본 시행령은 산업통상자원부 장관이 2025년 2월 1일에 발표한 시행령 제 12/2025/TT-BCT에서 전력 판매 가격에 대한 규정을 수정하고 보완한다. 구체적으로, 새로운 시행령은 각 전력 발전 시설 유형별 운영 및 유지보수 비용 비율에 대한 세부 규정을 제공하며, 발전소 출력단계에서 생산되는 전력량 계산 방법에 대한 규정도 제공한다. 본 시행령은 2025년 11월 21일부터 효력을 발생한다.
Đối tượng áp dụng
본 시행령은 전력 판매 및 구매 과정에서 전력 구매 계약 협상을 진행하는 모든 당사자에게 적용되며, 특히 공공 투자 또는 공공 투자가 아닌 국가 투자를 사용하는 프로젝트에 특히 적용된다. 또한, 이 시행령은 아직 규정되지 않은 전력 발전 시설 유형에 대한 대수리 비용 비율 및 기타 비용 비율을 정의한다.
Các điểm cốt lõi
- 각 전력 발전 시설 유형별 운영 및 유지보수 비용 비율에 대한 규정을 수정하고 보완한다.
- 발전소 출력단계에서 생산되는 전력량 계산 방법을 구체화한다.
- 아직 규정되지 않은 전력 발전 시설 유형에 대한 대수리 비용 비율 및 기타 비용 비율을 정의한다.
- 본 시행령은 2025년 11월 21일부터 효력을 발생한다.
- 통합 조치를 통해 시행령이 효력을 발생하기 전에 협상을 진행 중인 당사자들을 지원한다.
🌐 Tác động xã hội từ văn bản này
- 전력 판매 가격 결정의 투명성과 명확성을 강화한다.
- 공공 투자 또는 공공 투자가 아닌 국가 투자를 사용하는 프로젝트가 재무 계획을 작성하는 데 도움을 준다.
- 시민과 기업을 위한 전력 서비스의 품질을 개선한다.
❓ Câu hỏi thường gặp
본 시행령은 언제부터 효력을 발생하나요?
본 시행령은 2025년 11월 21일부터 효력을 발생한다.
전력 판매자가 시행령이 효력을 발생하기 전에 전력 구매 계약 협상 제안서를 제출한 경우, 어떻게 해야 하나요?
당사자는 시행령 제 12/2025/TT-BCT에 따른 규정에 따라 협상을 계속해야 한다. 그러나 전력 판매자가 본 시행령을 적용하여 협상을 계속할 경우, 양 당사자는 새로운 규정에 따라 전력 가격 협상을 진행해야 한다.
Toàn văn
시행규칙
일부 조항을 개정하고 보완함공업부 장관이 2025년 2월 1일에 발포한 통고 제09/2025/TT-BCT에 따른 전력발생 가격 프레임 결정 관련 서류, 절차, 방법, 승인 방식 및 전력 수입 가격 프레임 결정 관련 서류, 절차, 방법, 승인 방식에 관한 규정을 개정하고 보완하며 공업부 장관이 2025년 2월 1일에 발포한 통고 제12/2025/TT-BCT에 따른 전력발생 서비스 가격 결정 방법에 관한 규정을 개정하고 보완하며 전력 사업 프로젝트를 수행하기 위한 전력 가격 산출 원칙을 규정하며전력 구매 계약의 주요 내용을 규정함 전기력법제61/2024/QH15호를 근거로 함전력국 국장의 제안에 따라
전력 제;
공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정한 2025년 2월 26일 정부령 제 40/2025/NĐ-CP 호에 근거함
총장의 요청에 따라 항조력;
공업부 장관은 통고 시고치고 보충하는 일부 조항에 대한 통지 제 2025년 2월 1일 공업무역부 장관이 발행한 제 2025-09/TT-BCT에 따른 전기발전 가격 프레임워크의 서류, 절차, 방법, 승인 절차 및 제 2025년 2월 1일 공업무역부 장관이 발행한 제 2025-12/TT-BCT에 따른 전기발전 서비스 가격 결정 방법, 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 가격 산정 원칙, 전력 구매 계약의 주요 내용을 규정함.
