통지 제 '31/2022/TT-BCT 을 발하여 기존 통지 제 57/2014/TT-BCT 2014년 12월 19일 공고한 전력생산 가격 프레임워크 작성 및 공표 방법과 전력생산 가격 결정 방법, 전력 구매판매 계약에 관한 통지 제 57/2020/TT-BCT 2020년 12월 31일 공고한 내용을 수정 보완함

시행규칙

일부 조항을 수정하고 보충하여 2014년 12월 19일 공업무부 장관이 발포한 제57/2014/TT-BCT 고시(발전 가격 프레임워크 작성 및 공포 방법과 절차에 관한 규정)와 2020년 12월 31일 공업무부 장관이 발포한 제57/2020/TT-BCT 고시(발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약에 관한 규정)를 수정하고 보충함

정부가 2016년 7월 1일에 제정된 법률 통계에 대한 세부사항과 지침을 시행하기 위해 제정한 2016년 제9호 시행령;8/2017/NĐ-CP 날짜 18 월 8 년 2017 정부가 제정한 정부령 제40/2025/NĐ-CP는 공상부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정함

법규범 문서 발부에 관한 법률 항유효일 2004년 12월 3일; 2012년 11월 20일 발포된 전력법 일부 조항을 수정하고 보충하는 법률 및 2022년 1월 11일 발포된 전력법 일부 조항을 수정하고 보충하는 법률

정부가 세부 시행규정을 제정함에 있어37/2013/NĐ-CP 날짜 2정부가 발령한 법률 시행 세부 규정 중 일부 조항에 대한 법률과 법률 일부 조항을 개정하고 보완하는 법률 10 년 2013 정부가 발령한 2022년 12월 21일 제104/2022/NĐ-CP호 정부결정은 주민등록증 및 임시거주증 종이 원본 제출과 행정 절차 수행, 공공서비스 제공 관련 법령 일부 조항을 개정하고 보완함 항정부 총리가 발령한 2017년 6월 30일 제24/2017/QĐ-TTg호 결정은 전력 소매 가격 조정 메커니즘에 대해 규정함 항조력;

전력 규제청 청장의 건의에 따라;

공업무부 장관은 2014년 12월 19일 공업무부 장관이 발포한 제57/2014/TT-BCT 고시(발전 가격 프레임워크 작성 및 공포 방법과 절차에 관한 규정)의 일부 조항을 수정하고 보충하기 위한 고시를 발포함 고시 선거권자 또는 가족 대표 선거권자 2020년 12월 31일 공업무부 장관이 발포한 제57/2020/TT-BCT 고시(발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약에 관한 규정).

조 1.일부 조항을 수정하고 보충하여 2014년 12월 19일 공업무부 장관이 발포한 제57/2014/TT-BCT 고시(발전 가격 프레임워크 작성 및 공포 방법과 절차에 관한 규정)를 수정하고 보충함

1. 제2조 제2항을 다음과 같이 수정 및 보완한다.

“2. 표준 발전소 열력 발전소는 국가 전력 개발 계획에서 정의된 규모의 출력을 갖춘 대표적인 한 종류의 열력 발전소로, 동일한 발전 기술과 연료를 사용하며, 해당 종류의 발전소의 발전 가격 프레임워크를 계산하기 위해 사용됨.”

2. 다음과 같이 제2조 제4항을 수정하고 보충함:

“4. 투자 총액 투자 건설 프로젝트의 전체 투자 비용은 현재 법령에 따라 결정되며, 기초 설계와 투자 건설 타당성 연구 보고서의 다른 내용과 일치해야 함.”

3. 다음과 같이 제3조 제2항을 수정하고 보충함:

“2. 열력 발전소에 대한 경우: 최고 가격은 표준 발전소의 발전 가격이며, 표준 발전소의 발전 가격 결정 방법은 본 고시의 제5조, 제6조, 제7조 및 제8조에 규정되어 있음.”

4. 다음과 같이 제6조 제3항을 수정하고 보충함:

“3. 투자 비용은 표준 발전소의 1kW 출력 평균 투자 비용(항만 및 기반 시설 비용, 저장, 재활성화 및 LNG 항만에서 발전소까지의 운송 비용을 제외)으로, 투자 건설 타당성 연구 보고서가 승인된 총 투자 비용 또는 전력 구매 계약 협상 실적 데이터(있을 경우)를 기반으로 계산되며, 계산 시점의 외화 환율을 반영함.”

