통지 제 41/2010/TT-BCT 발전 가격 결정 방법; 발전 가격 프레임워크 작성, 공표 절차 및 전력 구매 계약 승인 절차에 관한 규정

시행규칙

발전 가격 결정 방법을 규정함; 가격 프레임워크 설정,

발전 가격 프레임워크를 제정하고 승인하며, 전력 구매계약을 승인하는 절차와 절차를 규정함

____________________________

다음에 근거하여, 2007년 12월 27일 정부가 발령한 산업통상자원부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구조에 대한 고시;

전력법 2004년 12월 3일

정부가 2005년 8월 17일 제정한 전력법 일부 조항의 세부사항과 지침을 규정한 105/2005/NĐ-CP 호를 근거로 함

정부총리가 2006년 1월 26일에 제26/2006/QĐ-TTg 호 지시를 통해 승인한 전력 시장 수준별 형성 및 발전 조건과 일정을 근거로 함

전기 규제청 청장의 건의를 검토함

산업부는 발전 가격 결정 방법을 규정하며, 연간 발전 가격 프레임워크 설정 및 제정 절차와 전력 구매계약 승인 절차를 다음과 같이 규정함

장 1

총칙

조 1. 적용 범위와 적용 대상

1. 본 통지는 다음과 같은 사항을 규정함

a) 발전 가격 결정 방법

b) 연간 발전 가격 프레임워크 설정 및 제정 절차

c) 표준 전력 구매계약

d) 전력 구매계약 심사 및 승인 절차

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

발전소 소유자로서, 설치 용량이 30MW 이상인 발전소를 국가 전력망에 연결한 단위로서, 전략적 다목적 수력발전소, 기술 서비스를 제공하는 발전소, BOT 방식으로 투자된 독립 발전소, 재생에너지(풍력, 지열, 해류, 생물질)를 사용하는 발전소를 제외한 단위

베트남 전력그룹(Vietnam Electricity) 및 관련 조직, 개인

조 2. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 이해됨

판매자 발전 사업 영역에서 발전 활동을 위한 허가를 받은 발전 단위

2. 구매자 베트남 전력그룹(Vietnam Electricity)

투자자 자본을 소유하거나 주주를 대표하거나 차입금을 관리하고 직접 투자 프로젝트 발전소를 운영하는 조직 또는 개인

정밀 용량 판매자와 구매자 간 전력 거래를 위해 측정 위치에 대한 설치 용량을 의미함

전송 전력 판매자가 구매자에게 전력 거래를 위해 측정 위치에서 전달하는 모든 전력

발전 단위 하나 이상의 발전소를 소유한 단위

전력 시스템 운영 및 전력 시장 국가 단위 전력 시스템 국가 내 발전, 송전, 분배 과정을 지휘하고 통제하며, 전력 시장 거래를 관리하는 단위

기준 연도 전력 구매계약을 체결한 연도

표준 발전소 국가 전력 개발 계획에서 일반적으로 사용되는 규모의 신규 화력 발전소(300MW, 600MW, 1000MW), 혼합 순환 터빈 발전소(3x150MW, 3x250MW)를 포함하며, 같은 발전 기술, 구성, 연료 유형, 시스템 부하 기본 모드에서 운전되는 화력 발전소를 대표하며, 해당 발전소 유형의 발전 가격 프레임워크를 계산하기 위해 사용됨

신규 발전소 건설 중이거나 건설 중이지만 전력 구매계약을 체결하지 않은 발전소

경쟁 발전 시장 본 운영 날짜 정부 기관의 승인에 따라 경쟁 발전 시장이 운영을 시작하는 날짜

양 당사자 전력 구매계약의 판매자와 구매자

표준 전력 구매계약 이 지침의 부록 2에 명시된 각 발전소에 적용되는 표준 전력 구매계약

정밀 연료 소비율 전송 전력 1kWh를 생산하기 위해 소비되는 연료 양(kg/kWh)

정밀 열 소비율 전송 전력 1kWh를 생산하기 위해 소비되는 열량(BTU/kWh)

경쟁 발전 시장 정부총리가 2006년 1월 26일에 제26/2006/QĐ-TTg 호 지시를 통해 승인한 전력 시장 수준 1

장 II

발전 가격 설정 방법

절 1. 발전 요금 프레임워크 작성 방법

조 3. 발전 요금 프레임워크 작성 원칙

1. 발전 요금 프레임워크는 각 전력 생산 시설 유형에 대한 연간 최고 요금까지의 가격 범위로 매년 작성 및 공표되며, 해당 연도에 체결되는 전력 구매 계약의 기초 발전 요금 협상에서 사용된다.

2. 열력 발전소에 대해서는 통지 제4조에서 정의된 표준 발전소 기술 부분에 대한 발전 요금 프레임워크(이하 "기술 프레임워크"라 함)가 입력 파라미터를 기반으로 전체 기술 요금 상한을 결정하는데 사용되며, 이는 규모, 설비 투자 비용, 재무 할인율, 연료 종류 및 공급원 등을 포함한다.

표준 발전소의 기술 전체 요금은 프레임워크 적용 연도에 해당하는 고정 요금 평균 할인 가격과 변동 요금으로 구성되며, 다음과 같이 정의된다.

가) 고정 요금 평균 할인 가격(이하 "평균 고정 요금"이라 함)은 표준 발전소의 기술 부분에 대한 투자 비용 및 기타 연간 고정 비용 회수를 위한 요소로서, 발전량에 관계없이 일정하다.

나) 프레임워크 적용 연도의 변동 요금은 표준 발전소의 연료 비용 및 기타 연간 변동 비용 회수를 위한 요소로서, 프로젝트 경제 수명 동안 연간 최대 출력 운전 시간 평균을 기반으로 한다.

3. 수력 발전소에 대해서는 발전 요금 프레임워크의 상한은 기준 연도 기회비용 평균 가격으로, 재생에너지 소규모 발전소를 위한 기회비용 가격표를 매년 발표하는 부총리령 제18/2008/QĐ-BCT 2008년 7월 18일에 따른 기준 연도 기회비용 평균 가격으로 결정된다.

조 4. 표준 발전소

표준 발전소는 다음과 같이 정의된다.

조 5. 표준 발전소의 기술 프레임워크 작성 방법

1. 기술 프레임워크는 표준 발전소의 기술 전체 요금 상한까지의 가격 범위이다.

2. 표준 발전소의 기술 전체 요금 상한은 다음 공식에 따라 결정된다.

g_CN = FC_CN + VC_CN

여기서:

FC_CN: 표준 발전소의 평균 고정 요금(원/kWh)은 통지 제6조에서 규정된 방법에 따라 결정된다.

VC_CN: 프레임워크 적용 연도의 표준 발전소의 변동 요금(원/kWh)은 통지 제7조에서 규정된 방법에 따라 결정된다.

조 6. 표준 발전소의 평균 고정 요금 작성 방법

1.      표준 발전소의 평균 고정 요금은 다음 공식에 따라 결정된다. : 평균 고정 요금(원/kWh);

여기서:

FC_CNVĐT,CN

공화국_{: 표준 발전소 건설 비용(부가가치세 미포함)을 연간 균등화하여 산출한 값(원);}: 표준 발전소의 연간 고정 운영 유지비는 건설 및 설비 총 비용의 일정 비율로 산출되며(원);

공화국_FOM: 통지 제4조에서 정의된 표준 발전소의 경제 수명 동안 평균 정밀 용량(킬로와트);

P_t: 통지 제1부록 1항에서 정의된 표준 발전소의 경제 수명 동안 연간 최대 출력 운전 시간 평균(시간). 조 4 2. 표준 발전소의 기술 부분 건설 비용은 다음 공식에 따라 연간 균등화하여 산출된다.