제1조. 통고 제09/2025/TT-BCT에 따른 전력발생 가격 프레임 결정 관련 서류, 절차, 방법, 승인 방식에 관한 규정과 전력 수입 가격 프레임 결정 관련 서류, 절차, 방법, 승인 방식에 관한 규정을 개정하고 보완함
1. 제1조 제1항에 b호 다음으로 c호를 다음과 같이 추가함:
“c) 제51조 제8항 a호는 제51조 제2항에 따른 전력 발전소에 대한 프레임 가격 적용을 규정하며, 이는: 재생에너지 소형 발전소의 피크 비용 회피 표가 적용 기간 만료 후의 발전소, 상업 운전 중이며 계약 전력 구매 가격 적용 기간 만료 후의 발전소, BOT 계약 기간 만료 후 정부에 이양된 발전소를 포함함.”
2. 제1조 제2항 a호를 다음과 같이 개정하고 보완함:
“a) 베트남 사회주의 공화국 영토 내에서 국가 전력망에 연결된 발전소를 소유하는 기관, 단체, 개인은 제외되며, 전략적 다목적 수력 발전소, 피크 비용 회피 표가 적용되는 소형 재생에너지 발전소, 보조 서비스를 제공하는 발전소와 터빈, 독립적으로 설치된 에너지 저장 시스템, 관할 기관의 문서에 명시된 전력 구매 가격 메커니즘을 적용하는 발전소를 제외함.”
3. 제2조 제3항을 다음과 같이 개정함:
“3. 축적 수력 발전소는 다양한 고도의 저수지 시스템을 사용하여 수력 에너지를 저장하고 전력을 생산하는 수력 발전소로서, 발전이 이루어지지 않는 시간 동안 저수지의 낮은 고도에서 높은 고도로 물을 펌프하여 수력 에너지를 저장하고, 전력 시스템이 필요할 때 터빈을 통해 물을 방류하여 전력을 생산함.”
4. 제2조 제6항 다음으로 제7항을 다음과 같이 추가함:
“7. 유연 발전소는 피트슨 엔진(RICE) 또는 에어로 GT 터빈(Aeroderivative Gas Turbine)을 사용하는 열력 발전소로서, 빠른 시작 특성을 가지고 있으며, 모듈식 설계로 전력을 생산하여 전력 시스템의 출력을 균형 잡고 안정성을 유지함.”
5. 제5조 제2항을 다음과 같이 개정하고 보완함:
“2. 초기 투자 비용은 다음 공식을 사용하여 연간 평균화된 TC로 변환됨:
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TC |
= |
(SĐT × Pt) |
× |
(1+i)n × i (1+i)n − 1 |
여기서:
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SĐT: |
계산된 투자 비용은 해당 조항 제4항에 따라 결정되며 (원/kW 또는 원/kWp); kWp는 태양광 패널의 최대 출력을 측정하는 단위입니다. |
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Pt: |
계산된 출력(kW 또는 kWp)은 해당 조항 제3항에 따라 결정됨; |
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n: |
발전소의 경제 수명은 본 통고 부속서에 명시됨 (년). 해상 풍력 발전소의 경우, n은 25년으로 설정됨. 유연 발전소의 경우, n은 25년 또는 투자 건설 프로젝트 연구 용역 보고서에 기반하여 관할 기관의 승인을 받은 기간으로 설정됨. BOT 방식으로 투자된 발전소의 경우, n은 BOT 계약에 명시된 발전소 운영 기간에 따라 결정됨. |
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i: |
재무 할인율은 해당 조항 제5항에 따라 결정됨 (%).” |
6. 제5조 제5항을 다음과 같이 개정하고 보완함:
“5. 사전 결정된 세전 평균 가중 평균 자본 비용 할인율 i(%)는 다음 공식을 사용하여 결정됨:
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i |
= |
(D × rd + E × re) × nD + re × (n − nD) n |
여기서:
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D: |
총 투자 금액 중 차입금 비율은 본 통고 부속서에 명시됨 (%); |
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E: |
총 투자 금액 중 자기자본 비율은 본 통고 부속서에 명시됨 (%); 국가가 100% 지분을 보유하고 100% 자기자본을 사용하여 투자를 승인받은 석탄 화력 발전소의 경우, E는 100%로 설정됨; |
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n: |
발전소의 경제 수명은 해당 조항 제2항에 명시됨 (년); |
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nD: |
평균 상환 기간은 10년으로 설정됨; |
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rd: |
차입금 이자는 해당 조항 제1호에 따라 결정됨 (%); |
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re: |
