP 호치민시 인민위원회 결정 제4조 제5항의 규정에 따라 결정됨. N ||| 표준 피용비용 연도표를 따르며 년도 N-1||| ) 및 각 지역별 연도별 고점, 평균, 저점 전력 생산량 구조를 월별로 연도 N의 각 지역별 월별 전력 생산량 구조 예상 실적 비율에 따라 산정한다. 년도 N-1;

||| 가) 직접 전력 시장에 참여하는 발전소들의 전기 구입 비용은 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위와 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위가 계산하고 제공한다.

||| 3. 연도별 총 비용과 정률 이익을 결정하는 방법은 다음과 같다. N ||| 전력 시장 경쟁에 참여하지 않은 전략적 다목적 수력발전소와 다른 종속 계정 발전소에서의 전력 구입 비용은 다음과 같이 계산된다.

||| 가) 전력 시장 경쟁에 참여하지 않은 전략적 다목적 수력발전소와 다른 종속 계정 발전소에서의 총 비용은 공업부 장관이 발전소의 전력 생산 비용을 결정하는 방법을 규정한 규칙에 따라 결정된다.

||| 나) 정률 이익은 제72/2025/NĐ-CP 호 정부 명령 제4조 제5항의 규정에 따라 결정된다.

조 5. 발전소의 전력 시스템 보조 서비스 공급 총 비용 산출 방법

1. 발전소의 전력 시스템 보조 서비스 공급 총 비용은 해당 연도에 포함되며, 이는 전력 시스템 보조 서비스 공급 계약에 따라 시운전 비용을 포함하며, 그 중에서: N||| , 이는 지원 서비스 시스템 전력 시장에 대한 계약에 따른 발전소의 시험 운전 비용을 포함하며,

가) 전력 생산량은 본 통지 제3조 규정에 따라 결정된다;

나) 전기 가격 및 연료, 외화 환율 등 입력 요인은 전력 시스템 운영 및 전력 시장에서 사용하는 계획 수립 시 기준으로 결정된다. N.

2. 전력그룹 소속 발전소가 전력공사와 전력 판매 계약을 체결하고 전력 시스템 보조 서비스를 제공하는 경우, 이러한 발전소는 보조 서비스 제공 기간 동안 연료 비용, 운전 및 유지보수 비용 변동을 산출한다.

조 6. 전력 송전 서비스 구입 총 비용 산출 방법

전력 송전 서비스 구입 총 비용은 해당 연도에 대한 허용 송전 수익으로, 산업통상자원부 장관이 정한 전력 송전 서비스 가격 산출 방법, 서류, 절차 및 승인 절차에 따라 결정된다. N ||| (C_순서||| )는 전력 송전 허용 매출액으로, 공업부 장관이 발행한 전력 송전 서비스 가격 설정 방법, 서류, 절차 및 승인 절차에 따라 결정된다.

조 7. 분배 및 소매 전력 총 비용과 표준 이익률 산출 방법

1. 분배 및 소매 전력 총 비용은 전력공사의 해당 연도 총 비용으로, 산업통상자원부 장관이 정한 전력 판매 가격 산출 방법, 서류, 절차 및 승인 절차에 따라 결정된다. N ||| 전력 분배 및 판매 비용은 각 전력총사가 발행한 전력 판매 가격 프레임워크 설정 방법, 절차 및 승인 절차, 전력 판매 가격 결정 방법, 전력 구매 계약 주요 내용에 따라 결정된다. N |||

2. 표준 이익률은 2025년 제72호 국가이행령 제4조 제5항 규정에 따라 결정된다.

조 8. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 거래 관리 서비스 구입 총 비용 산출 방법

전력 시스템 운영 및 전력 시장 거래 관리 서비스 구입 총 비용은 해당 연도에 대한 허용 운영 및 거래 관리 수익으로, 산업통상자원부 장관이 정한 전력 시스템 운영 및 전력 시장 거래 관리 서비스 가격 산출 방법, 서류, 절차 및 승인 절차에 따라 결정된다. N ||| (C_|||||| )는 전력 시스템 운영 및 전력 시장 운영 허용 매출액으로, 공업부 장관이 발행한 전력 시스템 운영 서비스 및 전력 시장 운영 서비스 가격 설정 방법, 서류, 절차 및 승인 절차에 따라 결정된다. N |||

조 9. 산업 관리 및 운영 총 비용과 표준 이익률 산출 방법

산업 관리 및 운영 총 비용은 전력그룹의 전력 생산 및 경영 활동 관련 비용을 포함한다. 산업 관리 및 운영 총 비용과 표준 이익률은 다음 공식에 따라 결정된다: N ||| (C_|||||| )는 다음의 공식에 따라 결정된다.

