통합문서 제 56-VBHN/BCT 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 가격 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용

사회주의 공화국 베트남 독립 - 자유 - 행복 _______________________

 

 

시행규칙

발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용

 

공업부 장관이 2025년 2월 1일자 제12/2025/TT-BCT 호에 의하여 발급한 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용은 2025년 2월 1일부터 효력 발생하며 다음과 같이 개정·보완됨 :

공업부 장관이 2025년 11월 21일자 제54/2025/TT-BCT 호에 의하여 발급한 공업부 장관이 2025년 2월 1일자 제9/2025/TT-BCT 호에 의하여 발급한 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용은 2025년 11월 21일부터 효력 발생함

전기법 2024년 11월 30일 법률을 근거로 함;

정부가 2022년 11월 29일자 제96/2022/NĐ-CP 호에 의하여 발급한 공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 체계에 관한 규정; 정부가 2024년 8월 1일자 제105/2024/NĐ-CP 호에 의하여 발급한 제96/2022/NĐ-CP 호 일부 조항을 개정·보완하는 규정 및 정부가 2018년 2월 28일자 제26/2018/NĐ-CP 호에 의하여 발급한 베트남 전력그룹의 조직 및 운영 규칙에 근거함

전력조절국장의 건의에 따라

공업부 장관은 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용을 규정하는 통지안을 발행함[1]

장 1. 총칙

 

조 1. 적용 범위와 적용 대상

이 통지는 전력법 제61/2024/QH15 제12조 제3항, 제44조 제5항, 제51조 제1항 제g호에 대한 세부 지침을 제공하며 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용을 규정함

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

베트남 사회주의 공화국 영토 내에서 국가 전력 시스템과 연결된 발전소

관련 기관, 단체, 개인 등

3.[2] 본 통지에서 규정된 발전 서비스 가격 결정 방법; 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙; 전력 구매 계약 주요 내용은 다음 대상에게 적용되지 않음 : 전략적 다목적 수력발전소; 재생에너지 소규모 발전소(피크 피트팅 가격 메커니즘 적용); 독립 발전소(BOT 방식으로 투자); 보조 서비스를 제공하는 발전소 및 발전기; 축적 수력발전소; 독립적으로 투자된 에너지 저장 시스템; 각 관할 기관의 문서에 규정된 전기 구매 가격 메커니즘을 적용하는 발전소

조 2. 용어 해석

본 통지에서 다음 용어들은 다음과 같이 해석된다:

1. 는 전력 사업 활동 허가증을 소유하거나 법에 따라 전력 사업 활동 허가증 면제를 받은 발전소 소유 단체 또는 개인으로, 그 발전소는 에너지 재생 소형 발전소이다. 발전소 소유주

2. 는 전력 분배 및 소매 사업 활동 허가증을 소유하고 에너지 재생 소형 발전소가 연결하여 전력을 구매할 수 있는 전력망을 보유한 발전공사 또는 분배 전력 단위이다. 베트남 전력그룹(또는 분권 또는 위임을 받은 대표 단위), 북부 전력공사, 중부 전력공사, 남부 전력공사, 하노이 도시 전력공사, 호치민 도시 전력공사, 경쟁 전력 시장에서 전력 구매를 담당하는 다른 단위

3. 투자자 투자 프로젝트를 수행하기 위해 자본을 소유하거나 차입하거나 직접 관리하고 사용하도록 위임받은 기관, 단체, 개인

4. 전력 인수 판매자가 구매자에게 전달하는 전력량 전체

5. 발전 단체 발전소 하나 이상을 소유하는 전력 기관

6. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전력 시스템 및 경쟁 전력 시장 운영 회사 또는 경쟁 전력 시장 발전 단계에 따라 다른 이름을 가질 수 있는 국영 한 개체 책임 유한 회사

7. 연료 구매 계약 발전소와 연료 판매 업체 간에 발전소에 연료를 공급하기 위한 협정으로 법령에 따라 체결되며 합법적인 연료 출처를 보장하고 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장함

8. 천연가스 액화(LNG) 저장, 재화학, 배포 계약 발전소 또는 연료 판매 업체와 LNG 저장소 투자 및 관리 업체 간에 발전소에 천연가스 연료를 공급하기 위한 협정으로 법령에 따라 체결되며 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장함

9. 연료 운송 계약 발전소 또는 연료 판매 업체와 연료 운송 업체 간에 발전소에 연료를 운송하기 위한 협정으로 법령에 따라 체결되며 경쟁력 있고 투명한 가격을 보장함

10. 기준 연도 발전 서비스 가격 산정을 위해 승인된 총 투자 규모를 사용하여 계산되는 연도

11. 신설 발전소 신설 또는 확장된 부분을 신설하여 전력 구매 계약을 체결하지 않은 발전소

12. 정밀 열 손실률 1kWh 전력 생산을 위해 소비되는 열량(_BTU/kWh 또는 kJ/kWh 또는 kCal/kWh_)

13. 투자 총액 설계 기초 및 타당성 조사 보고서의 투자 건설 내용에 따른 투자 건설 비용 전체로서 관련 법률 규정에 따라 결정됨

14. 조정된 총 투자 규모 건설 관련 법률에서 효력을 인정받는 시점의 가동 서비스 발전 가격 협상을 위한 조정된 총 투자 규모

15. 결산 투자 자금 투자 과정에서 프로젝트를 운영하기 위해 사용된 모든 합법적인 비용. 합법적인 비용은 승인된 프로젝트, 설계, 예산, 건설 계약 및 관련 법률 규정에 따라 수행된 비용이며, 조정 및 보완된 비용도 포함되며, 결산 투자 자금은 승인된 총 투자 규모(또는 조정된 규모)의 범위 내에 있어야 함

16.[3] 기대 수준 P50 여러 년 동안 평균 전력 인수량 값으로, 해당 발전소의 실제 여러 년간 전력 인수량의 50% 확률로 이 값 또는 그 이상을 달성할 수 있음

장 2. 발전 서비스 가격 결정 방법, 전력 프로젝트를 수행하기 위한 전기 요금 산정 원칙

 

절 1. 발전 서비스 가격 결정 방법에 관한 방식

조 3. 발전 서비스 가격 결정 원칙

1. 발전소의 전력 구매판매 계약 가격은 다음 기초로 작성된다.

가) 투자자가 프로젝트 전체 경제 생애 주기 동안 합리적이고 적법한 비용

나) 재무 내부 수익률(IRR)이 12%를 초과하지 않음.

2. 전력 구매판매 계약 가격은 전력 판매자와 구매자가 협의하고, 제시된 방식에 따라 작성된다. 본 통지의.

3. 전력 구매판매 계약 가격에는 부가가치세, 자원수 이용세, 자원수 개발권 사용료, 삼림 환경서비스 요금, 고형 폐기물 및 공업 폐수에 대한 환경 보호 비용(화력 발전소에 적용), 그리고 관할 국가 기관 규정에 따른 세금, 요금, 기타 금전 수입(발전 서비스 가격 계획에서 이미 포함된 세금, 요금을 제외함)이 포함되지 않는다.

4. 전력 구매판매 계약 가격은 기준 연도 발전 가격 범위와 비교된다.

가) 기준 연도 전력 구매판매 계약 가격은 기준 연도에 공업 무역부 장관이 발표한 발전 가격 범위를 초과하지 않으며, 발전소의 전력 구매판매 계약 가격은 해당 발전 가격 범위의 비용 구성 요소와 일치하는 기준으로 계산된다.

나) 기준 연도에 발전 가격 범위가 없는 경우, 전력 구매판매 계약 가격은 해당 발전소 유형의 가장 가까운 기준 연도 이후의 발전 가격 범위와 일치하도록 비용 구성 요소를 조정하여 계산된다.

조 4. 발전소의 기준 연도 전력 구매판매 계약 가격 결정 방법

기준 연도 전력 구매판매 계약 가격 P_공화국 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

P_공화국 Tmax: 최대 용량 운전 시간 (시간);^CĐ + P^BD

1. P^CĐ (원/kWh)는 기준 연도 고정 가격으로, 다음 공식에 따라 결정된다.

P^CĐ = FC + FOMC_다

여기서:

FC:	평균 고정 가격은 제시된 규정에 따라 결정된다. 조 이 통지 (원/kWh);
FOMC다:	기준 연도 고정 운영 및 유지보수 비용은 제시된 규정에 따라 결정된다. 조 6 이 시행규칙에 따른 (원/kWh).

2. P^BD (원/kWh)는 기준 연도 변동 가격으로 다음과 같이 결정된다.

가) 화력 발전소의 경우, P^BD 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

	주요 연료 비용 변동에 따른 가격 변동 요소는 제시된 규정에 따라 결정된다. 제7조 제1항 (원/kWh);
	부차 연료 비용 변동에 따른 가격 변동 요소는 제시된 규정에 따라 결정된다. 제7조 제2항 (원/kWh);
	기타 비용 변동에 따른 가격 변동 요소는 제시된 규정에 따라 결정된다. 항 3 조 7 이 고시 (원/kWh);
	주요 연료 운송 비용은 제시된 규정에 따라 결정된다. 제7조 제4항 (원/kWh).

나) 수력 발전소, 태양광 발전소, 풍력 발전소의 경우, P^BD 0 (없음)이다.

3. 발전소의 실험, 시운전, 검수 비용: 상업 운전 시작 이전에 발생한 실험, 시운전, 검수 비용은 전력 판매자와 구매자가 협의하여 프로젝트 승인 투자 규모에 중복되지 않도록 한다.

조 5. 발전소의 평균 고정 가격 결정 방법

1. 발전소의 평균 고정 가격(FC)은 부록 II에 명시된 표 1과 표 2에 따른 프로젝트 재무 분석을 기반으로 결정되며, 발전소의 평균 고정 가격(FC)을 작성하기 위한 입력 데이터는 본 조 제2항에 따라 결정된다.