미터파 레이다_maxSĐT: 표준 발전소의 기술 투자 비용(원/kW)은 본 조 제4항에서 규정된 방법에 따라 결정된다;

: 통지 제4조에서 정의된 표준 발전소의 경제 수명 동안 평균 정밀 용량(킬로와트); n: 통지 제1부록 1항에서 정의된 표준 발전소의 경제 수명;_{: 표준 발전소 건설 비용(부가가치세 미포함)을 연간 균등화하여 산출한 값(원);}i: 표준 발전소의 재무 할인율(%)은 세전 평균 가중 평균 자본 비용(WACC)으로, 본 조 제5항에서 규정된 방법에 따라 결정된다.

여기서:

3. 표준 발전소의 연간 고정 운영 유지비(C

P_t)는 다음 공식에 따라 결정된다.

= SĐT

k: 표준 발전소의 기술 투자 비용 중 건설 및 설비 비용 비율(%);

: 통지 제1부록 1항에서 정의된 표준 발전소의 고정 운영 유지비 비율(%)._FOM4. 기술 투자 비용은 표준 발전소의 평균 1킬로와트당 투자 비용으로, 발전소 브릭스 내의 모든 비용 항목과 다수의 발전소 소유주가 있는 경우 공용 시설 비용을 포함한다.

공화국_FOM 기술 투자 비용의 구성 비용 항목은 다음과 같다. ´ P_t ´ k ´ k_FOM

여기서:

가) 건설 비용은 건축물 및 시설 건설 비용, 구조물 해체 및 철거 비용, 건설용 토지 정비 비용, 임시 시설 건설 비용, 현장 작업 지원 시설 비용, 현장 작업 관리 및 숙박 시설 비용을 포함한다.

k_FOM나) 설비 비용은 기술 설비 구매 비용, 발전소 운영 교육 비용, 설치 및 테스트 비용, 운송, 보험, 세금 및 기타 관련 비용을 포함한다.

다) 프로젝트 관리 비용은 프로젝트 설립부터 완공 및 인수까지의 프로젝트 관리 비용을 포함한다.

라) 건설 컨설팅 비용은 조사, 설계, 건설 감독, 검토 컨설팅 및 기타 건설 투자 컨설팅 비용을 포함한다.

마) 기타 비용은 시운전 기간의 운영 자금, 대출 이자 비용 및 건설 기간의 대출 비용, 기타 필요한 비용을 포함한다.

바) 예비 비용은 건설 기간 중 발생할 수 있는 추가 작업 비용 및 물가 상승 요인을 대비한 비용을 포함한다.

c) 프로젝트 관리 비용은 프로젝트를 설립한 후 완공 인수까지 프로젝트 관리를 수행하기 위한 비용을 포함한다.

d) 건설 컨설팅 비용은 탐사, 설계, 건설 감독, 검토 컨설팅 및 기타 건설 투자 컨설팅 비용을 포함한다.

đ) 기타 비용은 발전소 시운전 기간 동안의 운전 자본, 이자 비용 및 발전소 건설 기간 동안의 차입 비용 및 기타 필요한 비용을 포함한다.

e) 예비 비용은 발생 공사량에 대한 예비 비용과 건설 기간 동안의 물가 상승 요인에 대한 예비 비용을 포함한다.

5. 금융 할인율 i (%) : 이 조항에서 정한 공정 가치 기준 세전 평균 가중 평균 자본 비용(WACC) 공식에 따라 결정된다.

여기서:

2 ||| D: 부록 1 제1목에서 규정된 총 투자 규모 대비 차입금 비율을 말한다.

3 ||| E: 부록 1 제1목에서 규정된 총 투자 규모 대비 자기자본 비율을 말한다.

r_d4 ||| : 이 조항 제a항에서 정한 차입금 이자율 (%)을 의미한다.

r_e5 ||| : 이 조항 제b항에서 정한 세전 자기자본 이익률을 의미한다.

6 ||| a) 차입금 이자율 r_d 은 내외화 차입금의 가중평균 이자율을 다음 공식으로 계산한다.

r_d = D_F ´ r_d,F + D_D ´ r_d,D

여기서:

D_F8 ||| : 부록 1 제1목에서 규정된 외화 차입금 비율은 총 차입금의 80%로 한다.

D_D9 ||| : 부록 1 제1목에서 규정된 내화 차입금 비율은 총 차입금의 20%로 한다.

r_d,F10 ||| : 외화 차입금 이자율은 런던 금융시장 상호은행간 거래(LIBOR) 스왑 10년 만기 미국 달러 환율의 9개월 동안의 평균값에 은행 서비스 수수료 연평균 비율 2.5%를 더한 값으로 한다.[1]11 |||

r_d,D12 ||| : 내화 차입금 이자율은 최근 5년간 매년 9월 30일 기준으로 4개 상업은행(한국무역은행, 대한상공은행, 한국투자개발은행, 농업협동조합중앙은행 또는 그들로부터 합법적으로 계승된 기관)의 기업 고객을 위한 원화 예치금 12개월 만기 후지급형 금리의 평균값에 은행 서비스 수수료 연평균 비율을 더한 값으로 하되 최대 3.5%를 초과하지 않도록 한다.

13 ||| b) 자기자본 이익률 r_e 는 자기자본에 대한 세전 이익률을 다음 공식으로 계산한다.

여기서:

r_{세후 이익률은 12%로 결정된다;}15 ||| : 자기자본에 대한 세후 이익률은 각 자본원의 가중평균 이익률로 계산되며, 그 중 국가 자본에 대한 세후 이익률은 10%로 규정되고, 사유 자본에 대한 세후 이익률은 최근 5년간 발행된 정부 채권 5년 만기 금리의 평균값에 3%를 더한 값으로 한다.[2] 16 ||| t: 정부 전력회사의 기업소득세 평균 세율(%)은 현행 규정에 따른다.

17 |||

18 ||| 제7조. 가격 변동 기술 요인의 정부 전력회사 가격 적용 연도 결정 방법

19 ||| 1. 가격 변동 기술 요인의 정부 전력회사 가격 적용 연도 (VC_CN)는 다음 공식에 따라 결정된다:

VC_CN 20 ||| = HR ´ P_F ´ 21 ||| (1+f)

여기서:

VC_CN22 ||| : 정부 전력회사의 기술 가격 변동 (원/kWh);

23 ||| HR: 고정 설비 가동 시점의 석탄 발전 효율 (kg/kWh) 또는 가스 발전 효율 (BTU/kWh);

24 ||| f: 발전에 필요한 초기 비용, 연료 및 보조 재료 비용, 기타 비용이 주 연료 비용에 대한 비율로서 부록 1 제1목에서 규정된다;

P_F25 ||| : 가격 적용 연도의 주 연료 발전 비용은 운송 비용을 포함하지 않고, 석탄 연료의 경우 kg당 원으로, 가스 연료의 경우 BTU당 원으로 계산된다.

26 ||| 2. 가격 적용 연도의 주 연료 발전 비용(P_F)은 해당 연도의 전력 가격 조정 방안에 따른 연료 가격으로 계산되며,

28 ||| a) 국내 석탄 가격은 열량 5,500 kcal/kg의 석탄 5 등급 가격으로, 석탄 공급업체의 출하 지점(화차/항만/부두)에서 계산된다 (원/kg);

29 ||| b) 수입 석탄 가격은 수입 항구에서 계산된다 (원/kg);

30 ||| c) 가스 가격은 가스 공급 지점에서 계산된다 (BTU당 원).

31 ||| 3. 베트남 전력그룹은 새로운 전력 프로젝트 투자자 선정 입찰 결과와 이미 전력 구매 계약을 체결한 전력 플랜트의 실제 데이터를 기반으로 정부 전력 플랜트 표준 발전 가격 산출을 위한 계산 파라미터를 작성해야 하며, 이는 각 기술 유형과 주요 장비의 출처에 따라 다르다.[3] 32 ||| 이는 다음과 같은 내용을 포함한다.