공화국_||| = C_VL + C_TL + C_KH + C_SCL + C_MN + C_BTK + C_TC + GT + LN

여기서:

a) C_VL: 물자 총 비용 (원)은 해당 연도의 재무제표 검토 결과 또는 전력 생산 및 경영 비용 공시를 기반으로 산출되며, 이전 연도의 비정상적인 비용을 제외하고, 평균 소비자물가지수(CPI)를 기준으로 연간 인플레이션을 반영하고, 예상되는 해당 연도의 합리적인 비용을 추가한다. N ||| (원), 이는 검토된 재무 보고서 기반으로 전력 생산 및 영업 비용 연도 N의 검토 또는 공표된 비용을 기반으로 결정되며, ||| N-2||| , 이는 연도 N의 비상황 비용을 제외하고, 가격 평균 전력 구매 전기 비용 결정 시점의 최근 3년 평균 소비자물가지수(CPI)에 따라 연간 인플레이션을 적용하고, 연도 N의 예상 합리적인 비용을 추가한다. ||| N-2||| ||| N-2;

: 전략적 다목적 수력발전소와 발전부문 계산 부속 발전소가 경쟁 전력 시장에 참여하지 않은 기간 동안의 연간 총 비용과 정해진 이익 (동)은 베트남 전기공사의 규정에 따라 결정된다;_TL: 임금 총 비용 (원)은 법령에 따른 임금 및 임금 성격의 비용(건강보험, 국민연금, 실업보험 및 노동조합 경비 포함)을 포함하며, 이를 기준으로 산출된다. N ||| (원), 이는 임금 총 비용과 임금 성질의 비용(건강보험, 노동보험, 실업보험 및 노동조합 경비 등)을 포함하며, 관련 법률 규정에 따라 결정된다.

d) C_KH||| : 연도 N의 고정 자산 감가 상각 비용 총액 N : 고정 자산 감가상각 총 비용 (원)은 재무부 또는 관련 기관이 정한 고정 자산 관리 및 사용 및 감가상각 제도에 따라 산출된다.

đ) C_SCL||| : 연도 N의 대수리 비용 총액 N ||| (원), 이는 대수리 계획 연도 N에 의해 권한 있는 기관이나 조직이 승인한 기초로 결정된다. N |||

(동)은 수입 전력으로, 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다._MN: 외부 서비스 구입 총 비용은 평균 소비자물가지수(CPI)를 기준으로 연간 인플레이션을 반영하고, 예상되는 해당 연도의 합리적인 비용을 추가한다. N ||| (원), 이는 검토된 재무 보고서 기반으로 전력 생산 및 영업 비용 연도 N의 검토 또는 공표된 비용을 기반으로 결정되며, ||| N-2||| , 이는 연도 N의 비상황 비용을 제외하고, 가격 평균 전력 구매 전기 비용 결정 시점의 최근 3년 평균 소비자물가지수(CPI)에 따라 연간 인플레이션을 적용하고, 연도 N의 예상 합리적인 비용을 추가한다. ||| N-2||| ||| N-2;

제7조 제2항_BTK||| : 연도 N의 기타 현금 비용 총액 N : 기타 현금 비용 (원)은 세금, 부과금, 수수료, 땅 대여료 및 식사비 등 예상되는 해당 연도의 비용을 포함하며, 이를 기준으로 산출된다. N||| 세금, 부과금, 수수료, 땅 임대료, 식사비 등은 현재 규정에 따라 결정된다. 연도 N의 기타 현금 비용은 검토된 재무 보고서 기반으로 전력 생산 및 영업 비용 연도 N의 검토 또는 공표된 비용을 기반으로 결정되며, N ||| N ||| ||| N-2||| , 이는 연도 N의 비상황 비용을 제외하고, 가격 평균 전력 구매 전기 비용 결정 시점의 최근 3년 평균 소비자물가지수(CPI)에 따라 연간 인플레이션을 적용하고, 연도 N의 예상 합리적인 비용을 추가한다. ||| N-2||| , 가격 평균 전력 구매 전기 비용 결정 시점의 최근 3년 평균 소비자물가지수(CPI)에 따라 연간 인플레이션을 적용하고, 연도 N의 예상 합리적인 비용을 추가한다. N ||| ||| N-2;