2. 평균 고정 가격 계산에 사용되는 주요 입력 데이터는 다음과 같다.

가) 투자 비용: 투자 비용은 발전 서비스 가격 협상 시점에 유효한 투자 규모(또는 조정된 투자 규모) 또는 발전 서비스 가격 협상 규정에 따른 최종 투자 규모에 따라 결정된다. 조 이 통지 이다 발전 서비스 가격을 계산하기 위해 사용되며, 판매 전력 회사가 전력 생산 시설 연결 지점까지 책임지고 있는 모든 비용을 포함한다. 이 비용은 발전소, 발전소를 위한 기반 시설 및 항만, 재생 에너지 발전소의 경우 저장 시스템(있을 경우), 발전소에서 연결 지점까지의 전력망 투자 비용, 기타 관련 비용, 그리고 프로젝트에 할당된 비용(있을 경우)을 포함한다.

b)[4] 경제 수명: 이 통지 부록 I에 따라 결정되지만, 정부 기관이 프로젝트의 경제 수명을 이 통지와 다른 규정으로 승인한 경우에는 해당 규정을 따르게 된다(년).

해상 풍력 발전소의 경우, 경제 수명은 25(년)으로 결정된다.

유연 발전소의 경우, 경제 수명은 25(년) 또는 정부 기관이 승인한 타당성 조사 보고서 기준으로 결정된다.

c)[5] 전송 지점에서 연평균 발전량(A_A)은 다음과 같이 계산된다:

A_다N = A_NM x (1 - t_td ) x (1 - k_CS )

여기서:

ANM:	발전소 출력단의 전력 생산량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정된다: (i) 공공 자금 또는 공공 자금 외 국가 자금을 사용하는 프로젝트의 경우, ANM 설계 기준(또는 설계 기준을 결정할 수 없는 경우 설계 기술)에 따라 정부 기관의 검토를 받은 발전소 설치 사양에 맞춰 결정된다. 풍력 발전소나 태양광 발전소의 경우, ANM P50 기대치에 따라 결정된다. (ii) 공공 자금 또는 공공 자금 외 국가 자금을 사용하지 않는 프로젝트의 경우, ANM 판매 전력 회사와 구매 전력 회사가 타당성 조사 보고서(또는 타당성 조사 보고서를 결정할 수 없는 경우 설계 기술)를 기준으로 정부 기관의 승인을 받은 발전소 설치 사양에 맞춰 협의하며, 이 값은 타당성 조사 보고서에서 결정된 값보다 낮아서는 안 된다. 풍력 발전소나 태양광 발전소의 경우, ANM P50 기대치에 따라 판매 전력 회사와 구매 전력 회사가 협의한다. (iii) 열 전력 발전소의 경우, ANM 다음의 공식에 따라 계산된다: ANM 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 Pt: 설계 승인된 발전기 최대 출력(kW); 다max: 정부 기관의 문서에 따라 정부 기관의 승인이 있을 경우 Tmax 또는 이 통지 부록 I에 따라 결정된다. Tmax 이 통지 부록 I에 명시되어 있지 않은 경우(生物质能发电厂、垃圾发电厂和灵活发电厂)，Tmax 根据批准的可行性研究报告或由售电方和购电方协商确定；
ttd:	发电厂自用电率和升压变压器损耗率以及输送到国家电网的线路损耗率（如有）由售电方和购电方根据批准的可行性研究报告（或经审查的设计基础）或制造商技术文件在谈判时确定，但不得超过可行性研究报告（或经审查的设计基础）中的数值；
kCS:	发电机组容量衰减率（如有）在整个经济寿命期间由售电方和购电方根据批准的可行性研究报告（或经审查的设计基础）或制造商技术文件在谈判时确定；

对于使用储能系统的可再生能源发电厂，A_A 按照以下公式计算：

여기서:

AS:	用于给储能系统充电的平均电量（kWh）如下确定：
	ABESS:	设计批准的储能系统容量（kWh）；
	다BESS :	储能系统的充放电周期数由售电方和购电方根据批准的可行性研究报告（或经审查的设计基础）或制造商技术文件在谈判时确定；
	n:	发电厂的经济寿命如本款b项规定（年）；
	kv:	储能系统的容量衰减率在整个经济寿命期间由售电方和购电方根据批准的可行性研究报告（或经审查的设计基础）或制造商技术文件在谈判时确定；
	储能系统的充放电效率由售电方和购电方根据批准的可行性研究报告（或经审查的设计基础）或制造商技术文件在谈判时确定，但不得低于85%。

对于不使用公共资金或非公共资金的项目，如果无法按上述公式确定A_A ，则售电方和购电方根据可行性研究报告（或无法通过可行性研究报告确定A_A 的情况下设计技术报告），并将其转换为交货点的有效值，但不得低于这些报告中确定的电力产量。对于风力发电厂和太阳能发电厂，P50预期值是确定A_A.

d) 固定资产各主要类别折旧年限（年）：根据相关法律规定或政府机构允许的其他折旧年限框架，在每个时期内确定每类固定资产的主要折旧年限；

đ) 자본금 비율, 차입금 비율 및 투자 자금 분기 비율은 투자 프로젝트 승인 결정, 프로젝트 자금 조달 실적을 기준으로 협상 시점에 따라 결정되며, 정부 기관이 발포한 규정에 부합해야 한다. 최소 자본금 비율은 투자 총액의 15% 이상이다.

이) 차입 금리와 운영 기간 내 차입금 상환 기간은 차입 계약, 발전자와 금융기관 사이의 문서 및 자료를 기반으로 결정된다.

차입 계약 또는 발전자와 금융기관 간 법적 효력을 가진 문서에서의 총 차입금이 전기 가격 계산 방안에서의 차입금보다 적을 경우, 부족한 차입금은 발전자와 전력 구매자가 원칙에 따라 합의한다. 이 원칙은 최소 10년의 차입금 상환 기간과 차입금 이자율 규정을 포함한다.

이1) 외화 차입금 이자는 연간 평균 SOFR(보장된 일일 자금 운용 금리) 180일 기간의 평균 36개월 동안 발포된 연방준비제도 웹사이트 (www.newyorkfed.org)의 정보를 기반으로, 은행의 차입 수수료 비율 3%/년을 더한 금리를 적용한다.

이2) 현지 통화 차입금 이자는 발전 논의 연도의 3월, 6월, 9월 또는 12월 첫 날로부터 60개월 전의 4개 상업 은행(Vietnam Joint Stock Commercial Bank for Foreign Trade, Vietnam Joint Stock Commercial Bank for Industry and Trade, Vietnam Joint Stock Commercial Bank for Investment and Development, Agricultural Bank of Vietnam 또는 해당 은행의 합법적인 계승자)의 개인 고객을 위한 12개월 만기 후 지급 예금 금리의 평균에 은행 서비스 수수료 비율 3%/년을 더한 금리를 적용한다.

가) 기업 소득세율 및 기타 세금 및 수수료는 관련 법률 규정에 따른다.

제6조. 발전소 운영 및 유지 보수 가격 산정 방법

FOMC 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격_다 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

 

여기서:

	대수선 비용 및 기타 비용 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격은 본 조항 제1항의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时).
	인건비 비용 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격은 본 조항 제2항의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时).

1. 대수선 비용 및 기타 비용 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

TCscl:

대수선 비용 및 기타 비용 총 비용을 산정하는 방법을 적용한다.scl 기준 연도의 총 비용은 다음 공식을 사용하여 산정한다: TCscl = VĐTXD+TB x kscl + Ccdk

여기서:

SĐT: 표준 발전소의 투자 비용은 해당 조의 항 3에 따라 결정된다 (원/kW);XD+TB	건설 비용 및 설비 비용은 본 통지 제5조 제2항 제2호에서 정한 투자 총 규모를 기준으로 산정된다. scl (동);
ksc이	발전소의 대수선 비용 및 기타 비용 비율(%)은 발전자와 구매자가 협의하며, 본 통지 부록 I의 규정을 초과하지 않아야 한다. 부록 I에 규정되지 않은 발전소의 경우 발전자와 구매자가 협의한다.scl sc
공화국cdk:	항만 입항 수로 정비 비용, 인프라 비용 등 기타 비용은 발전자와 구매자가 협의한다 (있을 경우) (원). 이러한 비용의 기준 연도 데이터가 없을 경우, 발전자와 구매자는 협의하여 협상 시점의 총 비용을 산정하고, 연간 2.5%의 비율로 기준 연도로 환산한다 (원).
AA:	발전소와 구매자 간 전력 교역 지점에서의 장기 평균 발전량 (千瓦时)은 본 통지 제5조 제2항 제2호 제c호에서 정한 규정에 따라 산정된다. scl.

2. 인건비 비용 기준 연도의 운영 및 유지 보수 가격  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

TC||| nc:	기준 연도의 총 인건비 비용은 임금 비용, 사회 보험 비용, 의료 보험 비용, 실업 보험 비용, 노동조합 경비 및 기타 보조금 등을 포함한다 (원). 기준 연도의 총 인건비 비용 TC||| nc 기준 연도의 총 인건비 비용은 발전소의 총 인건비 비용을 기준으로 산정되며, 다음과 같이 환산된다. 계산 가격 연도의 최저임금 지역별 금액을 기준으로 임금을 산정할 경우, 기준 연도 환산 비율은 해당 지역 최저임금을 기준으로 산정된다. 위 사례에 따라 총 인건비 비용을 산정할 수 없는 경우, 기준 연도의 총 인건비 비용은 다음 공식을 사용하여 산정된다.||| nc 발전소의 인건비 비용 비율(%)은 발전자와 구매자가 협의하며, 본 통지 부록 I의 규정을 초과하지 않아야 한다. 부록 I에 규정되지 않은 발전소의 경우 발전자와 구매자가 협의한다. TC||| nc = VĐTXD+TB x k||| nc 여기서:
	SĐT: 표준 발전소의 투자 비용은 해당 조의 항 3에 따라 결정된다 (원/kW);XD+TB:	건설 비용 및 설비 비용은 본 통지 제5조 제2항 제2호에서 정한 투자 총 규모를 기준으로 산정된다. scl (동);
	k||| nc:	발전소와 구매자 간 전력 교역 지점에서의 장기 평균 발전량은 본 통지에서 정한 규정에 따라 산정된다.||| nc sc
	AA :	다년 평균 발전량은 전력 판매자와 구매자 간의 전력 인수인계 지점에서 계산되며, 해당 방법은 다음과 같이 규정되어 있습니다. scl (kWh).