33 ||| a) 정부 전력 플랜트 표준의 기술 투자 비용 (원/kW);

34 ||| b) 정부 전력 플랜트 표준 석탄 발전의 고정 설비 가동 시점 효율 (kg/kWh) 또는 가스 발전의 고정 설비 가동 시점 효율 (BTU/kWh).

조 8. 수력발전소 발전가격 프레임워크 작성 방법

수력발전소 발전가격 프레임워크(이하 "프레임워크"라 함)의 상한선은 해당 프레임워크 적용 연도에 따라 다음 공식으로 결정된다._TĐ) 적용되는 가격 프레임워크는 다음과 같이 결정된다 공식에 따라:

여기서:

ACT_bq,j: G평균 피크 시간대를 피하는 비용을 나타내는 표는 북부, 중부, 남부 지역의 세 가지 지역에서 연간으로 산출되며, 전기력 관리청이 매년 규정에 따라 발표하는 피크 시간대를 피하는 비용 표에 따름. 피할 수 있는 비용 전력 규제청이 연간 규정에 따라 매년 발행함 : 산업통상자원부 장관이 2008년 7월 18일자로 제18/2008/QĐ-BCT 결정보고서를 통해 재생에너지 사용 소규모 발전소를 위한 피크 시간대를 피하는 비용 표를 규정한 내용에 따른다.

t_j: 연도 내 계절별 및 시간대별 생산 전력 비율 (%)은 다음과 같이 정해진다:

절 2. 신규 발전소 구매판매 전력 계약 가격 협상 방식

조 9. 신규 발전소 구매판매 전력 계약 가격 협상 원칙

1. 신규 화력발전소 구매판매 전력 계약 가격은 원화/kWh 단위로 전체 가격으로 계산되며 두 부분으로 구성된다.

a) 기술 가격은 산업통상자원부가 승인한 표준 발전소 기술 가격 프레임워크를 초과하지 않으며, 평균 기술 고정 가격과 기초 연도 변동 기술 가격은 본 통지의 조 10에서 정해진 방법으로 결정된다.

b) 특수 가격은 계약 협상 과정에서 양 당사자가 합의하며, 평균 특수 고정 가격과 기초 연도 변동 특수 가격은 본 통지의 조 10에서 정해진 방법으로 결정된다.

2. 신규 수력발전소 구매판매 전력 계약 가격은 평균 고정 가격으로 결정되며, 본 통지의 조 11에서 정해진 방법으로 계산되며, 양 당사자가 합의한 가격 산정을 위한 지표와 산업통상자원부가 승인한 수력발전소 프레임워크를 초과하지 않아야 한다.

조 10. 화력발전소 구매판매 전력 계약 가격 협상 방식

1. 화력발전소 구매판매 전력 계약 가격(g_{정부령 일부 조항의 수정 및 보충에 관한 2024년 제157호 정부령을 근거로 함;})는 다음 공식에 따라 결정된다:

g_{정부령 일부 조항의 수정 및 보충에 관한 2024년 제157호 정부령을 근거로 함;} = g_CN + g_DT

여기서:

g_CN: 기술 가격은 본 조 제1항 a호에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원/kWh이다.

g_DT: 특수 가격은 본 조 제1항 b호에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원/kWh이다.

a) 기술 가격(g_CN)은 양 당사자가 합의하며, 산업통상자원부가 승인한 기술 프레임워크를 초과하지 않으며, 다음 공식에 따라 결정된다.

g_CN = FC_CN + VC_CN,0

여기서:

FC_CN: 평균 기술 고정 가격은 본 조 제2항에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원/kWh이다.

VC_CN,0: 기술 변동 가격은 본 조 제3항에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원/kWh이다.

화력발전소의 평균 출력이 표준 발전소의 평균 출력과 다른 경우, 해당 발전소의 협상 기술 가격은 동일 수의 발전단위와 가장 가까운 총 출력을 가진 표준 발전소의 프레임워크를 초과하지 않아야 한다. 200MW 이하의 총 출력을 가진 화력발전소의 발전 가격은 본 장의 규정에 따라 각각의 특정 사례에 대한 프레임워크를 결정하기 위해 표준 발전소 프레임워크의 지표를 사용하여 결정된다.

b) 특수 가격(g_DT)은 양 당사자가 각각의 특정 프로젝트에 대해 합의하며, 다음 공식에 따라 결정된다.

g_DT = FC_DT + VC_DT,0

여기서:

FC_DT: 평균 특수 고정 가격은 본 조 제4항에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원/kWh이다.

VC_DT,0: 특수 변동 가격은 본 조 제5항에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원/kWh이다.

2. 기술 평균 고정 가격(F TMĐT_CN)는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

FC_CNVĐT,CN

: 기술 프레임워크에 포함된 기술 투자 총액은 본 조 제1항에서 정해진 방법으로 기준 연도에 따라 결정되며, 승인된 프로젝트 투자 규모를 기반으로 하며, 건설 투자 비용 관리 및 건설 비용 정률에 대한 현행 국가 규정을 준수해야 한다. 단위는 원이다._CN: 발전소의 고정 운전 유지비는 본 조 제2항에서 정해진 방법으로 결정되며, 단위는 원이다.

공화국_FOM: 발전소의 총 정밀 출력은 승인된 설계 기준에 따라 결정되며, 단위는 kW이다.

P_t출력 감소 계수는 양 당사자가 협의한 경제 수명 동안 평균적으로 적용되는 값이며, 단위는 %이다.

k_CS: : 경제 수명 동안 최대 출력 운영 시간은 본 통지 부록 1 제1항에 따라 정해진 값이며, 단위는 시간이다.

미터파 레이다_maxn: 경제 수명은 본 통지 부록 1 제1항에 따라 정해진 값이다.

i: 금융 할인율은 본 통지 조 6 제5항에 따라 결정되며, 대출 이자율은 발전소의 대출 자금 원천별 이자율의 가중평균으로 계산된다.

a) 기술 프레임워크에 포함된 기술 투자 총액은 다음과 같은 항목으로 구성된다.

- 건설 비용은 건물, 시설 공사 비용, 구조물 해체 및 철거 비용, 건설용 토지 정비 비용, 임시 시설 공사 비용, 공사 지원 시설 비용, 현장 임시 주택 및 공사 관리 비용 등이 포함된다.

- 설비 비용은 기술 설비 구입 비용(표준 설비를 제외한 특수 설비 제작 및 가공 비용 포함), 발전소 운영 교육 비용, 설치 및 시험 비용, 운송, 보험, 세금 및 관련 비용 등이 포함된다.

- 프로젝트 관리 비용은 프로젝트 설립부터 완료 및 인수까지의 프로젝트 관리 비용이 포함된다.

- 건설 컨설팅 비용은 탐사, 설계, 건설 감독, 검토 컨설팅 및 기타 건설 투자 컨설팅 비용이 포함된다.

- 기타 비용은 시운전 기간 동안의 유동 자본, 대출 이자 비용 및 건설 기간 동안의 대출 비용, 기타 필요한 비용 등이 포함된다.