g) C_TC: 금융 비용 총액 (원)은 이자 비용, 채권, 금융 임대료 및 차입 비용을 포함하며, 이를 기준으로 산출된다. N ||| (원), 이는 이자 비용, 채권, 금융 임차 비용 및 차입 비용을 포함하며, 연도 N의 활동 생산을 위한 예상 차입을 기반으로 결정된다. N||| N예상되는 해당 연도의 차입 비용은 생산 활동을 위한 것으로 결정된다. N |||

||| h) GT: 비용 감소 항목 (원);

h) GT: 원가 감소 항목 (원);

i) 표준 이익률은 2025년 제72호 국가이행령 제4조 제5항 규정에 따라 결정된다. 년도 N-1k) 독립 감사인이 수행한 해당 연도의 데이터가 있는 경우, 해당 연도의 물자 비용, 외부 서비스 구입 비용, 기타 현금 비용 데이터를 사용하여 해당 연도의 비용을 산출한다. 년도 N-1 ||| 연도에 해당하는 비용을 계산하기 위해 사용된다. N.

절 2

전력 소매 가격 평균 연간 산출 방법

조 10. 연 평균 전기 소매 가격 산출 방법

1. 연 평균 전기 소매 가격은 제 4 조 제 2 항에서 규정된 공식에 따라 계산된다.

2. 연 평균 전기 소매 가격 방안에서 고정된 요소는 전력 시스템 전송 서비스 비용, 전력 시스템 운영 비용 및 전력 거래 시장 관리 비용, 분배 및 소매 전력 비용과 정해진 이익률, 산업 관리 비용 및 정해진 이익률을 포함한다.

3. 발전 단계 총 비용과 전력 시스템 지원 서비스를 제공하는 발전소의 총 비용은 매 분기마다 이 통지규칙의 제 11 조와 제 12 조에 따라 결정된다.

4. 연 평균 전기 소매 가격 방안의 문서는 제 72/2025/NĐ-CP 시행령 제 6 조 제 2 항에 따른 규정에 따라 이루어진다.

조 11. 발전 단계 총 비용 산출 방법

1. 발전량은 국가 전력 시스템 운영 방식에 따라 4월에 결정되며, 1분기 가격 업데이트 방안에 대해서는 7월에, 2분기 가격 업데이트 방안에 대해서는 10월에, 또는 국가 전력 시스템 공급 계획 및 운영 방식에 따라 결정된다. N ||| 제1분기, 7월에 대한 가격 업데이트 방안에 대해 N ||| 제2분기 및 10월에 대한 가격 업데이트 방안에 대해 N ||| 제3분기 또는 연도의 전력 공급 계획 및 국가 전력 시스템 운영 계획에 대해 N ||| 업데이트된다.

2. 전기 가격과 연료, 외화 환율 등 입력 요소는 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 국가 전력 시스템 운영 방식 또는 국가 전력 시스템 공급 계획 및 운영 방식 업데이트에 사용한 데이터에 따라 결정된다. N 예상으로 올해에 투입될 발전소의 경우, 전력 가격이 아직 결정되지 않은 경우, 베트남 전력 그룹은 예상 가격을 제안하여 해당 연도의 나머지 달 동안의 전기 구매 비용을 추정해야 한다. N ||| 그러나 전력 가격이 결정되지 않았다면, 대영 베트남 전력그룹은 연도의 나머지 달에 대한 전력 구입 비용을 추정하기 위해 예상 가격을 제안해야 한다. N.

3. 매 분기마다 업데이트되는 연 발전 단계 총 비용은 이 통지규칙의 제 4 조 제 1 항에서 규정된 공식에 따라 결정된다. N ||| 제4조 제1항의 규정에 따른 공식에 따라 결정된다.