조 7. 화력 발전소 변동 가격 산출 방법

기준 연도 P의 화력 발전소 변동 가격^BD (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	기준 연도 화력 발전소 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 가격 조정 요소는 본 조 제1항에서 정한 방법에 따라 결정되며 (원/千瓦时);
	기준 연도 화력 발전소 부연료 비용 변동에 따른 변동 가격 조정 요소는 본 조 제2항에서 정한 방법에 따라 결정되며 (원/千瓦时);
	기준 연도 화력 발전소 기타 비용 변동에 따른 변동 가격 조정 요소는 본 조 제3항에서 정한 방법에 따라 결정되며 (원/千瓦时);
	기준 연도 화력 발전소 주요 연료 운송비는 본 조 제4항에서 정한 방법에 따라 결정되며 (원/千瓦时).

1. 기준 연도 화력 발전소 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 가격 조정 요소 다음 공식에 따라 결정된다:

在 |||

	발전소가 주요 연료를 사용할 때 판매자와 구매자가 설계 기준/기술 설계에 따른 투자 규모를 기반으로 계산된 전기 가격 또는 제작업체의 기술 사양을 고려하여 규정된 부하 수준에 따른 평균 열 효율 ( kcal/千瓦时 或 kJ/千瓦时 或 BTU/千瓦时 或 kg/千瓦时 );
	기준 연도 주요 연료 가격은 판매 및 구매 연료 계약 또는 합의 문서 (부가가치세 미포함) (원/千卡 或 元/千焦 或 元/英热单位 或 元/千克)로 계산된다.

2. 기준 연도 화력 발전소 부연료 비용 변동에 따른 변동 가격 조정 요소 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

	발전소가 부연료를 사용할 때 판매자와 구매자가 합의한 평균 연료 소비량 (kg/千瓦时 或 kcal/千瓦时 或 kJ/千瓦时 或 BTU/千瓦时);
	기준 연도 부연료 가격은 판매 및 구매 연료 계약 또는 합의 문서 (부가가치세 미포함) (元/千克 或 元/千卡 或 元/千焦 或 元/英热单位)로 계산된다.

3. 기준 연도 화력 발전소 기타 비용 변동에 따른 변동 가격 조정 요소  다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

공화국vlp:	기준 연도 발전소 부자재 비용은 발전용 부자재의 양과 단가를 기반으로 계산되며 (원). 기준 연도에 대한 부자재 비용 계산 자료가 없는 경우, 해당 시점에 충분한 자료가 있는 경우의 비용 요소를 사용하고 연간 2.5%의 비율로 기준 연도로 이월할 수 있다;
공화국kd:	케이지 비용은 연료 비용, 기타 케이지 비용 (원)을 포함하며; 케이지 횟수는 판매자와 구매자가 시스템 요구사항과 발전소 특성에 따라 합의한다. 기준 연도에 대한 케이지 비용 계산 자료가 없는 경우, 협상 시점의 가치를 기준 연도로 연간 2.5%의 비율로 이월할 수 있다;
공화국k:	정기 유지 보수 비용은 발전소 투자 및 장비의 총 규모를 기반으로 계산되며, 판매자와 구매자가 합의한 비율은 본 통지의 부록 I에 명시된 최대 비율을 초과하지 않아야 하며, 부록 I에 명시되지 않은 발전소의 경우 판매자와 구매자가 합의한다;
AA:	다년 평균 발전량은 전력 판매자와 구매자 간의 전력 인수인계 지점에서 계산되며, 해당 방법은 다음과 같이 규정되어 있습니다. scl (kWh).

4. 기준 연도 화력 발전소 주요 연료 운송비 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

발전소의 평균 열 효율은 본 조 제1항에 따라 결정된다;

기준 연도 발전용 주요 연료 운송비 (부가가치세 미포함) (원/千卡 或 元/千焦 或 元/英热单位 或 元/千克)는 다음과 같이 결정된다: 석탄화력 발전소의 경우: 계약 운송비 또는 합의 문서에 따른 가중평균 계산; 천연가스화력 발전소의 경우: 전기 생산을 위한 파이프라인 운송 서비스 비용의 가중평균 값으로, 관련 법령 및 가격법 규정에 따라 권한 있는 기관의 승인을 받음; LNG 사용 화력 발전소의 경우: 전기 생산을 위한 천연가스 액화 저장, 재생, 운송 및 분배 서비스 비용의 가중평균 값으로, 관련 법령 및 가격법 규정에 따라 권한 있는 기관의 승인을 받음; 폐기물 발전소, 생물질 발전소, 신재생 에너지 발전소의 경우: 발전소 현황에 따라 판매자와 구매자가 합의; 다수 종류의 연료를 사용하는 화력 발전소의 경우: 발전소 현황에 따라 판매자와 구매자가 합의; 주요 연료 구매 계약에서 연료 가격이 주요 연료 운송비, 수집, 운송, 분배, 저장, 재생 비용을 포함하는 경우, 해당 주요 연료 운송비는 0 (영)이다.

조 8. 발전소에 대한 전력공급 서비스 가격 결정 방법이 없는 경우

발전소에 대한 전력공급 서비스 가격 결정 방법이나 가격 범위가 없는 경우에는 전기 구매자와 판매자가 발전소의 실정에 맞는 가격 결정 방법을 협의하고, 산업통상자원부에 보고하여 검토 및 지도를 받는다.

조 9. 임시 가격

전력 구매판매 계약에서 가격을 협의하지 못한 경우에는 전기 판매자와 구매자가 임시 가격을 협의하여 적용할 수 있으며, 정식 가격이 확정될 때까지 이를 적용한다.

조 10. 태양광 발전소와 풍력 발전소에 대한 전력공급 서비스 가격 결정 방법 (발전소가 전력구매계약을 체결하였으나 정부의 결정에 따른 전기 구매 가격 조건을 충족하지 못하는 경우)

태양광 발전소와 풍력 발전소가 전력구매계약을 체결하였으나 정부의 결정에 따른 전기 구매 가격 조건을 충족하지 못하는 경우, 전력공급 서비스 가격 결정 방법은 다음과 같이 규정된다:

1. 전기 판매자와 구매자는 이 통지에서 정한 가격 결정 원칙을 기반으로 발전소의 전력공급 서비스 가격 방안을 작성한다.

a) 발전소의 전력공급 서비스 가격 협상 기준 연도는 발전소의 상업운전 시작 연도이다.

b) 가격이 아직 결정되지 않은 발전소 부분에 대해서는 전체 발전소의 입력 데이터를 기반으로 전력공급 서비스 가격을 결정한다.

2.[6] 연간 평균 전력 교역량과 총 투자 비용은 다음과 같이 결정된다:

a) 공공투자 자금 또는 공공 자금(공공투자 외)으로 운영되는 발전소 프로젝트의 경우, 설계 기준에 따라 검토된 설비 설치 데이터(또는 설계 기준이 없을 경우 기술 설계 데이터)를 기반으로 총 투자 비용과 연간 평균 전력 교역량(P50 기대치)이 결정된다.

b) 공공투자 자금 또는 공공 자금(공공투자 외)을 사용하지 않는 프로젝트의 경우, 전기 판매자와 구매자가 기대치 P50을 기준으로 총 투자 비용과 연간 평균 전력 교역량을 협의하며, 이는 연구 용역 보고서(또는 연구 용역 보고서가 없을 경우 기술 설계 데이터)와 발전소 설비 설치 데이터를 기반으로 한다.

3. 발전소의 기본 연도 운영 및 유지보수 비용 FOMC_다 는 다음과 같이 결정된다.

여기서:

TC :	발전소의 총 운영 및 유지보수 비용은 다음 공식을 통해 결정된다: TC = VĐT x k 여기서:
	VĐT: k:	발전소 투자 비용(원); 발전소의 운영 및 유지보수 비용 비율(%)은 전기 판매자와 구매자가 협의하되, 이 통지 부록 I에서 정한 규정을 초과하지 않아야 한다.

4. 전력공급 서비스 가격 계산을 위한 다른 데이터, 계약 전력 구매 가격 결정 방법, 계약 연도별 고정 가격 결정 원칙은 전기 판매자와 구매자가 이 통지 장 II에서 정한 규정을 기반으로 협의한다.

5. 전력 구매판매 계약 협상에 필요한 문서는 제 20조 항 1에 따라 처리한다..

조 11. 발전사업 투자자를 선정하기 위한 입찰에서 전력 판매 가격 결정 원칙

제19조 제1항에 따라 발전사업 투자자를 선정하기 위한 입찰을 실시하는 경우, 입찰 공고서에 포함된 전력 가격은 본 통지의 장 II에서 정한 원칙에 따라 작성되며, 이는 입찰 공고서와 자문 단위를 기초로 제안된 전력 가격 산출 데이터 세트를 반영한다.

절 2. 운영 중인 발전소의 발전 서비스 가격 결정 방법

조 12. 발전 서비스 가격 결정 방법 - 발전 계약이 만료되었으나 경제 수명이 끝나지 않은 발전소에 대해

통지 제41/2010/TT-BCT, 제56/2014/TT-BCT, 제57/2020/TT-BCT, 제07/2024/TT-BCT에 따라 발전 계약을 체결하고 협상하였으나 발전 계약이 만료되었으나 경제 수명이 끝나지 않은 발전소에 대해서는, 발전 사업자가 구매 사업자와 협의하여 경제 수명 종료 시까지 적용될 발전 서비스 가격을 확정하며, 이는 이미 협의된 가격과 동일한 고정 평균 가격으로 유지되어야 한다.