- 예비 비용은 프로젝트 계획 시 예측되지 않은 작업량에 대한 비용 및 건설 기간 동안의 물가 상승 요인에 대한 예비 비용이 포함된다.

b) 발전소의 연간 고정 운전 유지비(C

b) 운영 유지 보수 비용 (C : 연간 고정 비용) 발전소의 연료 소모율 (kg/kWh) (kJ/kWh) 또는 가스 터빈 발전소의 열 효율 (BTU/kWh)은 본 조항 제3항 제a호에서 규정된 바에 따름;_FOM) 매년 일정한 공식에 따라 연간 환산되며:

여기서:

TC_FOM: 전기 발전소의 경제 수명 동안의 고정 운전 유지비의 현재 가치 전기 발전소의 전체 경제 수명 동안 (원);

n: 이 통지의 부록 1에서 정의된 전기 발전소의 경제 수명;

i: 전기 발전소의 연간 고정 운전 유지비를 위한 기계 장비 및 인건비의 물가 상승률은 평균 2.5%로 계산됩니다.

c) 전기 발전소의 경제 수명 동안의 고정 운전 유지비의 현재 가치는 다음 공식을 통해 결정됩니다:

TC_FOM = TC_SCL + n ´ ||| (C_NC + C_MN + C_{25% 미만})

여기서:

TC_SCL: 전기 발전소의 경제 수명 동안의 정기적인 대수리 비용의 현재 가치;

공화국_NC : 기준 연도의 인건비 총액으로, 임금, 사회 보험, 의료 보험, 노동조합 경비, 각종 수당 등 현행 규정에 따른 비용을 포함합니다;

공화국_MN : 기준 연도의 외부 서비스 비용 총액으로, 단위 외부 조직 또는 개인에게 제공받은 서비스 비용을 포함하며, 이는 물, 전화, 서적, 신문, 감사 컨설팅 비용, 자산 대여 비용, 재산 보험 비용, 기타 서비스 비용 등이 포함됩니다;

공화국_{25% 미만}: 기준 연도의 기타 현금 비용 총액으로, 사무용품 비용, 사무용 기기의 감가상각 비용, 각종 세금 및 수수료, 교육 비용, 연구 개발 비용, 식사 비용, 민방위 비용, 보안 비용, 태풍 및 홍수 대비 비용, 소방 비용, 안전 보호 비용, 작업복 비용, 산업 위생 및 환경 보호 비용, 야간 및 독성 작업 보충 비용, 기타 비용 등이 포함됩니다;

n: 이 통지의 부록 1에서 정의된 전기 발전소의 경제 수명;

3. 가변 비용 기술의 기준 연도 전기 발전소 (VC_CN,0)는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

HR_bq: 석탄 발전의 연간 연료 소모율 (kg/kWh) 또는 가스 발전의 연간 열 소모율 (BTU/kWh);

P_F,0: 발전용 주 연료의 기준 연도 가격으로, 연료 운송 비용을 제외한 가격이며, 석탄 발전의 경우 원/kg, 가스 발전의 경우 원/BTU로 계산됩니다;

공화국_vlp: 전기 발전소의 연간 부자재 비용 총액으로, 기준 연도 발전용 부자재의 양과 단가를 기준으로 합니다 (원);

공화국_kd: 전기 발전소의 연간 허용 충전 비용 (냉각 충전 및 온난 충전 포함)으로, 연간 최대 충전 횟수를 기준으로 합니다 (원);

공화국_k: 전기 발전소의 연간 소규모 수리 및 유지 비용 (원);

P_t­: 설계 승인된 전기 발전소의 정확한 용량 (kW);

k_CS: : 경제 수명 동안 최대 출력 운영 시간은 본 통지 부록 1 제1항에 따라 정해진 값이며, 단위는 시간이다.

미터파 레이다_max: 설립 프로젝트의 전기 발전소의 경제 수명 동안 연간 최대 용량 운전 시간의 평균 (시간)으로, 이 통지의 부록 1에 의해 정의됩니다.

a) 석탄 발전의 연간 연료 소모율 (HR_bq) ) 또는 가스 발전의 연간 열 소모율 이 다음과 같이 결정됩니다:

여기서:

HR_{cất, hạ cánh}:      연료 소모율 석탄 발전의 연간 연료 소모율 (kg/kWh) 또는 가스 발전의 연간 열 소모율 (BTU/kWh) 이 통지의 부록 1에 정의된 부하 수준 i에 따른 열 효율 (kJ/kWh);

미터파 레이다_{cất, hạ cánh}: 이 통지의 부록 1에 정의된 부하 수준 i에서 전기 발전소의 연간 운전 시간 (시간).

b) 기준 연도 연료 가격 (P_F,0)는 다음과 같이 정의됩니다:

- 국내 석탄: 석탄 가격은 공급자의 적재 지점에서의 가격 (원/톤);

- 수입 석탄: 석탄 가격은 수입 항구에서의 가격 (원/톤);

- 가스: 가스 가격은 생산 지점에서의 가격 (원/BTU).

c) 기준 연도의 허용 충전 비용은 다음과 같이 결정됩니다:

여기서:

공화국_kd: 연간 허용 충전 비용

(m)_k: 연간 최대 충전 횟수를 상태 k로 설정한 전기 발전소의 발전기의 수;

k: 충전 상태 (온난, 냉각);

M_{cất, hạ cánh}: 상태 k에서 발전기의 한 번 충전에 필요한 연료 소모량 (kg/kWh) 또는 가스 발전의 경우 열 소모량 (BTU/kWh);

D_{cất, hạ cánh}: 기준 연도의 한 번 냉각 충전에 필요한 연료 단가로, 석탄 및 유류의 경우 원/톤, 가스의 경우 원/BTU로 계산됩니다;

m: 한 번 냉각 충전에 사용되는 연료 종류의 수;

t: 전기 발전소의 발전기 수.

4. 고정 특수 비용 평균 (FC ): 평균 고정 특수 비용_DT)는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

FC_DT(원 /kWh): 투자 프로젝트의 승인된 투자 금액을 기반으로 두 당사자가 협의한 발전소 건설에 대한 특수 비용 총액으로, 투자 완료 후 실제 특수 비용을 반영하여 조정됩니다. 이는 정부 기관의 결정에 따른 토지 보상 비용, 이주 비용, 기초 강화 비용 등이 포함됩니다;);

TC_DT: 설계 승인된 전기 발전소의 정확한 용량

P_t(kW); : 설립 프로젝트의 전기 발전소의 경제 수명 동안 연간 최대 용량 운전 시간의 평균 (시간)으로, 이 통지의 부록 1에 의해 정의됩니다; 5. 기준 연도의 전기 발전소의 특수 가변 비용 (VC

k_CS: : 경제 수명 동안 최대 출력 운영 시간은 본 통지 부록 1 제1항에 따라 정해진 값이며, 단위는 시간이다.

미터파 레이다_maxv/c,0

n: 이 통지의 부록 1에서 정의된 전기 발전소의 경제 수명;

a) 기술 프레임워크에 포함된 기술 투자 총액은 다음과 같은 항목으로 구성된다.

: 석탄 발전의 연간 연료 소모율 (kg/kWh) (kJ/kWh) 또는 가스 발전의 연간 열 소모율 (BTU/kWh) 이 통지의 3조 3항 a호에서 정의됩니다;_DT,0)는 다음 공식에 따라 결정된다:

VC_DT,0 20 ||| = HR_bq ´ P_{: 발전용 연료의 기준 연도 운송 비용 (연료 운송 과정에서 발생하는 모든 비용 포함, 공급자의 보험 비용 포함)으로, 석탄의 경우 원/kg, 가스의 경우 원/BTU로 계산됩니다.}

여기서:

HR_bq: 연료 운송 비용 (발전용 연료를 제공하는 5개 기준 지점 (연료를 발전소에 제공하는 전체 운송 과정에 관련된 모든 비용을 포함하며 연료 공급 업체의 보험료도 포함됨)은 연료 석탄의 경우 kg 당 원으로, 연료 가스의 경우 BTU 당 원으로 계산된다.