4. 매 분기마다 업데이트되는 연 발전소로부터의 전기 구매 비용은 직접 또는 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소(베트남 전력 그룹의 경쟁적 전력 시장에 아직 참여하지 않는 다목적 전략 수력발전소와 다른 종속 계정 발전소를 제외함), BOT 발전소, 소형 재생에너지 발전소, 재생에너지 및 신재생 에너지를 사용하는 발전소(전력 저장 시스템 및 수입 전력을 포함)에 대한 전력 구매 계약, 연도 초반의 실제 전기 구매 비용 및 연도 나머지 기간의 예상 전기 구매 비용을 기준으로 결정된다. N||| , 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소(전략적 다목적 수력발전소와 전력 시장 경쟁에 참여하지 않은 다른 종속 계정 발전소를 제외함), BOT 발전소, 소형 재생 에너지 발전소, 재생 에너지 및 신재생 에너지를 사용하는 발전소(전기 저장 시스템 포함) 및 수입 전력을 포함하며, 이는 전력 구매 계약, 연도 초반의 전력 구입 비용 및 연도 나머지 달의 예상 전력 구입 비용을 기반으로 결정된다.

a) 연초의 전기 구매 비용: 실제 발생한 전기 구매 비용 청구서를 기반으로 결정되며, 가격 방안 작성 시점에서 아직 청구서가 없거나 부족한 비용에 대해 추정한다. N||| : 실제 발생한 전력 구입 비용 결제 서류를 기반으로 결정되며, 가격 방안 작성 시점에 결제 서류가 없거나 미흡한 비용 항목에 대한 추정을 포함한다.

b) 연말의 예상 전기 구매 비용은 다음과 같은 기준에 따라 결정된다: N b1) 연말의 예상 발전량은 본 조항 제 1 항에 따라 규정된다.

b2) 재생에너지 및 신재생 에너지를 사용하는 발전소의 연말 발전량은 전력 시스템 운영 및 시장 단위가 제공한다.

b3) 직접 전력 시장에 참여하는 발전소의 계약 발전량(Qc)은 전력 시스템 운영 및 시장 단위가 계획 전력 시스템 및 시장 계획을 작성할 때 공개되며, 계산 시점까지 발전소의 Qc는 본 조항 제 1 항에 따라 업데이트된다.

b4) 전력 시장 평균 월 전력 가격은 전력 시스템 운영 및 시장 단위가 계획 전력 시스템 및 시장 계획을 작성할 때 4월에 계산된 결과를 기반으로 결정되며, 1분기 가격 업데이트 방안에 대해서는 7월에, 2분기 가격 업데이트 방안에 대해서는 10월에, 또는 업데이트된 국가 전력 공급 계획 및 운영 방식에 따라 결정된다. N||| , 이는 본 조 제1항의 규정에 따라 국가 전력 시스템 운영 방식 계산 시점까지 발전소의 Qc를 업데이트한다.

b5) 월 평균 시장 전력 용량 가격은 승인된 전력 시장 운영 계획에 따라 결정된다. N b6) 직접 또는 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소, BOT 발전소, 재생에너지 및 신재생 에너지를 사용하는 발전소, 수입 전력의 전력 가격 및 입력 요소는 본 조항 제 2 항에 따라 결정된다. N b7) 소형 재생에너지 발전소로부터의 전기 구매 비용은 피크 시간, 일반 시간, 오프피크 시간의 각 달의 생산량 비율에 따라 적용되는 피치비 피난비용 표에 따라 결정된다. N c) 나머지 연도의 전기 구매 비용은 직접 전력 시장에 참여하는 발전소의 경우, 전력 시스템 운영 및 시장 단위가 계산하고 제공한다. N ||| 업데이트된다.

5. 베트남 전력 그룹의 경쟁적 전력 시장에 아직 참여하지 않은 다목적 전략 수력발전소와 기타 종속 계정 발전소의 총 비용은 매 분기마다 업데이트되며, 이는 생산량에 따라 변동되는 세금, 수수료, 지불금 및 연료 비용을 반영한다. 세금, 수수료, 지불금 및 연료 비용을 계산하기 위한 분기별 업데이트된 생산량은 본 조항 제 1 항에 따라 규정된다. 연 평균 전기 소매 가격 방안의 이익률. N ||| 승인되었다.

||| b6) 직접 및 간접적으로 전력 시장에 참여하는 발전소, BOT 발전소, 재생 에너지 및 신재생 에너지, 수입 전력의 전력 가격 및 입력 파라미터: 본 조 제2항의 규정에 따라 결정된다.