조 13. 경제 수명이 끝난 발전소의 발전 서비스 가격 결정 방법

1. 경제 수명이 끝난 발전소의 고정 가격은 발전소가 전기 생산 및 영업 활동 비용을 회수할 수 있도록 보장하는 원칙에 따라 결정된다. 가격 산출 기간은 양 당사자의 합의 또는 주요 설비 대수리 주기를 따르며 합리적인 이익 수준을 합의한다. 정부 기관의 승인 문서가 있는 경우 해당 문서에 따른다.

2. 경제 수명이 끝난 화력 발전소의 변동 가격은 다음 조항에 따라 결정되며, 본 고시의 실제 운영 상황에 적합한 요소를 고려한다.

3. 평균 발전량은 설계 승인된 발전소 용량을 기반으로 결정되며,_max 본 통지 부록 I에 명시된 규정에 따라 한다. 부록 I에 명시된 규정이 없는 발전소의 경우, 평균 전력 생산량은 가격 산출 주기와 일치하는 최근 주기의 실제 통계 데이터를 기반으로 결정된다._max 4. 경제 수명이 끝난 발전소가 설비 개선 투자를 수행한 경우, 발전 사업자와 구매 사업자는 발전소의 전력 구매 계약 가격을 조정하기 위해 본 통지의

조 4, 조 5 조 6 및 조 7에 따라 협상하고,, 투자된 주요 설비의 감가상각 기간에 맞추어 합의한다. 5. 경제 수명이 끝난 발전소의 전력 구매 계약 기간은 주요 설비의 대수리 주기를 기준으로 양 당사자가 합의한다.

조 14. 발전 계약이 유효하나 발전 서비스 가격이 만료되었거나 BOT 계약이 정부에 이양되었거나 정부 권한 기관의 문서에 명시된 가격 구매 방식을 적용하고 발전 계약이 만료된 발전소의 발전 서비스 가격 결정 방법

1. 발전 서비스 가격은 발전소가 투자 비용(있을 경우), 전기 생산 및 영업 비용을 회수하고 합리적인 이익 수준을 합의하는 원칙에 따라 결정된다.

2. 발전 서비스 가격 산출 기간은 발전소의 경제 수명 잔여 기간 또는 발전 계약 잔여 기간 또는 양 당사자의 합의에 따라 결정된다.

3. 부록 I에 명시된 규정에 따라, 평균 전력 생산량은 가격 산출 주기와 일치하는 최근 주기의 실제 통계 데이터를 기반으로 결정된다.

3. 평균 발전량은 설계 승인된 발전소 용량을 기반으로 결정되며,_max 본 통지 부록 I에 명시된 규정에 따라 한다. 부록 I에 명시된 규정이 없는 발전소의 경우, 평균 전력 생산량은 가격 산출 주기와 일치하는 최근 주기의 실제 통계 데이터를 기반으로 결정된다._max 4. 화력 발전소의 변동 가격은 다음 조항에 따라 결정되며,

5. 운전 및 유지 보수 비용은 양 당사자가 합의한다. 본 고시의 실제 운영 상황에 적합한 요소를 고려한다.

6. 발전 서비스 가격 산출을 위한 투자 비용은 발전 서비스 가격 또는 발전 계약이 만료된 시점의 재산 가치를 기반으로 결정되며, 개선 및 개량 비용(있을 경우)을 더한다.

6. 발전 서비스 가격 산출에 따른 투자 비용은 발전 서비스 가격이 효력을 상실하거나 전력 매매 계약이 종료된 시점의 자산 잔존 가치에 개선 및 확장 비용(있을 경우)을 더한 것으로 결정됩니다.

조 15. 재투자 정산에 따른 발전 서비스 가격 결정 방법은 재협상 발전소에 적용된다.

재협상 발전소의 발전 서비스 가격은 이 통지 제27조 제1항, 제2항에서 정한 재투자 정산에 따른 발전 서비스 가격으로 한다. 항 1, 항 2 조 27 통지 이 규정에 따르고:

1. 재투자 정산 금액을 확정한 후, 전력 판매자는 전력 구매자에게 관련 재투자 정산 자료를 제공해야 한다.

2. 전력 판매자와 전력 구매자는 다음 원칙에 따라 전력 가격을 재협상한다:

가) 계약 전력 매매 가격 결정 방법은 이 규정에 따른다. 본 통지의;

나) 계약 전력 매매 가격 계산을 위한 계수는 이 규정에 따른다. 본 통지의 그리고 재투자 정산 시점과 동시에 입력 계수를 업데이트한다;

다) 계약 전력 매매 가격은 발전 가격 범위를 초과하지 않아야 하며, 발전소 전체 운영 상업 연도의 발전 가격 범위 내에 있어야 한다.

라) 발전소의 상업 운영 날짜부터 발전 서비스 가격은 각 연도별 고정 가격으로 적용되며, 이 통지 제16조에 따른다. , 재투자 정산 전의 연도별 고정 가격 조정은 전력 판매자와 전력 구매자가 재투자 정산 기반 전력 가격으로 수정 계약을 체결한 날짜 이전에는 이루어지지 않는다;마) 재투자 정산에 따른 발전 서비스 가격의 기준 연도는 발전소 전체 상업 운영 연도이다.

절 3. 계약 전력 매매 가격의 각 연도별 결정 방법

조 16. 계약 전력 매매 연도별 고정 가격 결정 원칙

1. 전력 판매자와 전력 구매자는 계약 기간 동안 협의한 평균 고정 가격을 사용할 수 있다. 전력 판매자와 전력 구매자가 협의하여 평균 고정 가격을 연도별 고정 가격으로 변경하는 경우, 이러한 가격 결정은 이 조항 제2항에서 정한 원칙을 준수해야 한다.

2. 실제 차입 조건과 프로젝트의 재무 능력을 기반으로, 전력 판매자와 전력 구매자는 발전소의 평균 고정 가격을 연도별 고정 가격(FC

연도 j의 고정 가격)으로 변경하며, 평균 고정 가격이 협의된 가격과 변동 없음을 보장하고 다음 원칙을 준수해야 한다:_j 가) 연도별 고정 가격 계산 시 재무 할인율은 전력 판매자와 전력 구매자가 발전소의 내부 수익률(IRR)과 동일하게 협의해야 한다.

나) 주체는 발전소 건설 투자 대출 상환 의무를 대출 상환 기간 내에 이행해야 한다.

조 17. 계약 전력 매매 연도별 발전 서비스 가격 조정 원칙

1. 발전소의 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 다음 원칙에 따라 조정된다:

가) 대수리 비용 및 기타 비용에 따른 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 이 통지 부록 I에 따른 평균 비용 인플레이션 비율에 따라 조정되며, 전력 판매자와 전력 구매자는 외화 출처의 구성 요소에 대한 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소 조정 메커니즘을 협의하고 합의해야 한다.

나) 인건비에 따른 운전 및 유지 보수 비용 구성 요소는 지급 시점의 지역 최저임금 변동 또는 중앙 통계 기관이 공표한 CPI 지수에 따라 조정되지만 연간 2.5%를 초과하지 않아야 한다.

2. 매년, 외화 차입 총액, 외화 차입 상환 계획, 실제 외화 차입 원금 상환 데이터, 전력 판매자와 전력 구매자가 발전 서비스 가격 방안에서 협의한 환율, 직전 연도의 실제 환율을 기반으로 전력 판매자와 전력 구매자는 환차익 상환 방안을 계산하고 협의해야 한다. FED 환차익(달러)은 다음 공식으로 계산된다:

발전 서비스 가격 방안에서 전력 판매자와 전력 구매자가 합의한 외화 종류의 수(종류);

여기서:

IoT 연결 플랫폼	연도 계산 시 외화 원금 상환 횟수 i(회);
n:	i,j
D 등급 운전면허에 해당하는 차량을 운전하면서 트레일러를 연결하고 B1, B2, C, F 등급 운전면허에 해당하는 모든 종류의 차량을 운전할 수 있는 사람에게 발급됨연도 계산 시 외화 종류 i의 실제 원금 상환 금액 j; :	연도 계산 시 외화 종류 i의 j번째 지불 환율(.../원);
	전력 판매자와 전력 구매자가 발전 서비스 가격 방안에서 합의한 외화 종류 i의 기준 환율(.../원).
	전력 판매자와 구매자가 발전 서비스 가격 방안에서 합의한 환율 기준 외화 종류 i (원/ ).

조 18. 발전소 전력매매계약 가격 결정 방법

발전소 전력매매계약 가격은 전기요금을 청구하는 연도 j의 월 t에 대한 P,C,j,t로 결정된다._C,j,t (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

FCj:	연도 j의 고정가격은 해당 조항의 규정에 따라 결정된다. , 재투자 정산 전의 연도별 고정 가격 조정은 전력 판매자와 전력 구매자가 재투자 정산 기반 전력 가격으로 수정 계약을 체결한 날짜 이전에는 이루어지지 않는다; (원/kWh);
FOMCj,t:	연도 j의 월 t에 대한 운영 및 유지보수 비용은 해당 조항 제1항의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时);
	연도 j의 월 t에 대한 변동가격은 해당 조항 제2항의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时).

1. 연도 j의 월 t에 대한 운영 및 유지보수 비용은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

	연도 j의 대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 해당 조항 제1항 제a호의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时);
	연도 j의 월 t에 대한 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 해당 조항 제1항 제b호의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时).

a) 대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

	기준 연도의 대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용은 해당 방법에 따라 결정된다. 제1항 제6조 통지;
i:	대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소의 물가상승률은 부록 I에 따라 통합규칙 이에 부속된 규정에 따라 결정된다;
	결제 연도의 순번은 기준 연도로부터 시작한다 (기준 연도 ).

b) 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 월 t, 연도 j 는 다음과 같이 결정된다.