P_{: 발전용 연료의 기준 연도 운송 비용 (연료 운송 과정에서 발생하는 모든 비용 포함, 공급자의 보험 비용 포함)으로, 석탄의 경우 원/kg, 가스의 경우 원/BTU로 계산됩니다.}) 두 구성 요소로 이루어져 있다:

조 11. 수력발전소의 협상 가격 산출 방법

1. 가격 수력발전소의 협상 가격(이하 "협상 가격"이라 한다)_TĐ)은 다음 공식에 따라 고정 평균 가격으로 결정된다. :

여기서:

TMĐT: 발전소 건설 투자 총액(기준년도 (부가가치세를 포함하지 않음)투자 프로젝트의 투자 총액을 기초로 국가의 현재 관리 규정에 따라 결정되며(투자 건설 비용 관리 규정 및) 건설 비용 정률) 승인된 투자 프로젝트와 일치해야 하며 국가의 관련 규정을 준수해야 함 (원); OM : 발전소의 연간 운전 유지비(본 조 제3항에서 정한 방법에 따라 연간 균등화 처리됨)(원);

공화국_:설계 기준에 따른 승인된 발전소의 연평균 발전량(발전기 헤드에서 측정)(킬로와트시);

A_P: 설계 기준에 따른 수력발전소의 자체 사용 전력 비율(퍼센트)이지만 부록 1 제2항에 명시된 최고 한도를 초과할 수 없음

t_tdn: 발전소의 경제 수명(본 통지 부록 1 제2항에 규정됨)(년);

i: 재무 할인율은 본 통지 제6조 제5항에 따라 결정되며 여기서 차입금 이자는 발전소의 차입 자금 원천별 평균 가중 이자를 계산함

2. 발전소의 연간 균등화 운전 유지비(C

) 연간 균등화 처리된 발전소의 운전 유지비 총액(원);_:: :

여기서:

공화국_:발전소의 운전 유지비 총액의 현재 가치(원);

TC_:n: 발전소의 경제 수명(본 통지 부록 1에 규정됨)(년); 전기 발전소의 전체 경제 수명 동안 3. 수력발전소의 경제 수명 동안 고정된 운전 유지비 총액의 현재 가치(TC

VLP

i: 전기 발전소의 연간 고정 운전 유지비를 위한 기계 장비 및 인건비의 물가 상승률은 평균 2.5%로 계산됩니다.

경제 수명 동안 대수리 주기별 대수리 비용 총액의 현재 가치(전기 산업 기준에 맞춤);_:)는 다음 공식에 따라 결정된다:

TC_: = TC_SCL + n ´ ||| (C_{연간 소모품 비용은 발전용 소모품의 양과 단가를 기준으로 산출됨;} + C_NC + C_MN + C_{25% 미만})

여기서:

TC_SCL:  기준년도의 인건비 총액은 임금, 사회보장보험료, 의료보험료, 노동조합 경비, 각종 보너스를 포함함;

공화국_{연간 소모품 비용은 발전용 소모품의 양과 단가를 기준으로 산출됨;}: :

공화국_NC: 기준년도의 외부 서비스 비용 총액은: 외부 조직 또는 개인에게 요청된 서비스 비용을 지불하는 것 포함(물, 전화, 책, 신문; 감사 컨설팅 비용; 자산 임대 비용; 자산 보험 비용 및 기타 서비스 비용 포함); 서비스 제공을 위해 발전소 관리 및 운영을 지원하기 위한 서비스 제공 계약에 따른 기타 비용 포함;

공화국_MN:

공화국_{25% 미만}기준년도의 기타 현금 비용 총액은: 사무용품 비용; 사무용 장비 감가상각 비용, 세금 및 수수료[4]; 교육 비용; 연구개발 비용, 식사 비용; 민방위, 보안, 태풍 및 홍수 대비, 소방 비용; 안전 보호 장비, 작업복, 안전 보장 및 산업 위생 및 환경 비용; 야간, 독성 및 기타 비용 포함;

n: 발전소의 경제 수명(본 통지 부록 1에 규정됨)(년).

절 3. 계약 기간별 발전 가격 산정 방법

조 12. 발전 전력 가격 결정 원칙

1. 당사자는 계약 기간 동안 협의한 평균 고정가를 적용할 수 있다.

당사자가 협의한 평균 고정가를 계약 기간 동안 연별 가격으로 변환하는 경우, 이러한 가격 결정은 본 조 제2항 및 제3항에서 정한 원칙을 준수해야 한다.

2. 신설 발전소에 대해서는 실제 차입 조건과 프로젝트 재무 능력을 기반으로, 열력발전소와 수력발전소의 평균 고정가가 계약 기간 동안 전력 구매 계약의 연별 가격으로 변환되며, 다음의 원칙에 따라 이를 협의한다.

가) 발전소 건설 투자 차입금 상환 의무를 이행할 수 있도록 하는데, 이는 발전소 상업운전 시작일로부터 10년 동안 차입금 상환 기간으로 규정된다.

나) 상업운전 시작일로부터 최초 발전기의 운영까지의 연도 중 가장 높은 고정가는 100% 민간 자본으로 이루어진 프로젝트의 경우 협의된 평균 고정가의 1.08배를 초과하지 않으며, 100% 공공 자본으로 이루어진 프로젝트의 경우 1.2배를 초과하지 않아야 한다.

다) 프로젝트 소유자 자본에 대한 이익률은 차입금 상환 기간 동안 최소 수준을 유지하고 그 이후 연도에 점진적으로 증가하여 발전소 경제 생애 주기 동안 평균 고정가가 협의된 가격과 일치하도록 한다.

3. 기존 발전소의 전력 구매 계약 기간이 만료된 경우, 새로운 계약의 연별 가격은 다음과 같이 규정된다.

가) 본 항 제2호에 규정된 발전소를 제외하고, 기존 발전소의 계약에 명시된 고정가가 발전소 경제 생애 주기 동안의 평균 가격인 경우, 새로운 전력 구매 계약의 연별 가격은 현재 계약 가격과 동일하게 유지된다.

나) 베트남 전력그룹(Vietnam Electricity Group)의 주식화된 발전소에 대해서는 다음의 방식으로 연별 고정가가 규정된다.

(1) 발전소가 더 이상 건설 투자 차입금 상환 의무를 부담하지 않는 경우, 연별 고정가는 현재 계약 가격과 동일하게 유지된다.

(2) 발전소가 건설 투자 차입금 상환 의무를 계속 부담하는 경우, 새로운 전력 구매 계약의 연별 고정가는 다음의 원칙에 따라 결정된다.

- 발전소 건설 투자 차입금 상환 의무를 이행할 수 있도록 하는데, 이는 이미 체결된 대출 계약에 따른 것이다.

- 주식화 계획에서 결정된 수준으로 외부세금 이전 이익률을 보장한다.

조 13. 전력 구매 계약 연별 발전 전력 가격 조정 원칙

1. 고정가격은 실제 결제 시점의 실질 환율에 따라 매년 조정되며, 이는 외화 차입금 원금과 이자를 상환할 수 있는 투자자의 결제 능력을 보장하기 위함이다.

2. 열력발전소의 변동가격은 실제 결제 시점의 연료 가격 변동에 따라 매년 조정되며, 연료 가격이 외화로 정해진 경우에는 실제 결제 시점의 실질 환율에 따라 조정된다.