5. 다음과 같이 제6조 제4항 제a목을 수정하고 보충함:

“a) 차입금 이자율 r_d : 차입금 총액 중 내화폐 차입금 비율은 본 통지 부록 1에 따라 결정된다 (%);

r_d = D_F : 최근 5년 동안 발전소 전력 가격 협상 이전의 발전소 프로젝트의 외화 차입금 이자율을 기준으로 결정된다 (%/년);_d,F + D_D : 최근 5년 동안 발전소 전력 가격 협상 이전의 발전소 프로젝트의 외화 차입금 이자율을 기준으로 결정된다 (%/년);_d,D

여기서:

D_F: 외화 차입 비율(총 차입 비율에 대한 제1부록 고시 참조(%));

D_D: 내화 차입 비율(총 차입 비율에 대한 제1부록 고시 참조(%));

r_d,F: 외화 차입 이자율은 계산 시점의 전력 가격 협상 5년 이전에 완료된 발전소 프로젝트의 외화 차입 이자율을 기반으로 결정됨(%/년);

r_d,D: 내화 차입 이자율은 계산 시점의 전력 가격 협상 5년 이전에 완료된 발전소 프로젝트의 내화 차입 이자율을 기반으로 결정됨(%/년).”

6. 다음과 같이 제6조 제5항을 수정하고 보충함:

A 지점 전력 교환 시점의 연간 평균 전력_bq x (1 - kcs)

발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다._bq 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 x (1 – k_CS)

여기서:

Pt: 표준 발전소의 총 정밀 출력(kW);

Tmax: 최대 출력 운전 시간(시간);

k_CS: 설비 제작업체의 기술 자료를 기반으로 한 경제 수명 동안의 평균 출력 감소 비율을 사용할 수 없을 경우 유사한 기술과 설치 용량을 가진 다른 발전소의 평균 데이터를 사용함(%).”

7. 조 8을 다음과 같이 개정하고 보충함:

“조 8. 가변가격 결정 방법 발전기준공장의 가격구간 적용 연도에 대한 가변가격

발전기준공장의 가격구간 적용 연도에 대한 가변가격(VC)은 기준발전공장의 최대운전시간 동안 연료비와 기타 변동비용을 회수하기 위한 요소로, 다음 공식에 따라 결정된다:

nlc_{x (1+f)} VC: 표준 발전소의 가변가격(원/千瓦时);

여기서:

VC:     발전기준공장의 가변가격(원/kWh);

HR:     부록 1에 명시된 규정하의 부하량에서 얻어진 열효율(kcal/kWh, kJ/kWh 또는 BTU/kWh);

f:         발전용 연료비와 기타 변동비용에 대한 총 비용이 주 연료비에 대한 비용과 비교한 백분율이며, 부록 1에 명시된 규정에 따름(%);

P_{x (1+f)}:     발전기준공장의 주 연료비(부가가치세 미포함)는 원/kcal, 원/kJ 또는 원/BTU로 다음과 같이 결정된다:

- 석탄화력발전소의 경우, 연료비는 손실률, 운영비, 관리비, 보험료(있을 경우)를 포함하고 운송비를 제외하며, 운송비를 계약에 따라 정확히 확인할 수 없는 경우에는 주 연료비는 연료 구매 계약에 명시된 가격으로 결정된다;

- LNG 사용 혼합 터빈 발전소의 경우, 주연료 가격은 LNG 수입 가격, LNG 수입 세금(있을 경우), LNG 수입 후 저장소 항만까지의 운송비를 포함하고 재가열 및 재분배 이후의 저장 및 분배 비용(있을 경우)을 제외한다.

- LNG를 사용하는 복합터빈 가스터빈 발전소의 경우, 주 연료비는 LNG 수입가, LNG 수입세(있을 경우), LNG 수입 후 저장소까지의 운송비를 포함하고 재생 및 분배 비용(있을 경우)을 제외한다.

발전소가 연료 공급 계약이 없을 경우, 투자개발자가 연료 공급업체와 작성한 협정문서나 컨설팅 조직이 계산한 자료를 사용할 수 있다.

8. 제10조를 다음과 같이 개정·보완한다.

조 10. 발전가격 구간의 작성 및 공표 절차

1. 발전소 건설 투자 타당성 조사 보고서가 승인된 날로부터 15일 이내에 해당 발전소 투자자는 발전소 건설 투자 타당성 조사 보고서를 전력그룹에 제공해야 한다.