전기요금 방안에서 산정한 임금이 지역 최저임금과 같다면 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

	기준 연도의 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용은 해당 통합규칙 제6조 제2항의 규정에 따라 결정된다 min,j,t;
L결제 월 t, 연도 j의 지역 최저임금:	(원/월); min,b
L기준 연도의 지역 최저임금 (원/월).:	총 인건비 TC

투자설비 비용의 비율로 계산되는 경우 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소는 다음 공식에 따라 결정된다 (원/千瓦时):_{||| nc} 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소의 물가상승률은 중앙통계기관이 발표한 전년도 (j-1)와 그 이전 연도 (j-2)의 소비자물가지수(CPI) 비율에 따라 결정되며 연간 2.5%를 초과하지 않음;

여기서:

	기준 연도의 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용은 해당 통합규칙 제6조 제2항의 규정에 따라 결정된다 min,j,t;
	= 1, i
	결제 연도의 순번은 기준 연도로부터 시작한다 (기준 연도 2. 월 t, 연도 j의 발전소 변동가격1 = 0).

월 t, 연도 j의 주요 연료 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소는 해당 조항 제2항 제a호의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时);  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	월 t, 연도 j의 보조 연료 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소는 해당 조항 제2항 제b호의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时);
	월 t, 연도 j의 다른 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소는 해당 조항 제2항 제c호의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时);
	월 t, 연도 j의 주요 연료 운송비는 해당 조항 제2항 제d호의 규정에 따라 결정된다 (원/千瓦时).
	a) 주요 연료 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소 월 t, 연도 j

평균 열 효율은 다음과 같이 결정된다.  다음 공식에 따라 결정됩니다:

在 |||

	실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한 수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따라 결정된다; 제7조 제1항;
kHR:	연도 j의 효율 감소율 (%);
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	월 t, 연도 j의 결제 시점에서 발전용 주요 연료 가격은 발전사와 구매사가 협의한 시간 범위 내의 연료 매매 계약의 세금 포함되지 않은 금액을 가중평균하여 결정된다.
	b) 보조 연료 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소 월 t, 연도 j

 다음 공식에 따라 결정된다: 기준 연도의 보조 연료 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소는 다음과 같이 결정된다.

여기서:

	월 t, 연도 j의 결제 시점에서 발전용 보조 연료 가격은 발전사와 구매사가 협의한 시간 범위 내의 연료 매매 계약의 세금 포함되지 않은 금액을 가중평균하여 결정된다. 제7조 제2항;
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	월 t, 연도 j의 결제 시점에서 발전용 주요 연료 가격은 발전사와 구매사가 협의한 시간 범위 내의 연료 매매 계약의 세금 포함되지 않은 금액을 가중평균하여 결정된다.
	기준 연도의 발전용 보조 연료 가격은 다음과 같이 결정된다.
	c) 다른 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소 연도 j 제7조 제2항.

기준 연도의 다른 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소는 다음과 같이 결정된다. 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

	다른 비용 변동에 따른 변동가격 조정 구성 요소의 물가상승률은 부록 I에 따라 통합규칙 이에 부속된 규정에 따라 결정된다; 항 3 조 7 이 고시;
i:	발전소의 상업운전 연도 순번 (발전소의 첫 번째 상업운전 날짜로부터 시작하며, 발전소의 첫 번째 상업운전 연도는 첫 번째 발전기의 상업운전 날짜로부터 시작됨,
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	기준 연도로부터의 결제 연도 순번 (기준 연도 );
다:	d) 월 t, 연도 j의 발전소 주요 연료 운송비 다=1).

 (원/千瓦时)는 다음 공식에 따라 결정된다: 수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따른 실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한다;

여기서:

	실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한 수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따라 결정된다; 제7조 제1항;
kHR:	월 t, 연도 j의 결제 시점에서 주요 연료 운송비는 발전사와 구매사가 협의한 시간 범위 내의 연료 운송 계약 및 LNG 저장, 재화기화, 분배 계약 (있을 경우)의 세금 포함되지 않은 금액을 가중평균하여 결정된다.
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	월 t, 연도 j의 결제 시점에서 발전용 주요 연료 가격은 발전사와 구매사가 협의한 시간 범위 내의 연료 매매 계약의 세금 포함되지 않은 금액을 가중평균하여 결정된다.
	천연가스 발전소의 경우, 정부 기관의 승인을 받은 가스 운송 서비스 가격으로 가중평균하여 결정된다 (정부 기관의 승인을 받은 가격 및 관련 법률의 규정에 따름); 석탄화력 발전소의 경우: 계약 운송비 또는 합의 문서에 따른 가중평균 계산; LNG 발전소의 경우, 정부 기관의 승인을 받은 LNG 저장, 재화기화, 운송 및 분배 서비스 가격으로 가중평균하여 결정된다 (정부 기관의 승인을 받은 가격 및 관련 법률의 규정에 따름); 연료 매매 계약에 운송비가 포함되어 있는 경우 주요 연료 운송비 구성 요소 폐기물 발전소, 생물질 발전소, 신재생 에너지 발전소의 경우: 발전소 현황에 따라 판매자와 구매자가 합의; 다수 종류의 연료를 사용하는 화력 발전소의 경우: 발전소 현황에 따라 판매자와 구매자가 합의; 연료 구매 계약에 정상 운송비가 포함되어 있는 경우에는 정상 운송비 요소 가격 해당 주요 연료 운송비는 0 (영)이다.

3. 월 t의 열 전력 발전소의 총 가동 시작 비용(원)은 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

u: U: f: s: S:	발전소의 터빈 순서; 발전소의 터빈 수; 연료 유형(주 연료인 경우 f = 1, 보조 연료인 경우 f = 2); 터빈의 가동 상태; 터빈의 가동 상태 수;
pu,f,s:	월 내에서 터빈 u가 연료 f를 사용하여 가동 상태 s에서 가동한 횟수;
M다,f,s:	터빈 u가 연료 f를 사용하여 가동 상태 s에서 한 번 가동하는데 소모되는 연료 양(kg) 또는 열량(BTU);
D 등급 운전면허에 해당하는 차량을 운전하면서 트레일러를 연결하고 B1, B2, C, F 등급 운전면허에 해당하는 모든 종류의 차량을 운전할 수 있는 사람에게 발급됨u,f,다:	터빈 u가 연료 f를 사용하여 가동 상태 s에서 한 번 가동하는데 사용되는 연료 단가(원/kg 또는 원/BTU);
	터빈 u가 한 번 가동하는데 소요되는 기타 비용(원).

4. 가동 비용 지불 규정:

a) 열 전력 발전소에 대해서는 경쟁적 전력 시장 규정에 따라 시행되며, 해당 규정은 산업통상자원부가 제정하였습니다;

b) 폐기물 발전소, 생물질 발전소, 신재생 에너지 발전소에 대해서는 전력 판매자와 구매자가 협의합니다.

장 3. 전력 매매 계약

조 19. 전력 매매 계약 주요 내용

1. 본 통지 부록 III에 명시된 주요 내용은 전력 판매자와 구매자가 계약을 체결하는 기초가 됩니다. 전력 판매자와 구매자는 법률에 따른 전력 매매 계약의 세부 사항을 추가하거나 수정할 수 있습니다.

2. 사용 언어는 베트남어입니다. 전력 판매자가 외국 투자자일 경우, 전력 판매자와 구매자는 영어로 된 계약을 추가로 협의할 수 있습니다.

조 20. 전력 매매 계약 협상에 필요한 문서

1. 새로운 발전소에 대한 전력 매매 계약 협상 문서에는 다음이 포함됩니다:

a) 본 통지 부록 III에 명시된 주요 내용을 포함한 전력 매매 계약 초안;

b) 투자 의향 승인 또는 투자 의향 결정 또는 투자 등록 증명서;

c) 건설 결정 및 설계 설명서와 함께 독립 컨설팅 회사의 투자 프로젝트 검토 보고서 및 관련 문서;

d) 투자 프로젝트의 초기 투자 총액 승인 결정 또는 변경된 투자 총액 승인 결정 및 관련 투자 설계 기초 설계 내용, 설계 기초 검토 보고서 및 검토 기관의 검토 결과 통보서(있을 경우);

đ) 발전소를 국가 전력망에 연결하기 위한 합의 및 발전소 연결 계획;

e) 차입 계약 또는 투자자와 대출자 사이의 문서 및 자료, 차입 자금의 실제 또는 계획된 사용 내역;

g) 발전소 연료 공급 계약, 발전용 연료 가격, 연료 운송 가격, LNG 저장 가격, 가스 재화 가격 및 분배 가스 가격, 연료 수령 및 제공 기간을 명시한 계약;

h) 변압기 손실 및 전력 손실 계산서, 변압기 증압부터 국가 전력망 연결 지점까지의 전선 손실 계산서 및 발전소 자체 사용 전력 계산서;

i) 열 전력 발전소의 열 효율 계산서;

k) 전력 판매 가격 결정 방식에 따른 계약 부록 II 장 1 및 장 3의 규정;

l) 기타 관련 문서(있을 경우).

2. 상업 운영 중인 발전소의 전력 매매 계약 협상에 필요한 문서에는 다음이 포함됩니다:

a) 본 통지 부록 III에 명시된 주요 내용을 포함한 전력 매매 계약 초안;

b) 현재의 전력 매매 계약;

c) 발전소의 기술 문서, SCADA/EMS 시스템 데이터, 보호 및 자동화 릴레이 시스템 데이터, 터빈의 P-Q 특성 데이터;

d) 발전소 연료 공급 계약;

đ) 본 통지 부록 II의 규정에 따른 발전소의 전력 판매 가격 결정 방식;

e) 최근 년도의 발전소 재무 보고서 또는 계약 협상 시점까지의 관련 문서;

g) 기타 관련 문서(있을 경우).