조 14. 발전용 열전기 발전소 연간 발전 가격 결정 방법

1. 발전용 열전기 발전소 연간 발전 가격은 양 당사자가 협의한 것으로(이하 "가"라 한다) 두 구성 요소로 이루어진다:_{정부령 일부 조항의 수정 및 보충에 관한 2024년 제157호 정부령을 근거로 함;}: 기준 연도의 베트남 동과 미국 달러 간 환율 (VND/USD);

a) 고정 평균 가격(FC)은 다음 공식에 따라 계산된다:

FC = FC_CN + FC_DT

여기서:

FC_CN: 기술 고정 평균 가격은 본 통지 제10조 제2항에서 정한 방법으로 결정된다;

FC_DT:  특수 고정 평균 가격은 본 통지 제10조 제4항에서 정한 방법으로 결정된다.

b) 기준 연도 변동 가격(VC₀) 다음의 공식에 따라 계산됩니다:

VC₀ = VC_CN,0 + VC_DT,0

여기서:

VC_CN,0: 기술 기준 연도 변동 가격은 본 통지 제10조 제3항에서 정한 방법으로 결정된다;

VC_DT,0: 특수 기준 연도 변동 가격은 본 통지 제10조 제5항에서 정한 방법으로 결정된다.

2. 발전용 열전기 발전소의 고정 평균 가격(FC)은 본 통지 제12조에서 정한 원칙에 따라 매매 계약 연간 고정 가격(FC_j)으로 전환된 후 환율 변동에 따라 다음과 같이 조정된다:

a) 경쟁 발전 시장 정식 운영일 이전 단계:

 

여기서:

FC_j,T: 연도 j의 결제 시점 고정 가격은 원/(kW.월) 단위로 계산된다;

FC_j: 연도 j의 고정 가격(원/kWh);

α_F,j: 연도 j의 고정 가격을 환율에 따라 조정하는 비율(%)은 본 항 제c호에서 정한 바에 따름;

λ_j,T: 연도 j의 결제 시점에서 원과 달러 사이의 환율(VNĐ/USD);

λ₀: 기준 환율(VNĐ/USD).

b) 경쟁 발전 시장 단계:

여기서:

FC_j,TT: 연도 j의 결제 시점 고정 가격(원/kWh);

FC_j: 연도 j의 고정 가격(원/kWh);

α_F,j: 연도 j의 고정 가격을 환율에 따라 조정하는 비율(%)은 본 항 제c호에서 정한 바에 따름;

λ_j,T: 연도 j의 결제 시점에서 원과 달러 사이의 환율(VNĐ/USD);

λ₀: 기준 환율(VNĐ/USD).

c) 연도 j의 환율에 따른 고정 가격 조정 비율(α_F,j)는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

FC_j: 연도 j의 고정 가격(원/kWh);

D_F,j: 연도 j에서 외화 차입 원금 및 만기 도래 외화 차입 이자 총액은 기준 환율에 따라 신용 계약에 따른 외화 차입 투자 건설 자금으로 결정됨; 행정 구역 : 발전소 전력 인수 지점에서 다년 평균 발전량(kWh). 3. 발전용 열전기 발전소의 변동 가격은 연료 가격 변동에 따라 다음과 같이 조정된다: (동);

A_bq연도 j의 결제 시점 변동 가격(원/kWh);

: 기준 연도 변동 가격은 본 항 제1호 제b항에서 정한 바에 따라 결정됨(원/kWh);

여기서:

VC_j,TT: HS,j

VC₀: 양 당사자가 협의한 연도 j의 효율 감소율(%)

k_{: 기준 연도 발전 연료 가격은 톤당 원 또는 BTU당 원으로 계산됨;}: 연도 j의 결제 시점 발전 연료 가격은 톤당 원 또는 BTU당 원으로 계산됨.

P_F,0조 15. 신규 수력 발전소 연간 발전 가격 결정 방법

P_F,j1. 수력 발전소 평균 가격(g

)는 본 통지 제11조에서 정한 방법으로 양 당사자가 협의한 후 본 통지 제12조에서 정한 원칙에 따라 매매 계약 연간 가격(g

)으로 전환된다._TĐ2. 수력 발전소 매매 계약 연간 가격은 결제 시점의 실제 환율 변동에 따라 다음 공식에 따라 조정된다:_j연도 j의 결제 시점 가격(원/kWh);

연도 j의 수력 발전소 가격(원/kWh);

+ T_j

여기서:

g_j,TT: : 발전소 전력 인수 지점에서 다년 평균 발전량(kWh);

g_j: : 기준 환율(VNĐ/USD);

D_F,j: 연도 j에서 외화 차입 원금 및 만기 도래 외화 차입 이자 총액은 기준 환율에 따라 신용 계약에 따른 외화 차입 투자 건설 자금으로 결정됨; 행정 구역 : 발전소 전력 인수 지점에서 다년 평균 발전량(kWh). 3. 발전용 열전기 발전소의 변동 가격은 연료 가격 변동에 따라 다음과 같이 조정된다: (동);

A_bq: 연도 j의 삼림 환경 비용 및 수자원 사용세(원/kWh).

λ_j,T: 연도 j의 결제 시점에서 원과 달러 사이의 환율(VNĐ/USD);

λ₀: 년 j의 숲 환경 비용 및 사용 수자원 세 (동/kWh).

미터파 레이다_j3. 기준 자료를 접수한 날로부터 최대 이십 (20) 개 작업일 이내에 전력 규제청은 관련 전력 기관들의 의견을 청취하고 심사하여 산업 무역부에 제출하도록 책임을 진다.

조 16. 기존 화력 발전소의 발전 가격 전환 방법은 경쟁적 발전시장에서 전력 구매 계약에 적용하기 위함이다.

1. 경쟁적 발전시장 단계에서, 계약 차액 결제를 위한 전체 발전 가격 변환 가격은 다음 공식을 통해 결정된다.

P_C,j = FC_j + VC_j

여기서:

P_C,j: j년도 결제 시점의 전체 발전 가격 변환 가격(원/kWh);

FC_j: 연도 j의 결제 시점 고정 가격(원/kWh);

VC_j: j년도 결제 시점의 화력 발전소 변동 가격(원/kWh).

2. 기존 발전소 중 계약 가격이 단일 요소 전체 발전 가격(원/kWh)인 경우, 계약 차액의 전체 발전 가격은 두 요소 가격으로 전환된다. 여기서 고정 가격은 기존 계약에 따른 고정 가격이며, 변동 가격은 연간 연료 가격 변동에 따라 조정된다.

3. 발전 가격이 고정 가격(원/(kW.월))과 변동 가격(원/kWh)으로 구성된 발전소의 경우, 연간 계약 차액의 전체 발전 가격 변환 가격은 다음 공식을 통해 결정된다.

여기서:

P_C,j: 가격 발전소의 차액 계약형 전력 구매 계약 j년도 (원/kWh);

FC_j: j년도 고정 가격 발전소의 현재 전력 구매 계약 j년도 각 조직, 가구, 개인의 건물 면적(kW.월));

미터파 레이다_max: 연간 최대 용량 운전 시간 평균 여러 년 발전소 프로젝트 수명 동안(시간)은 본 통지의 부록 1에 규정된 대로 결정된다.

VC₀: 발전소의 차액 계약형 전력 구매 계약 체결 시 변동 가격(원/kWh);

k_{: 기준 연도 발전 연료 가격은 톤당 원 또는 BTU당 원으로 계산됨;}: j년도 효율 감소율(%), 현재 계약에 의해 양 당사자가 협상한 경우(있을 경우)

P_F,0: 발전용 연료 j년도 차액 계약형 전력 구매 계약 체결 시 가격(원/톤, 석탄 연료 또는 원/BTU, 가스 연료); : j년도 결제 시점의 발전용 연료 가격(원/톤, 석탄 연료 또는 원/BTU, 가스 연료).4. 기존 발전소 중 계약 가격이 용량 가격, 고정 운전 및 유지 보수 비용 등 다른 요소 가격을 포함하는 경우, 연간 차액 계약형 전력 구매 계약의 전체 발전 가격 변환 가격은 다음 공식을 통해 결정된다.