b7) 재생에너지 소규모 발전소로부터 구입한 전기 비용(대체비용표 적용): 대체비용표 연도 N b) 정해진 이익은 2025년 제72/2025/NĐ-CP 호치민시 인민위원회 결정 제4조 제5항의 규정에 따라 결정됨. N ||| 표준 피용비용 연도표를 따르며 년도 N-1) 및 각 지역의 피크, 평균, 오프피크 전력 생산량 구조를 기준으로 결정되며, N 각 지역의 해당 월별 전력 생산량 구조에 따라 비율을 적용하여 산출한다. 년도 N-1.

c) 나머지 연도 내의 전기 구입 비용 N 는 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 계산하고 제공한다.

5. 베트남 전력그룹(VN Power)이 경쟁적 전력 시장에 참여하지 않은 전략적 다목적 수력발전소 및 종속 계정 처리 다른 발전소들의 총 비용은 분기별로 업데이트된다. N: 분기별로 변경되는 세금, 부과금, 생산량에 따른 지불금, 그리고 연료비를 반영하여 업데이트한다. 분기별로 계산하는 세금, 부과금, 지불금, 연료비는 본 조항 제1항에 따른 전력 생산량을 사용하며, 연간 평균 판매 전력 가격 방안에 따른 이익을 고려한다.

조 12. 발전소의 시스템 보조 서비스 제공 총 비용 산정 방법

1. 발전소 및 발전기의 시스템 보조 서비스 제공 총 비용은 연간 각 분기별로 업데이트되며, 연도 초 몇 달간의 비용 원칙에 따라 산정된다. N 이는 본 조 제2항에 따른 연초 비용과 본 조 제3항에 따른 연중 나머지 달의 예상 비용에 따라 결정된다. N 본 조항 제2항에 따라 예상되는 나머지 연도 내의 비용 N 본 조항 제3항에 따라 예상된다.

2. 연초 몇 달간의 전력 구매 비용 N 이미 수행된 경우: 전력 구매 비용 청구서를 기반으로 이미 청구서가 있는 발전소의 비용을 결정하고, 아직 청구서가 없는 발전소의 추정 수치를 사용한다. 베트남 전력그룹 소속 발전소 및 발전기가 전력총회사와 전력 판매 계약을 체결하고 시스템 보조 서비스를 제공하는 경우, 연료비, 운전 및 유지보수 비용은 실제 발생한 비용을 기준으로 계산된다.

3. 전력 시스템 보조 서비스를 제공하는 발전소 및 발전기의 나머지 연도 내의 전기 구입 비용 예상치는 다음과 같이 결정된다. N b1) 연말의 예상 발전량은 본 조항 제 1 항에 따라 규정된다.

3. 연중 나머지 달의 발전소 및 발전기의 전력 구매 비용 예상 N a) 연중 나머지 달의 생산량 예상은 본 통지 제11조 제1항에 따라 결정된다;

b) 연중 나머지 달의 전력 가격 및 연료, 외화 환율 등 입력 데이터는 본 통지 제11조 제2항에 따라 결정된다. N 본 통지 제11조 제2항 규정에 따라 결정된다.

장 III

조직 및 실행

조 13. 전력국의 책임

전력국은 베트남 전력그룹이 작성하고 조정한 평균 소매 전력 가격 방안에 대한 검토, 재검토 및 감독을 위해 관련 기관들과 협력하여 공업부 장관에게 보고해야 한다. 이는 72/2025/NĐ-CP 호치민시 정부 명령에 따라 이루어진다.

조 14. 베트남 전력그룹의 책임

베트남 전력그룹은 72/2025/NĐ-CP 호치민시 정부 명령과 본 통지에서 규정된 사항을 준수해야 한다.

조 15. 전력 시스템 운영 단위 및 전력 시장의 책임

전력 시스템 운영 단위 및 전력 시장은 본 통지 제4조, 제5조, 제8조 및 제11조에 따라 베트남 전력그룹에 데이터를 제공하기 위해 계산을 수행해야 한다.

조 16. 효력 발생

1. 이 고시는 발효일로부터 효력이 발생한다.

2. 2024년 7월 30일 공업부 장관이 발행한 09/2024/TT-BCT 호치민시 정부 지침(평균 전력 판매 가격 산정에 관한 지침)을 폐지한다./.