장 IV. 조건 시행 [7]

조 제21조 정부공업상 전력관리국의 책임

이 통고의 규정을 지도하고 감독하며 필요하다면 실질적 요구와 법규를 일치시키기 위해 이 통고를 수정 보완하도록 건의한다.

조 제22조 베트남전력그룹의 책임

1. 전력구매자와 전력판매자와 협력하여 이 통고에 따른 전력매매계약에서의 환차익 처리방안을 계산하고 합의한다.

2. 전력구매자와 전력판매자와 협력하여 발전소의 실제 운영 상황에 맞게 전력매매계약을 통합하고 효율성을 높이며 국가전력시스템의 총비용을 줄이도록 요청받은 경우 계산하고 합의한다.

3.[8] 아직 부록 I에 규정되지 않은 전력발전시설 유형에 대한 대수리비율과 기타 비용비율, 인건비 비율을 작성하거나 컨설팅업체를 고용하여 작성하고 공업상을 제출하여 보완규정을 검토하도록 제안한다.

조 제23조 전력구매자의 책임

1. 이 통고에 따라 전력판매자와 전력매매계약을 협상하며 제공하는 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 담당하고 보장한다.

2. 이 통고에 따라 전력매매계약에서의 환차익 처리방안을 계산하고 합의하며 베트남전력그룹에 제출하여 처리방안을 검토하도록 한다.

조 제24조 전력판매자의 책임

1. 이 통고에 따라 전력구매자와 전력매매계약을 협상하며 제공하는 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 담당하고 보장한다.

2. 관련 단위 및 기관에게 제공하는 정보가 충분하며 제공하는 자료의 정확성, 적절성, 유효성을 담당하고 보장하며 계약협상 및 검사 과정에서 이를 수행한다.

3. 전력판매자는 연료공급업체, 연료운송업체를 선정하고 법규에 따라 공정하게 계약을 체결하며 이를 보장한다.

4. 전력판매자는 연료공급계약, 연료운송계약을 관리하여 법규에 따라 연료원의 합법성, 경쟁력, 투명성을 보장한다.

5. 전력구매자와 협력하여 이 통고에 따른 연간 전력매매계약에서의 환차익을 계산하고 베트남전력그룹에 제출하여 처리방안을 검토하도록 한다.

조 제25조 연료공급, 운송자의 책임

법규에 따라 연료공급계약, 연료운송계약, 관련 연료계약을 체결하며 공정하게 이를 보장한다.

조 제26조 발전서비스 가격 조정

전력판매자와 전력구매자는 전력법 제52조 제4항에 따라 이미 체결된 전력매매계약에서 발전서비스 가격을 재협상한다.

조 27. 이행 조항

1. 통고 제57/2020/TT-BCT, 통고 제56/2014/TT-BCT, 통고 제51/2015/TT-BCT 및 2017년 9월 19일 이전에 착공한 신규 전력프로젝트에 대해 이미 체결된 전력매매계약을 가진 발전소는 최종 투자비용이 결산될 때 전력판매자와 전력구매자가 최종 투자비용에 따른 발전서비스 가격을 재계산할 수 있는 권리를 갖는다. 조 이 통지 이다.

2. 통고 제41/2010/TT-BCT에 따라 체결된 전력매매계약을 가진 발전소는 정부기관의 재협상 권고가 있을 때 최종 투자비용에 따른 발전서비스 가격을 재계산한다. 조 이 통지 이다.

3. 이미 체결된 전력매매계약을 가진 발전소는 이 통고에 따라 전력매매계약을 수정할 수 있는 권리를 갖는다.

4. 각 경쟁전력시장 단계에서 전력판매자와 전력구매자는 해당 경쟁전력시장 단계에 맞게 전력매매계약 조항을 수정 보완한다.

5. 통고 제07/2024/TT-BCT가 효력을 발생하기 전까지의 환차익 미처리 부분에 대해 전력판매자와 전력구매자는 통고 제07/2024/TT-BCT에 따라 해당 단계의 환차익 처리방안을 계산하고 합의한다.

6. 통고 제07/2024/TT-BCT가 효력을 발생하기 전에 특수연결부분을 포함한 프로젝트는 통고 제07/2024/TT-BCT에 따른 특수연결부분 가격 결정방법을 계속 적용한다.

조 28. 효력 발생

1. 이 통고는 2025년 2월 1일부터 효력을 발생한다.

2. 2024년 4월 12일 공업부 장관이 발행한 통고 제07/2024/TT-BCT는 폐지된다.

3. 2017년 8월 3일 공업부 장관이 발행한 통고 제13/2017/TT-BCT의 제4조는 폐지된다.

4. 시행 중 발생한 문제는 조직 또는 개인이 공업부에 보고하여 수정 보완하도록 한다.

 

공업무역부 _____________ 번호: 56/VBHN-BCT   수신처: - 중앙정부 사무실(공보에 게재하기 위함) - 장관(답변); - 산업통상자원부 웹사이트; - 법무부; - 법률제도과(국가 규범 데이터베이스에 게재하기 위함) - 보관: VT, DL(    ).

통합 법률 확인   하노이, 2025년 11월 26일     국무총리 인준 부총리 Nguyễn Hoàng Long

 

부록 I. 전력매매계약 가격 산정에 사용되는 각종 지표
(공업부 장관이 2025년 2월 1일 발행한 통고 제12/2025/TT-BCT에 부속으로 첨부됨)

 

표 1 - 전력매매계약 가격 산정에 사용되는 각종 지표

순서	参数|||	经济寿命（年）|||
본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.	경제 수명
1	석탄화력발전소	30년
2	복합터빈가스터빈발전소	25년
3	수력발전소
3.1	20MW 초과	40년
3.2	3MW 이상 20MW 이하	35년
3.3	3MW 미만	25년
4	태양광발전소	감사, 민원 처리, 불만 및 고발 처리, 부정부패 방지 관련 업무 계획 및 보고서:
5	풍력발전소	감사, 민원 처리, 불만 및 고발 처리, 부정부패 방지 관련 업무 계획 및 보고서:
6	폐기물발전소	감사, 민원 처리, 불만 및 고발 처리, 부정부패 방지 관련 업무 계획 및 보고서:
7	생물질발전소	감사, 민원 처리, 불만 및 고발 처리, 부정부패 방지 관련 업무 계획 및 보고서:
II	석탄화력발전소의 운전 및 유지비 비율(%)
1	대수선 및 기타 비용 비율(kscl)
1.1	석탄화력발전소	2,5%
1.2	혼합 순환 가스 터빈 발전소	4,37%
1.3	폐기물발전소	1,4%
2	인건비 비율(k||| nc)
2.1	석탄화력발전소	1,5%
2.2	혼합 순환 가스 터빈 발전소	1,9%
2.3	폐기물발전소	0,7%
III	수력발전소 운전 및 유지보수 비용 비율(%)
1	대수선 및 기타 비용 비율(kscl)
1.1	용량 규모 150MW 이하	1,2%
1.2	용량 규모 151MW부터 300MW까지	0,9%
1.3	용량 규모 301MW 이상	0,6%
2	인건비 비율(k||| nc)
2.1	용량 규모 150MW 이하	0,8%
2.2	용량 규모 151MW부터 300MW까지	0,5%
2.3	용량 규모 301MW 이상	0,3%
IV	장기 평균 최대 출력 운전 시간 - Tmaxx t
1	석탄화력발전소	6.500
2	혼합 순환 가스 터빈 발전소	6.000
호의 용적이며, 호의 건기 평균 용적을 기준으로 산출되며 단위는 m	열电厂的经济寿命期内平均性能下降率（%）
1	석탄화력발전소	1,3%
2	혼합 순환 가스 터빈 발전소	3%
VI	연간 정기 보수 비용 비율(%)
1	석탄화력발전소	0,8%
2	혼합 순환 가스 터빈 발전소	0,8%
7	연평균 물가상승률(%/년)
1	대수선 및 기타 비용에 따른 운전 및 유지보수 비용 구성 요소의 물가상승률	2.5%/년
2	변동 요인에 따른 가격 구성 요소의 물가상승률	2.5%/년
8	열电厂的平均负载率	85%

표 2[9] - 태양광 및 풍력 발전소의 운전 및 유지보수 비용 비율은 본 통지의 조 10에 따른 규정에 따름

본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.	태양광 및 풍력 발전소의 운전 및 유지보수 비용 비율(%)
1	부유 태양광 발전소	1,5%
2	지상 태양광 발전소	1,8%
3	육상 풍력 발전소	2,0%
4	해상 풍력 발전소	1,8%

 

별지 2. 사업 분석 표준 양식
(공업부 장관이 2025년 2월 1일 발행한 통고 제12/2025/TT-BCT에 부속으로 첨부됨)

표 1 - 예상 경영 실적

단위:………….

순번	모델 번호 01	년도 N	N+년도1	N+2년도	• • •	총계
본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.	평균 수입/인원/월
1	전력 판매 수익
2	프로젝트에서 얻을 수 있는 다른 이익(있을 경우)
3	보조금(있을 경우)
II	총 비용
1	고정 자산 감가상각비
2	운전 및 유지보수 비용
3	기타 비용(있을 경우)
4	이자비용
III	L산업세전 이익(I)-(II)
IV	법인 소득세
호의 용적이며, 호의 건기 평균 용적을 기준으로 산출되며 단위는 m	세후 이익(III)-(IV)

주석: 전력 판매 수익에는 부가가치세, 자원세, 자원 개발 권한 사용료, 삼림 환경 보호 비용, 산업 폐기물 처리 비용/산업 폐수 처리 비용(열电厂适用) 및 기타 세금과 비용(있을 경우)이 포함되지 않음. 표 01은 수익 발생 시작 연도부터 작성됨.