P_F,j발전 가격

전체

여기서:

P_C,j: 변환 발전소의 차액 계약형 전력 구매 계약 j년도 FCC j년도 계약 용량 (원/kWh);

.월_j: 가격 FCOM 각 조직, 가구, 개인의 건물 면적(kW: j년도 발전소의 고정 운전 및 유지 보수 비용(원/(kW.월)) 현재 계약에 따른));

발전소 프로젝트 수명 동안(시간)은 본 통지의 부록 1에 규정된 대로 결정된다_j: 발전소의 차액 계약형 전력 구매 계약 체결 시 변동 가격(kWh)은 본 통지 제10조 제3항에 규정된 방법에 따라 결정된다.;

미터파 레이다_max: 연간 최대 용량 운전 시간 평균 여러 년 : j년도 효율 감소율(%), 현재 계약에 의해 양 당사자가 협상한 경우(있을 경우).;

VC₀발전 가격 프레임워크 작성 및 발행 절차

k_{: 기준 연도 발전 연료 가격은 톤당 원 또는 BTU당 원으로 계산됨;}조 17. 발전 가격 프레임워크 작성 및 발행 절차

P_F,0: 발전용 연료 j년도 차액 계약형 전력 구매 계약 체결 시 가격(원/톤, 석탄 연료 또는 원/BTU, 가스 연료); : j년도 결제 시점의 발전용 연료 가격(원/톤, 석탄 연료 또는 원/BTU, 가스 연료).4. 기존 발전소 중 계약 가격이 용량 가격, 고정 운전 및 유지 보수 비용 등 다른 요소 가격을 포함하는 경우, 연간 차액 계약형 전력 구매 계약의 전체 발전 가격 변환 가격은 다음 공식을 통해 결정된다.

P_F,j발전 가격

장 III

1. 매년 10월 1일 이전, 베트남 전력그룹은 다음 해 적용을 위한 발전 가격 프레임워크 데이터 업데이트와 계산을 수행하고, 전력 규제청에 제출하여 검토하도록 책임을 진다.

2. 전력 규제청은 발전 가격 프레임워크 승인 신청서를 받은 날로부터 5일 이내에 신청서의 적법성을 검토하고, 신청서가 검토를 진행할 조건을 충족하지 못하면 베트남 전력그룹에게 보완하거나 수정하도록 요구하는 문서를 작성해야 한다.

3. 전력 규제청은 적법한 신청서를 받은 날로부터 최대 20일 이내에 검토를 조직하고 관련 전력 기관들의 의견을 수렴하며, 산업부에 제출하여 발행하도록 책임을 진다.

4. 매년 12월 15일 이전, 전력 규제청은 다음 해의 발전 가격 프레임워크를 전력 규제청 웹사이트에 공표해야 한다. 다음 해의 표준 발전소 기술 가격 프레임워크가 공표되지 않은 경우, 직전 연도의 기술 가격 프레임워크를 임시적으로 사용할 수 있다.

4. 매년 12월 15일 이전에 전력 규제청은 다음 연도의 발전 가격 프레임워크를 전력 규제청 웹사이트에 공표해야 한다. 다음 연도의 표준 발전소를 위한 발전 기술 가격 프레임워크가 아직 공표되지 않은 경우에는 직전 연도의 발전 기술 가격 프레임워크를 임시적으로 적용할 수 있다.

4. 매년 12월 15일 이전까지 전력규제위원회는 다음 연도 발전가액 프레임을 전력규제위원회의 인터넷 홈페이지에 공고하여야 한다. 만약 다음 연도 표준 발전소의 발전기술 가액 프레임이 공고되지 않은 경우에는 직전 연도의 발전기술 가액 프레임을 임시로 적용할 수 있다.

조 18. 발전 요금 프레임 승인을 위한 제출 서류

발전 요금 프레임 승인을 위한 제출 서류는 다음과 같습니다:

1. 전력그룹사가 발전 요금 프레임 승인을 요청하는 보고서.

2. 발전 요금 프레임 계산 내용 설명서와 그 결과를 담은 CD 5부로, 다음 주요 내용을 포함합니다:

a) 열발전소 기술 요금 프레임 설명 및 계산표에는 적용 연도의 표준 발전소 기술 고정 요금과 변동 요금이 포함됩니다.

b) 수력발전소 요금 프레임 설명 및 계산표.

3. 첨부 자료는 다음 데이터와 데이터 출처를 포함하며, 구체적으로는 다음과 같습니다:

a) 표준 발전소 투자 비용 및 투자 비용 구성 요소 비용으로 건설 비용, 설비 비용, 프로젝트 관리 비용, 건설 컨설팅 비용, 기타 비용 및 예비 비용이 포함됩니다.

b) 차입 이자율 및 사유 자본 참여 비율에 대한 수익률;

c) 표준 발전소의 원시 효율 및 정제 효율;

d) 적용 요금 프레임 연도의 주 발전 연료 가격;

đ) 적용 요금 프레임 연도의 베트남 동과 미국 달러 간 환율 예상치;

e) 다음 연도에 적용될 예상 피해비용 요금표.

장 IV

전력 구매 판매 계약 협상 및 승인 절차

조 19. 표준 전력 구매 판매 계약 적용

1. 본 고시에 부속된 표준 전력 구매 판매 계약은 발전소와 전력그룹사 사이의 전력 거래에 적용됩니다.

2. 신규 건설 발전소의 경우, 본 고시 부록 2에 명시된 표준 전력 구매 판매 계약은 본 고시가 효력 발생한 이후 필수적으로 적용됩니다.

3. 현행 전력 구매 판매 계약을 표준 계약으로 변경 완료 시기는 다음과 같은 두 시점 중 먼저 도래하는 시점을 따릅니다:

a) 공식 경쟁 발전 시장 운영 개시일(관련 권한 기관 발표에 따름); 또는:

b) 본 고시 효력 발생일로부터 9개월 후.

조 20. 전력 구매 판매 계약 협상 절차

1. 발전소 프로젝트 개발자가 전력 구매 판매 계약 협상을 위한 제안서를 작성하여 구매자에게 제출하고, 계약 체결 전 프로젝트 착공 전에 계약 협상, 심사 및 승인 절차를 수행해야 합니다.

2. 개발자가 제출한 유효한 전력 구매 판매 계약 협상 제안서를 받은 날로부터 15일 이내에 구매자는 협상 진행을 위해 개발자와 협상을 조직해야 합니다. 협상 과정 종료 시 양 당사자는 전력 구매 판매 계약 초안에 서명해야 합니다.

3. 전력 구매 판매 계약 초안에 서명한 날로부터 5일 이내에 구매자는 계약 승인을 위해 전력 규제국에 제출할 계약 검토 서류를 작성해야 합니다.

4. 구매자가 유효한 전력 구매 판매 계약 협상 제안서를 받은 날로부터 6개월이 지나도 최종 합의에 도달하지 못한 경우, 구매자는 미해결 사항을 보고하기 위한 보고서를 작성하여 전력 규제국에 제출해야 합니다. 전력 규제국의 권한을 초과하는 문제에 대해서는 전력 규제국은 산업통상자원부 장관에게 보고해야 합니다.