2. 每年11月1日之前，越南电力集团负有以下责任：|||

a) 승인된 발전소 건설 투자 타당성 조사 보고서의 자료를 바탕으로, 전력그룹은 계산하거나 컨설팅을 통해 발전가격을 계산하며, 이는 부록 1에 명시된 규정에 따라 발전소 건설 투자 타당성 조사 보고서를 받은 날로부터 10월 15일까지 또는 실제 발전 구매 계약 협상 자료를 사용하여 발전가격을 계산한다.

b) 발전기준공장을 선택하고, 부록 1에 명시된 발전가격 계산을 위한 통계를 실제 발전 구매 계약에 맞게 선택하고, 발전가격 구간 계산을 위한 문서를 작성하여 전력시장 규제국에 제출하여 검토하도록 한다.

c) 수력발전소의 최고가격을 조 9에 명시된 방법으로 계산한다.

3. 전력시장 규제국은 발전가격 구간 계산 문서를 받은 날로부터 5일 이내에 제출된 문서의 적법성을 검토해야 한다. 필요하다면, 전력시장 규제국은 전력그룹에게 문서 수정, 보완 또는 설명을 요구할 수 있으며, 전력그룹은 전력시장 규제국의 요청을 받은 날로부터 15일 이내에 문서 내용에 대한 설명을 보고해야 한다.

4. 전력그룹이 제출한 적법한 문서와 내용 설명을 받은 날로부터 20일 이내에 전력시장 규제국은 발전기준공장을 선택하고, 전력그룹이 제출한 발전가격 구간을 검토해야 한다.

5. 발전가격 구간 검토를 실시한 날로부터 15일 이내에 전력시장 규제국은 발전가격 구간을 완성하여 산업통상자원부 장관에게 제출하고, 전력시장 규제국 웹사이트에 공표해야 한다. 다음 연도의 발전가격 구간이 공표되지 않은 경우, 가장 최근의 발전가격 구간을 임시적으로 적용할 수 있다.”

9. 제11조 제1항을 다음과 같이 개정한다:

“1. 전력그룹이 발전기준공장의 통계 선택과 발전가격 구간 계산에 관한 보고서(조 10 제2항 제2호와 제3호에 명시됨).”

10. 부록 2에 명시된 연료소모율과 주 연료비를 수정 및 보완한다:

조 2. 일부 조항을 수정하고 보충한다. 공업부 장관이 2020년 12월 31일에 제정한 "발전가격 산정방법 및 전력매매계약에 관한 고시" 일부 조항

1. 조 3 항 4를 다음과 같이 수정 보완한다:

4. 전력매매계약 가격은 기준연도 발전가격 구간과 비교하기 위한 가격

가) 전력매매계약 가격은 공업부 장관이 제정한 발전가격 기준연도 구간 내에 있어야 하며, 열발전소의 전력매매계약 가격은 발전가격 기준연도 구간과 비교하기 위해 해당 비용 요소를 기반으로 계산된다.

열발전소의 기준연도에 발전가격 구간이 없는 경우, 열발전소의 전력매매계약 가격은 해당 발전소 유형의 가장 최근 연도의 발전가격 구간과 비교하기 위해 비용 요소를 기반으로 계산되도록 변환되어야 한다.

나) 이미 착공하였으나 이 고시가 효력을 발생하기 전까지 전력매매계약을 체결하지 않은 프로젝트에 대해서는

전력매매계약 가격은 계약 협상 연도의 발전가격 구간 내에 있어야 하며, 열발전소의 전력매매계약 가격은 발전가격 기준연도 구간과 비교하기 위해 비용 요소를 기반으로 계산되도록 변환되어야 한다.

2. 조항 7의 제3항을 다음과 같이 수정하고 보완함:

3. 기준연도 발전소의 가변 요소 가격 조정은 다음 공식에 따라 결정된다:

(원/kWh)

여기서:

공화국_vlp: 기준연도 발전소의 연간 부자재 비용은 사용된 부자재의 양과 단가를 기반으로 계산된다(원). 기준연도에서 연간 부자재 비용을 계산할 수 없는 경우, 충분한 데이터가 있는 시점의 비용 요소를 사용하여 기준연도로 추정되며 연간 2.5%의 비율로 조정된다.

공화국_kd: 발동 비용은 연료 비용과 기타 발동 비용을 포함하며(원). 발동 횟수는 양 당사자가 시스템 요구와 발전소 특성에 따라 협의한다. 기준연도에서 발동 비용을 계산할 수 없는 경우, 협상 시점의 비용을 기준연도로 추정되며 연간 2.5%의 비율로 조정된다.