표 2 - 재무 누계 및 재무 지표 

단위:………..

순번	모델 번호 01	• • •	N-년도1	년도 N	N+년도1	• • •	총계
본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.	자금
1	전력 판매 수익
2	프로젝트에서 얻을 수 있는 다른 이익(있을 경우)
3	보조금(있을 경우)
4	마지막 사업 연도의 고정 자산 가치(마지막 사업 연도 기준)
5	마지막 사업 연도의 회수 가능한 유동 자본 가치(마지막 사업 연도 기준)
II	사용
1	자기자본 및 차입금(사업 진행 상황에 따라 배분)
2	기타 비용(있을 경우)
3	차입금 원금 상환
4	이자비용
5	법인 소득세
III	재무 누계(I)-(II)
IV	할인된 재무 누계
호의 용적이며, 호의 건기 평균 용적을 기준으로 산출되며 단위는 m	누적 할인된 재무 누계

주석: 전력 판매 수익에는 운전 및 유지보수 비용, 부가가치세, 자원세, 자원 개발 권한 사용료, 삼림 환경 보호 비용, 산업 폐기물 처리 비용/산업 폐수 처리 비용(열电厂适用) 및 기타 세금과 비용(있을 경우)이 포함되지 않음. 표 02는 건설 시작 연도부터 작성됨.

 

별지 3. 전력 구매 계약 주요 내용
(공업부 장관이 2025년 2월 1일 발행한 통고 제12/2025/TT-BCT에 부속으로 첨부됨)

사회주의 공화국 베트남
독립 - 자유 - 행복
______________

전력 매매 계약

발전소 …

 

사이에

 

회사 [회사 이름]

(전력 판매자)

 

-와-

 

(회사명)

(전력 구매자)

 

계약 번호: …/20.../HĐ-NMĐ-[발전소 이름]

 

(지명) ..., 월 .../20…..

 

사회주의 공화국 베트남
독립 - 자유 - 행복
______________

전력 매매 계약

전기법 2024년 11월 30일 법률을 근거로 함;

상거래법 2005년 6월 14일;

2015년 11월 24일 민법에 의거함;

공정거래위원회 제 ... 호 공고에 따른 전력 소매 경쟁 시장 운영에 관한 규정;

공정거래위원회 제 ... 호 공고에 따른 발전 서비스 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약에 관한 규정;[10]

전력 판매자와 구매자의 전력 구매 및 판매 요구 사항에 근거하여,

오늘, 날짜 ……… 월 ……… 년 ………, 장소 …

저희는 다음과 같습니다:

전력 판매자: __________________________________________________

주소: ___

전화번호: ___ 팩스: ___

사업자등록번호: ___

계좌: ___ 은행 ___

_______________________________________________________________

대표: ___

직위: ___ 위임장을 통해 ___로부터 위임받음, 위임장 번호 ___, 날짜 ___ 월 ___ 년 ___

전력 구매자:(회사명)

주소: ___

전화번호: ___ 팩스: ___

사업자등록번호: ___

계좌: ___ 은행 ___

______________________________________________________________________

대표: ___

직위: ___ 위임장을 통해 ___로부터 위임받음, 위임장 번호 ___ , 날짜 ___ 월 ___ 년 ___

함께 전력 발전소 ...에 대한 전력 구매 계약을 체결함 (발전소 이름) 다음 내용으로:

조 1. 정의

본 계약에서 아래의 용어는 다음과 같이 해석됩니다:

1. 는 전력 사업 활동 허가증을 소유하거나 법에 따라 전력 사업 활동 허가증 면제를 받은 발전소 소유 단체 또는 개인으로, 그 발전소는 에너지 재생 소형 발전소이다. 발전소를 소유하는 회사(…)

2. 는 전력 분배 및 소매 사업 활동 허가증을 소유하고 에너지 재생 소형 발전소가 연결하여 전력을 구매할 수 있는 전력망을 보유한 발전공사 또는 분배 전력 단위이다. (…)

3. 접속점 (...).

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 2. 계약의 효력과 기간

1. 계약의 효력

계약은 발전 전력 판매자와 구매자의 권한 있는 대표가 공식적으로 서명한 날부터 효력을 발생하며, 당사자들이 다른 약정을 하는 경우를 제외합니다.

2. 계약 기간

계약 기간은 계약이 효력을 발생한 날로부터 발전소 상업운전일까지 [ ]년으로 계산되며, 계약 기간 연장 또는 미리 종료되는 경우를 제외합니다.

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 3. 전력 매매

1. 계약 가격: 계약 부록 V에 따름

2. 계약 생산량: 계약 부록 V에 따름

3. 전력 비용 지불: 매월 발전 전력 구매자는 계약 부록 V에 따른 비용을 발전 전력 판매자에게 지급할 의무가 있습니다.

발전 전력 판매자와 구매자는 계약 제8조에 따른 분쟁 해결에 따른 추가 지급 사항을 처리하기로 합의하였습니다.

(연료 및 생산량 보장이 있는 발전소의 경우, 발전 전력 판매자와 구매자는 적절한 내용을 보완하기 위해 협상하고 합의할 수 있습니다.)

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 4. 이행 약속

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 5. 발전 전력 판매자의 상업운전일 이전의 의무

1. 허가증 및 승인 문서 요구사항

…

2. 프로젝트 수행 일정 보고

…

3. 접속, 시험 및 운영

…

4. 상업운전일

…

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 6. 접속 책임 및 측정 시스템

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 7. 발전소 운영 및 관제

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 8. 세금계산서 작성 및 지불

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 9. 계약 이행에 영향을 미치는 사안 및 적용 제재

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 10. 계약 해지

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 11. 손해 배상

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 12. 위반 행위 면책 사유

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 13. 분쟁 해결

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 14. 전력 산업 재구조화 및 권리 및 의무 이전

1. 전력 산업 재구조화 및 구매자의 권리 및 의무 이전

발전 전력 판매자와 구매자는 전력 구매자가 전력 산업 경쟁 시장 모델 전환 계획을 실현하기 위해 조직 재구성, 재구조화 또는 폐쇄될 수 있으며, 전력 구매자의 전력 구매 역할이 점진적으로 축소될 수 있다는 사실을 인정합니다. 정부 총리가 승인하거나 그 후에 대체되는 문서에 따라 결정된 전력 경쟁 시장 단계에서 정부 기관이 재구성, 재구조화 또는 폐쇄를 결정하면, 전력 구매자는 전력 판매자의 동의 없이 정부 기관이 지정한 하나 이상의 후속 기관에게 자신의 모든 또는 일부 권리와 의무를 이전할 수 있으며, 이러한 후속 기관은 법에 따라 전력 구매자의 법적 권리와 의무를 이행해야 합니다.

발전 전력 판매자는 전력 구매자가 이 계약의 권리와 의무를 이전하거나 위임하는 모든 사항에 대한 서면 승인을 제공해야 합니다.

2. 발전 전력 판매자의 권리 및 의무 이전

발전 전력 판매자는 전력 구매자의 서면 합의 없이는 이 계약의 자신의 권리와 의무를 하나 이상의 후속 기관에게 이전할 수 없습니다. 전력 구매자의 합의는 무리한 이유 없이 이 이전 또는 위임을 거부할 수 없습니다. 다만, 발전 전력 판매자가 자금 조달 또는 발전소와 관련된 다른 재정 조치에 대한 계약의 일부 또는 모든 권리와 의무를 전력 구매자와 합의 없이 위임하거나 양도할 수 있는 경우를 제외합니다. 이 계약은 후속 기관 또는 위임받은 기관 또는 이전받은 기관이 이익을 얻고 이 계약의 의무를 이행하도록 계속 효력을 유지합니다.

3. 경쟁 전력 시장의 전환 기간

계약 기간 중 정부 기관이 경쟁 전력 소매 시장을 다른 형태로 대체하는 경우, 필요하다면 당사자들은 새로운 전력 시장 구조에 맞게 이 계약을 수정하거나 대체하기로 의무가 있으며, 이 경우 계약 서비스 가격은 변경되지 않습니다.

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 15. 문서 보관 및 정보 제공

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 16. 기타 비용

각 당사자는 계약을 이행할 때 발생하는 세금과 비용 또는 부채를 납부하거나 지불해야 한다. 발전사업자와 전력구매사업자는 본 계약에는 전력 송전 비용, 전력 분배 비용 또는 유사한 비용이 포함되지 않으며, 각 당사자는 법령에 따라 해당 비용을 지불해야 한다.

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 17. 권한 있는 대리인 및 정보 교환

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 18. 정보 보안

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

조 19. 적용 법률 및 전력 구매 계약 언어

본 계약의 해석과 이행은 베트남 법률의 규정에 따라 이루어진다.

계약 언어는 베트남어로 사용된다. 발전사업자와 전력구매사업자는 영어로 작성된 추가 계약을 협의하여 사용할 수 있다.

조 20. 기타 합의사항

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

본 계약은 동일한 효력을 가진 9부로 작성되며, 각 당사자는 4부씩 보관한다. 전력구매사업자는 1부를 산업부 소속 전력 관리 기관에 제출해야 한다.

 

 

부록 I

발전소 주요 사양

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

발전소의 설명, 도표 및 기술 특성

(발전소 주요 사양은 주요 설비 구매 계약 체결 후 재확인될 것이다.)

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

 

일부 부록 대체

측정 시스템 및 데이터 수집 시스템

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

 

I. 측정 시스템 설치 위치 및 기능

1. 측정 시스템 설치 위치:

2. 측정 시스템의 기능은 산업부가 발행한 전력 측정 규정에 따라야 한다.

II. 측정 시스템 기술 요구 사항

측정 장치의 기술 요구 사항, 측정 회로의 기술 요구 사항, 봉인 및 피복 방법, 그리고 데이터 수집 및 읽기 시스템의 요구 사항은 산업부가 발행한 전력 측정 규정에 따라야 한다.