자기자본 이익률은 해당 조항 제2호에 따라 결정됨 (%).” |
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D: |
총 투자 금액 중 차입금 비율은 본 통고 부속서에 명시됨 (%); |
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E: |
총 투자 금액 중 자기자본 비율은 본 통고 부속서에 명시됨 (%); 국가가 100% 지분을 보유하고 100% 자기자본을 사용하여 투자를 승인받은 석탄 화력 발전소의 경우, E는 100%로 설정됨; |
|
n: |
발전소의 경제 수명은 해당 조항 제2항에 명시됨 (년); |
|
nD: |
평균 상환 기간은 10년으로 설정됨; |
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rd: |
차입금 이자는 해당 조항 제1호에 따라 결정됨 (%); |
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re: |
자기자본 이익률은 해당 조항 제2호에 따라 결정됨 (%).” |
7. 제5조 제5항 a호를 다음과 같이 개정하고 보완함:
“a) 차입금 이자율 rd (%)는 국내외 차입금의 가중 평균 이자율을 계산하여 결정되며, 다음 공식을 사용하여 계산됨:
rd = DF × rd,F + DD × rd,D
이 중:
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DF: |
총 차입금 중 외화 차입금 비율은 본 통고 부속서에 명시됨 (%). BOT 방식으로 투자된 발전소의 경우, DF 는 관할 기관의 프로젝트 승인 결정에 따른 투자 규모와 자금 구조를 기준으로 결정됨; |
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DD: |
총 차입금 중 국내화 차입금 비율은 본 통고 부속서에 명시됨 (%); 대상이 국내화폐(동반) 100% 차입금으로 운영되는 석탄화력발전소 형태인 경우, D는 100%로 결정됩니다.D 외화 차입금 이자율은 연간 3개월 동안 연평균 180일 기준 SOFR(Secured Overnight Financing Rate) 평균 금리에 은행 차입 조달 비용 연평균 3%를 더한 금리로 결정됩니다. |
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rd,F: |
내화폐 차입금 이자율은 최근 연간 3개월 동안 연평균 12개월 만기 예금 금리 중 개인 고객을 위한 첫 날 금리의 평균에 은행 서비스 수수료 연평균 3%를 더한 금리로 결정됩니다. |
|
rd,D: |
8. 제8조아항을 제8조 다음에 다음과 같이 추가합니다. |
제8조아항. 다른 형태의 발전소에 적용되는 가격 구간 설정 방법
1. 다른 형태의 발전소는 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 발전소입니다.
a) 200MW 이하 규모의 석탄화력발전소;
b) 정부가 100% 지분을 보유하고 있으며, 자본금 100%를 자기자본으로 투자하여 정부의 승인을 받은 사업;
c) 국내화폐 100% 차입금으로 투자된 발전소;
d) 재생에너지 소형 발전소의 피크 시간 적용이 종료된 발전소; 상업운전을 시작한 발전소 및 전력 구매 계약 가격 적용이 종료된 발전소; BOT 계약 기간이 종료되고 정부에 이관된 발전소.
2. 제1항 각 호 a, b, c에 따른 다른 형태의 발전소에 적용되는 가격 구간은 다음과 같이 규정됩니다.
a) 발전 가격 구간 최고가를 설정하기 위한 기초 원칙은 제3조 제1항과 제2항에서 규정된 발전 가격 구간 설정 원칙에 따릅니다.
b) 발전 가격 구간 최고가를 계산하기 위한 입력 데이터는 사업 승인을 받은 투자 건설 연구 보고서 또는 국가 기관의 승인을 받은 설계 기초 자료 또는 전력 구매 계약 협상 실적 데이터(있을 경우)를 기반으로 합니다.
3. 제1항 각 호 d에 따른 다른 형태의 발전소에 적용되는 가격 구간은 다음과 같이 규정됩니다.
b) 경제 수명을 고려한 최적 가격을 계산하기 위한 경제 수명;
b) 발전 가격 구간 최고가를 계산하기 위한 입력 데이터는 사업 승인을 받은 투자 건설 연구 보고서 또는 국가 기관의 승인을 받은 설계 기초 자료 또는 전력 구매 계약 협상 실적 데이터(있을 경우)를 기반으로 합니다.
c) 최고가를 계산하기 위한 투자 비용은 발전소의 투자 비용을 기준으로 하며, 전력 서비스 가격 효력이 종료되거나 전력 구매 계약이 종료된 시점의 재산 가치에 추가 개선 및 업그레이드 비용(승인 또는 전력 구매 당사자 간 합의된 경우)을 더합니다. BOT 계약 기간이 종료된 발전소의 경우, 최고가를 계산하기 위한 투자 비용은 정부 기관의 승인을 받은 재산 가치를 기준으로 합니다.
d) 발전 가격 구간 최고가를 계산하기 위한 기타 입력 데이터는 발전소의 실제 데이터를 기반으로 전력 판매자와 구매자가 합의한 내용을 따릅니다.”