조 21. 전력 구매 계약 협상 신청 서류

1. 새로운 발전소에 대한 전력 구매 계약 협상 신청 서류는 다음과 같습니다:

a) 전력 구매 계약 협상 신청 공문;

b) 이 시행규칙 부록 2에 따른 전력 구매 계약 협상 초안;

c) 발전소 건설 투자 결정과 함께 제공된 투자 설명 및 설계 기초 자료;

d) 발전 프로젝트 총 투자 규모 승인 결정서(기술 투자 총액과 프로젝트 특수 항목 투자 총 비용 포함);

đ) 국가 전력망에 발전소 연결에 대한 합의서와 발전소 연결 방안;

e) 독립 컨설팅 회사가 작성한 발전 프로젝트 검토 보고서와 관련 자료;

g) 발전소 연료 공급 계약서(발전 연료 가격, 연료 운송 요금 및 부가 요금, 연료 수령 및 공급 기간을 명시);

h) 발전소에서 국가 전력망 연결 지점까지 변압기 및 송전선 손실 계산 자료와 발전소 자체 사용 전력 계산 자료;

i) 석탄 발전소의 연료 소비율 또는 가스 발전소의 열 효율 계산 자료;

k) 이 시행규칙 제II장 절 2 및 절 3에 따라 정해진 전력 판매 가격 방안;

2. 기존 발전소에 대한 전력 구매 계약 협상 신청 서류는 다음과 같습니다:

a) 전력 구매 계약 협상 신청 공문;

b) 이 시행규칙 부록 2에 따른 전력 구매 계약 협상 초안;

c) 현재의 전력 구매 계약 서류;

d) 현재까지의 발전소 기술 서류;

đ) 발전소 연료 공급 계약서;

e) 이 시행규칙 제II장 절 2 및 절 3에 따라 정해진 발전소의 전력 판매 가격 방안;

g) 계약 협상 시점으로부터 가장 최근의 발전소 재무 보고서(감사 포함);

조 22. 전력 구매 계약 승인 신청 서류

1. 전력 구매 계약 승인 신청 서류는 다음과 같습니다:

a) 전력 구매 계약 승인 신청 보고서;

b) 양 당사자가 서명한 전력 구매 계약 협상 초안;

c) 이 조항 2에 따른 전력 구매 계약 가격 계산 설명;

d) 양 당사자가 협의하여 모델 계약에 추가된 수정 사항에 대한 설명;

2. 전력 구매 계약 가격 계산 설명은 다음과 같습니다:

a) 투자 승인된 발전소 프로젝트에 규정된 기술 사양(설치 용량, 이용 가능 용량, 자체 사용 비율, 주 연료 및 보조 연료 사양, 장기 평균 연간 최대 용량 운영 시간, 경제 수명 내 대수리 주기 포함);

b) 양 당사자가 계약 가격 계산에 사용하기로 합의한 경제-재무 데이터(발전소 건설 총 투자 비용, 투자 자본 구조 및 자금 조달 계획, 프로젝트 일정, 주 연료 및 보조 연료 가격, 연료 운송 요금 포함);

c) 운영 및 유지보수 비용 계산에 사용되는 비용 정률;

d) 프로젝트 투자 항목 비용 및 운영 및 유지보수 비용 계산의 적법성 및 타당성을 확인하는 자료;

đ) 전력 구매 계약 가격 계산 표를 엑셀 형태로 작성하며, 계산 결과와 입력 파라미터 변경 시 가격 방안의 민감도 분석 포함;

e) 설명서에 첨부된 자료는 다음과 같습니다:

- 투자 승인된 발전소 프로젝트 승인 결정서 사본 및 투자 설계 기초 자료;

- 발전소 연료 공급 계약서 사본(투자자가 국내외 연료 공급업체와 체결);

- 투자자가 발전소 유지보수 서비스 제공업체와 체결한 계약서 사본(있을 경우);

- 프로젝트 자금 조달 관련 자료 사본;

- 판매자와 구매자 간 협상 기록 사본.

조 23. 전력 구매판매 계약 승인 절차 및 절차

1. 전력 구매판매 계약 협상이 종료된 후, 구매자는 이 통지의 제22조에서 정한 바에 따라 전력 구매판매 계약 승인을 위한 서류를 작성하여 전력 규제청에 제출하고 심사 및 승인을 요청해야 합니다.

2. 전력 규제청은 전력 구매판매 계약 승인을 위한 서류를 접수한 날로부터 5일 이내에 서류의 적법성을 검토하고, 서류가 적법하지 않다고 판단되는 경우 구매자와 판매자에게 서류를 보완하거나 수정하도록 요구하는 문서를 발송해야 합니다.

3. 전력 규제청은 전력 구매판매 계약 승인을 위한 적법한 서류를 접수한 날로부터 30일 이내에 해당 계약을 심사하고 승인해야 합니다.

4. 전력 구매판매 계약 승인 결정이 내려진 날로부터 15일 이내에 양 당사자는 계약을 공식적으로 체결해야 합니다. 제3항에서 정한 기간이 경과하였음에도 불구하고 전력 규제청이 계약 승인 결정을 내리지 않은 경우에는 양 당사자는 이미 합의된 내용에 따라 계약을 공식적으로 체결할 수 있습니다. 구매자는 체결된 전력 구매판매 계약의 사본 1부를 전력 규제청에 제출하여 보관 및 이행 상황을 모니터링해야 합니다.

5. 전력 구매판매 계약 내용을 변경하거나 보충할 때 관련 단위는 본 조에서 정한 절차와 절차를 따르도록 해야 합니다.

6. 다음의 요건을 충족하면 전력 구매판매 계약이 승인됩니다.

가) 열력 발전소의 기술 가격 또는 수력 발전소의 가격이 산업통상자원부가 발표한 발전 가격 범위 내에 있어야 합니다.

나) 계약 각 연도별 가격은 제정된 원칙에 따라 적절하게 결정되어야 합니다. 조 12 에 규정되어 있음.

다) 전력 구매판매 계약 내용은 산업통상자원부가 발표한 표준 전력 구매판매 계약 내용과 일치해야 합니다.

라) 표준 전력 구매판매 계약 내용과 다른 내용을 변경하거나 보충한 경우 그 이유를 충분히 설명해야 합니다.

7. 수력 발전소의 협상 가격이 산업통상자원부가 발표한 발전 가격 범위를 초과하는 경우 발전 단위는 협상 과정에서 구매자와 합의한 비용 항목을 세부적으로 전력 규제청에 설명해야 합니다.

장 V

조직 및 실행

조 24. 전력 규제청의 책임

1. 산업통상자원부에 연간 발전 가격 범위를 제출하고 심사하도록 하는 절차를 심사합니다.

2. 발전소들의 전력 구매판매 계약 및 계약 보충, 변경을 심사하고 승인합니다.

3. 전력 구매판매 계약 협상 과정에서 발생하는 문제를 지시하고 해결합니다.

4. 전력 구매판매 계약 이행 과정에서 발생한 분쟁을 해결하며, 양 당사자가 전력 규제청에서 분쟁을 해결하기로 합의한 경우 이를 처리합니다.

조 25. 베트남 전력그룹의 책임

1. 발전 가격 범위를 작성하여 전력 규제청에 제출하고 심사받습니다.

2. 전력 구매판매 계약을 전력 규제청에 제출하고 심사 및 승인을 받습니다.

3. 매년 새로운 발전소의 전기 가격이 발전 가격과 평균 전기 가격에 미치는 영향을 산업통상자원부와 전력 규제청에 보고합니다.

조 26. 발전자 또는 발전사업자의 책임

1. 새로운 발전소의 발전자사업자는 다음 각 호의 사항을 담당한다:

가) 이 시행규칙에서 정한 바에 따라 전력매매계약을 협상하고 체결한다;

나) 전력매매계약의 협상 및 검토 과정에서 관련 단체와 기관에게 필요한 정보와 자료를 충분히 제공한다.

2. 현재 경쟁적 발전시장에 참여하는 발전소의 경우, 발전자는 이 시행규칙 제19조 제3항에서 정한 바에 따라 계약 변경을 수행한다.

조 27. 시행규칙

1. 본 시행규칙은 2011년 1월 28일부터 효력을 발생한다.

2. 시행 중 발생하는 문제점은 해당 조직 및 개인이 산업통상자원부에 보고하여 적절하게 보완하거나 수정하도록 한다./.