공화국_k: 정기 유지보수 비용은 발전소 설비 투자 총액을 기반으로 계산되며, 양 당사자가 협의한 비율로 조정되지만 "본 고시 부록 I"의 규정을 초과하지 않아야 하며, 항만 입구 정화 비용은 양 당사자가 협의한다(있을 경우)(원). 항만 입구 정화 비용을 기준연도에서 계산할 수 없는 경우, 협상 시점의 비용을 기준연도로 추정되며 연간 2.5%의 비율로 조정된다.

발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다._A: 양 당사자의 전력 인수 지점에서의 다년 평균 발전량은 본 고시 조 6항 1호에 따른 규정에 따라 계산된다(kWh).

3. 조 12항 5호를 다음과 같이 보충한다:

5. 가격 협상 기준연도는 투자 결산 금액 승인 연도이다.

4. 제13조 2항을 다음과 같이 수정 및 보충한다:

2. 실제 대출 조건과 프로젝트의 재무 능력을 기반으로 양 당사자는 발전소의 고정 가격 평균을 각 연도별 고정 가격으로 설정하며, 이는 양 당사자가 협의한 가격과 일치해야 하며 다음 원칙을 준수해야 한다:

가) 연간 고정 가격 계산 시 재무 내부 수익률(IIR)을 기반으로 양 당사자가 협의한 금융 할인율을 적용한다.

나) 투자자는 발전소 건설 대출 상환 의무를 발전소 건설 대출 상환 기간에 따라 수행한다.

5. 조 15항 3호 씨를 다음과 같이 수정하고 보충한다:

씨) 연도 j의 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

: 기준연도의 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소는 본 고시 조 7항 3호에 따라 결정된다.

이: 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소의 가격 변동률은 본 고시 부록 I에 규정된 비율에 따라 적용된다.

k_HS:      년 j의 효율 감소율 (%);

이: 발전소의 상업 운전 연도 순서(발전소의 상업 운전 시작일로부터 첫 번째 상업 운전 연도는 첫 번째 발전기의 상업 운전 시작일부터 첫 번째 발전소의 상업 운전 첫 번째 연도까지) 이=1);

점수 (2.1, 2.2 또는 2.3 중 하나만 선택): 기준연도로부터의 연도 순서(기준연도에 대해) 점수 (2.1, 2.2 또는 2.3 중 하나만 선택)=1).”

6. 조 28항 6호를 다음과 같이 보충한다:

6. 이미 전력매매계약을 체결한 발전소의 경우, 필요하다면 양 당사자는 본 고시 조 15항 3호 씨에 따른 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소의 공식을 협의하여 수정할 수 있다.

7. 본 고시 부록 V의 1.3항 I목 씨를 다음과 같이 수정하고 보충한다:

씨) 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소:

연도 j의 발전소의 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소(원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

: 기준연도 발전소의 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소는 ... (원/kWh);

k_HS : 연도 j의 효율성 감소 비율(%);

이: 발전소의 상업 운전 연도 순서(발전소의 상업 운전 시작일로부터 첫 번째 상업 운전 연도는 첫 번째 발전기의 상업 운전 시작일부터 첫 번째 발전소의 상업 운전 첫 번째 연도까지) 이=1);

점수 (2.1, 2.2 또는 2.3 중 하나만 선택): 기준연도로부터의 연도 순서(기준연도에 대해) 점수 (2.1, 2.2 또는 2.3 중 하나만 선택)=1);

이: 다른 변동 요인에 따른 가격 변동 조정 요소의 가격 변동률은 본 고시에 따라 적용된다.

조 3효력 발생

1. 본 통지는 2022년 28 월 12 부터 효력을 가집니다.

2. 2014년 12월 18일 산업통상자원부 장관이 발행한 통지 제57/2014/TT-BCT에서 규정된 발전 가격 프레임워크 작성 및 공표 방법에 대한 조 제4조를 폐지합니다.

3. 2020년 12월 31일 산업통상자원부 장관이 발행한 통지 제57/2020/TT-BCT에서 규정된 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약에 대한 조 제27조를 폐지합니다.

4. 수행 과정 중 발생한 문제 또는 새로 생긴 사항에 대해서는 관련 기관은 전력 규제청에 보고하여 그 권한으로 처리하거나, 그렇지 않으면 산업통상자원부에 보고하여 처리하도록 한다./.