9. 제12조 제1항 각 호 b를 다음과 같이 수정 및 보완합니다.
“b) 제5조, 제6조, 제7조, 제8조 및 제8조아항에서 규정된 발전 가격 구간 설정 관련 표와 계산 자료;”
일부 조항을 수정 및 보완하는 부처 명령 제/2025/TT-BCT 2025년 2월 1일 통상부 장관이 발전 서비스 가격 설정 방법; 프로젝트 전력 가격 산출 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용에 관한 규정을 시행하는 통지 번호 2025/TT-BCT 2025년 2월 1일 통상부 장관
조 2. 1. 제1조 제3항을 다음과 같이 수정 및 보완합니다. 12“3. 본 통지에서 규정된 발전 서비스 가격 설정 방법; 프로젝트 전력 가격 산출 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용은 다음 대상에게 적용되지 않습니다: 전략적 다목적 수력발전소; 피크 시간 적용이 종료된 소형 재생에너지 발전소; BOT 방식으로 투자된 독립 전력 발전소; 보조 서비스를 제공하는 발전소 및 발전기; 축적 수력발전소; 독립적으로 투자된 에너지 저장 시스템; 특정 권한 기관의 문서에 규정된 전력 구매 가격 적용 방식을 사용하는 발전소.”
2. 제2조 제15항 다음에 제16항을 다음과 같이 추가합니다.
P50 수준
는 여러 년 동안 발전소의 평균 전력 교역 가격으로, 발전소의 실제 여러 년간의 전력 교역 가격이 이 가격보다 높거나 같을 확률이 50%입니다.”
“16. 3. 제5조 제2항 각 호 b와 c를 다음과 같이 수정 및 보완합니다. “b) 경제 수명: 본 통지 부록 I에 따라 규정되지만, 정부 기관의 승인을 받은 사업의 경제 수명이 본 통지와 다르게 규정되어 있는 경우에는 그 승인 문서에 따릅니다(년).
해상 풍력 발전소의 경우, 경제 수명은 25년으로 결정됩니다.
유연 발전소의 경우, 경제 수명은 25년 또는 정부 기관의 승인을 받은 투자 건설 연구 보고서에 따라 결정됩니다.
c) 전력 교역 지점(A
GN
)에서 여러 년 동안 평균 발전량은 다음과 같이 계산됩니다:ANM
여기서:
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발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다.(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A: |
발전소 출력단계에서 생산되는 전력량(에너지 저장 시스템을 포함하지 않음)(킬로와트시)은 다음과 같이 결정됩니다: (i) 정부 투자 자금 또는 정부 소유 자금(정부 투자 자금 외)으로 운영되는 발전소 프로젝트에 대해서는 A(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A 조 기초 설계(또는 기초 설계에 따라 확인할 수 없는 경우 기술 설계)를 바탕으로 설치 기준을 갖춘 발전소의 기술 검토를 국가 기관이 승인한 기준에 따라 결정된다. 풍력 발전소와 태양광 발전소의 경우에는(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A P50 기대치에 따른 것으로 결정한다; (ii) 공공자금 및 공기업 자금을 사용하지 않는 발전소 프로젝트의 경우,(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A 전력 판매자와 구매자가 기술 설계 보고서(또는 기술 설계 보고서가 기술 설계 연구 보고서에서 확인할 수 없는 경우 기술 설계 보고서)를 기반으로 발전소 설치 기준이 승인된 가격 이상으로 협상한다. 풍력 발전소와 태양광 발전소의 경우에는(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A 전력 판매자와 구매자가 P50 기대치에 따른 것으로 협상한다; (iii) 화력 발전소의 경우,(i) 공공 투자 또는 공공 투자 외 자금으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, A 다음 공식에 따라 계산한다:
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Pt: |
승인된 설계의 발전기 최대 출력(kW); |
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Tmax: |
발전소의 연평균 최대 출력 운전 시간은 국가 기관의 문서에 따라 적용되며, 국가 기관의 문서가 승인된 경우 해당 문서에 따라 적용된다 Tmax 또는 본 통지 부록 I에 명시된 규정에 따라 적용된다. Tmax 본 통지 부록 I에 명시된 규정(생물질 발전소, 폐기물 발전소, 유연 발전소 포함)이 적용되지 않는 경우,max 승인된 기술 설계 연구 보고서 또는 전력 판매자와 구매자가 협상한다; |
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ttd: |
발전소 자체 사용 전력 비율 및 증압 변환기 손실 비율(%)(있을 경우)은 전력 판매자와 구매자가 승인된 기술 설계 연구 보고서(또는 검토된 기초 설계) 또는 제작업체의 기술 자료를 기반으로 협상하며, 승인된 기술 설계 연구 보고서(또는 검토된 기초 설계)보다 높아서는 안 된다. |
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kCS: |
화력 발전소의 전체 경제 수명 동안의 출력 감소 비율(있을 경우)은 전력 판매자와 구매자가 승인된 기술 설계 연구 보고서(또는 검토된 기초 설계) 또는 제작업체의 기술 자료를 기반으로 협상하며, 승인된 기술 설계 연구 보고서(또는 검토된 기초 설계)보다 높아서는 안 된다. |
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재생에너지 발전소가 에너지 저장 시스템을 사용하는 경우,A 다음 공식에 따라 계산한다:
이 중:
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발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다.S: |
에너지 저장 시스템을 충전하기 위해 사용되는 평균 전력량(kWh)은 다음과 같이 결정된다:
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: |
에너지 저장 시스템의 충방전 효율률(%)은 전력 판매자와 구매자가 승인된 기술 설계 연구 보고서(또는 검토된 기초 설계) 또는 제작업체의 기술 자료를 기반으로 협상하며, 85% 미만이 되어서는 안 된다. |
공공자금 및 공기업 자금을 사용하지 않는 발전소 프로젝트의 경우, 위 공식에 따라 결정할 수 없는 경우,A 전력 판매자와 구매자가 기술 설계 연구 보고서(또는 기술 설계 연구 보고서에서 확인할 수 없는 경우 기술 설계 보고서)를 기반으로 발전소 설치 기준이 승인된 가격 이상으로 협상한다.A 승인된 가격은 협상 시점에서 유효하며, 발전소의 전송 지점으로 환산되지만, 기술 설계 연구 보고서에서 결정된 전력 생산량보다 낮아서는 안 된다. 풍력 발전소와 태양광 발전소의 경우에는 P50 기대치가 결정 기준이다.A 4. 제10조 제2항을 다음과 같이 수정한다:A.”.
“2. 연간 전력 교역량과 프로젝트 총 투자액은 다음과 같이 결정된다:
a) 공공자금 및 공기업 자금을 사용하는 발전소 프로젝트의 경우, 총 투자액과 연간 평균 전력 교역량(P50 기대치에 따른)은 국가 기관이 승인한 기초 설계(또는 기초 설계에서 확인할 수 없는 경우 기술 설계)를 기반으로 결정된다.
b) 공공자금 및 공기업 자금을 사용하지 않는 프로젝트의 경우, 총 투자액과 연간 평균 전력 교역량(P50 기대치에 따른)은 전력 판매자와 구매자가 승인된 기술 설계 연구 보고서(또는 기술 설계 연구 보고서에서 확인할 수 없는 경우 기술 설계 보고서)를 기반으로 협상한다.”.
5. 제22조 제3항을 다음과 같이 추가한다:
“3. 부록 I 통지에 명시되지 않은 발전소 형태에 대한 대수리 비용 비율, 기타 비용 비율, 인건비 비율을 작성하거나 컨설팅 회사에 위임하여 작성하고, 산업부에 적절한 규정을 제안한다.”.
6. 부록 I의 표 2 제목을 다음과 같이 수정한다:
“표 2 - 본 통지 제10조에 따른 태양광 발전소와 풍력 발전소의 운영 및 유지 보수 비용 비율”.
"표 2 - 이 통지의 조 10에 따른 태양광 발전소 및 풍력 발전소의 운전 및 유지 보수 비율"
조 3. 이행조항
전력 판매자가 전력 구매 계약 협상 제안 서류를 제출하였고 양 당사자가 본 통고가 효력을 발생하기 전에 전력 가격 협상을 진행 중이나 합의하지 못한 경우, 통고 제12/2025/TT-BCT에 따라 계속 협상하되, 전력 판매자가 본 통고를 적용하여 협상을 계속하고자 하는 경우에는 본 통고의 규정에 따라 전력 가격을 협상한다.
조 4효력 발생
1. 본 통고는 2025년 11월 21일부터 효력을 발생한다.
2. 시행 과정에서 문제가 발생할 경우, 해당 기관 및 개인은 산업통상자원부에 보고하여 수정 보완하도록 검토한다.
본부 장관 서명
차관 서명
(인)
nguyễn hoàng long
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