III. 측정 위치

발전사업자와 전력구매사업자는 현재 발전소의 측정 위치를 다음과 같이 사용하기로 합의하였다:

주 측정 위치:

예비 측정 위치 1:

예비 측정 위치 2:

운영 및 전력 시장 데이터 검토를 위한 측정 위치:

IV. 전력 양 계산 방식

1. 전력 양

a) 전력구매사업자가 지불하는 전력량은 다음 공식으로 계산된다:

A_다 =

A_다: 전력구매사업자가 지불하는 전력량 (kWh).

b) 발전사업자가 국가 전력망에서 받는 전력량은 다음 공식으로 계산된다:

A_N =

여기서:

A_N: 전력망에서 받는 전력량 (kWh).

2. 경쟁 전력 시장 단계에서는 매월 전력 거래 방식은 산업부가 발행한 경쟁 전력 시장 규정에 따라야 한다.

[당사자들은 법률에 따라 계약 조항을 수정하고 보완하기로 합의하였습니다.]

 

부록 III

운전 특성 합의

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

[당사자들은 베트남 법률에 맞게 내용을 수정하고 보완하기로 합의하였다.]

 

별표 4

SCADA/EMS 시스템, 연락 정보, 보호 Relay 및 자동화 합의

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

[당사자들은 베트남 법률에 맞게 내용을 수정하고 보완하기로 합의하였다.]

 

부록 V

전력 구매 가격, 전력 요금

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

I. 발전 서비스 가격

1. 전력 구매 계약 가격

전력 구매 계약 가격은 전력 요금 지불 시점 t년 j월  다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

FCj:	고정 가격 j년 (동/kWh);
FOMCj,t:	운영 및 유지보수 가격 t년 j월 (동/kWh);
	변동 가격 t년 j월 (동/kWh).

수력 발전소, 풍력 발전소, 태양광 발전소에 대해서는  0 (없음)이다.

1.1. 고정 가격:

평균 고정 가격 (부가가치세 미포함)은 ... (동/kWh);

연별 고정 가격 FC_j (동/kWh)는 상업운전 시작일부터 발전소 경제 수명 종료일까지 (부가가치세 미포함) 아래 표에 따른다:

년차	1	2	3	4	…	…
고정 가격 (동/kwh)

1.2. 운영 및 유지보수 가격:

t년 j월의 운영 및 유지보수 가격은 다음 공식으로 결정된다:

여기서:

	운영 및 유지보수 가격 구성 요소는 대수리 비용과 기타 비용 j년 (동/kWh);
	운영 및 유지보수 가격 구성 요소는 인건비 t년 j월 (동/kWh).

a) 대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소 기준년도는 ... (동/kWh);|||대수리 비용과 기타 비용에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소의 물가상승률은 본 통칙에 따른다;
i:	- 계산된 전력 요금 방안에서 최저임금 수준을 사용하는 경우:
	결제 연도의 순번은 기준 연도로부터 시작한다 (기준 연도 ).

b) 인건비에 따른 운영 및 유지보수 비용 구성 요소 월 t, 연도 j  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

기준년도의 인건비에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소는 ... (동/kWh);

여기서:

	j,t
L= 4 x U - 0.6,t년 j월 최저임금 수준 (동/월);:	,b
L= 4 x U - 0.6기준년도의 최저임금 수준은 ... (동/월).:	- 총 인건비 TC

가 건설 및 설비 투자 비율에 따라 계산되는 경우, 인건비에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소는 다음 공식으로 결정된다 (동/kWh):_{||| nc} 기준년도의 인건비에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소 (동/kWh);

여기서:

	인건비에 따른 운영 및 유지보수 가격 구성 요소의 물가상승률은 중앙 통계 기관이 발표한 (j-1)년 12월의 소비자물가지수(CPI) (j-2)년 대비로 결정되며, 연간 최대 2.5%를 초과하지 않음;
	=1, i 1.3. 변동 가격:1t년 j월 변동 가격1주요 연료 비용 변동에 따른 변동 가격 구성 요소 (t년 j월, 동/kWh);
	d) 월 t, 연도 j의 발전소 주요 연료 운송비 보조 연료 비용 변동에 따른 변동 가격 구성 요소 (t년 j월, 동/kWh);1=0)

기타 변동에 따른 변동 가격 구성 요소 (j년, 동/kWh);

주요 연료 운송 비용 (t년 j월, 동/kWh).  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	a) 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 가격 구성 요소:
	t년 j월 주요 연료 비용 변동에 따른 변동 가격 구성 요소
	열 효율 평균 (HHV)은 kcal/kWh 또는 kJ/kWh 또는 BTU/kWh 또는 kg/kWh;
	발전소의 정상 운송비 가격은 월 t, 년 j (원/kWh).

a) 연료 원가 변동에 따라 조정되는 가변 요소 가격:

월 t, 년 j의 발전소 연료 원가 변동에 따른 조정 가변 요소 가격  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	열 소비율 평균(HHV)은 kcal/kWh 또는 kJ/kWh 또는 BTU/kWh 또는 kg/kWh;
	조정 기간의 주요 연료 가격은 해당 기간 내 최근 [... ]개월 동안 청구된 연료 구매 계약의 볼륨 가중 평균으로 계산되며(부가가치세 미포함), 단위는 원/kcal 또는 원/kJ 또는 원/BTU 또는 원/kg로 표시됩니다. 연료 구매 계약에서 운송 비용을 분리할 수 없는 경우, 결제 기간의 주요 연료 가격은 운송 비용을 포함합니다.
kHR:	실제 운영 조건에 따른 냉각수 온도, 환경 온도, 습도 및 부하 수준에 따른 연소 효율 조정 계수는 판매자와 구매자가 협상하거나 각 운영 주기별로 실제 데이터를 사용하여 결정합니다.
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	상업 운영 연도 순서는 전력 생산 시설의 상업 운영 시작 시점부터 정확한 연도로 계산됩니다. 전력 생산 시설의 전체 상업 운영 시작 시점부터 계산됩니다.

b) 연료 보조 비용 변동에 따른 가격 조정 요소:

전력 생산 시설의 월 t, 년 j의 보조 연료 비용 변동에 따른 가격 조정 요소 수온, 환경 온도, 습도, 부하 수준에 따른 실제 운전 조건에 따른 평균 열 효율 조정 계수는 발전사와 구매사가 협의하거나 각 운전 주기별 실적에 따라 발전사와 구매사가 협의한다;

여기서:

	전력 생산 시설의 기준 연도의 보조 연료 비용 변동에 따른 가격 조정 요소는 ... (원/kWh)입니다.
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	상업 운영 연도 순서는 전력 생산 시설의 상업 운영 시작 시점부터 정확한 연도로 계산됩니다.
	전력 생산 시설의 월 t, 년 j 결제 시점의 보조 연료 가격은 판매자와 구매자가 협상한 기간 동안 청구된 연료 구매 계약의 볼륨 가중 평균으로 계산되며(... (원/kg 또는 원/kcal 또는 원/kJ 또는 원/BTU)) 표시됩니다.
	전력 생산 시설의 기준 연도의 보조 연료 가격은 ... (원/kg 또는 원/kcal 또는 원/kJ 또는 원/BTU)입니다.

c) 기타 변동에 따른 가격 조정 요소:

전력 생산 시설의 년 j의 기타 변동에 따른 가격 조정 요소 (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	전력 생산 시설의 기준 연도의 기타 변동에 따른 가격 조정 요소는 ... (원/kWh)입니다.
kHS :	발전소의 상업운전 연도 순번;
	전력 생산 시설의 상업 운영 연도 순서는 전력 생산 시설의 상업 운영 시작일로부터 첫 번째 상업 운영 연도의 종료일까지 계산됩니다. );
다:	결제 연도의 순번은 기준 연도로부터 시작한다 (기준 연도 다 =1);
i:	본 통지에서 규정된 기타 변동에 따른 가격 조정 요소의 인플레이션률.

주요 연료 운송 가격:

전력 생산 시설의 월 t, 년 j의 주요 연료 운송 가격  (원/kWh)는 다음 공식에 따라 결정된다.

여기서:

	고체 연료 연소 효율(HHV)은 ... kcal/kWh 또는 kJ/kWh 또는 BTU/kWh 또는 kg/kWh입니다.
kHR:	실제 운영 조건에 따른 냉각수 온도, 환경 온도, 습도 및 부하 수준에 따른 연소 효율 조정 계수는 판매자와 구매자가 협상하거나 각 운영 주기별로 실제 데이터를 사용하여 결정합니다.
kHS:	발전소의 상업운전 연도 순번;
	월 t, 연도 j의 결제 시점에서 발전용 주요 연료 가격은 발전사와 구매사가 협의한 시간 범위 내의 연료 매매 계약의 세금 포함되지 않은 금액을 가중평균하여 결정된다.
	전력 생산 시설의 월 t, 년 j 결제 시점의 주요 연료 운송 가격은 판매자와 구매자가 협상한 운송 계약과 LNG 저장, 가스 재생 및 배관 계약(있는 경우)의 볼륨 가중 평균으로 계산되며(부가가치세 미포함), 운송 가격은 원/kcal 또는 원/kJ 또는 원/BTU 또는 원/kg로 표시됩니다.

연료 구매 계약에서 운송 비용, LNG 저장 비용, 가스 재생 비용 및 배관 비용을 분리할 수 없는 경우, 주요 연료 가격은 주요 연료 운송 가격을 포함합니다. 이 경우, 주요 연료 운송 가격은 (없음)입니다.

결제 월에 주요 연료를 수입하지 않은 경우, 주요 연료 운송 가격은 최근 [... ]개월 동안 주요 연료를 수입한 월의 주요 연료 운송 가격을 사용합니다.

판매자는 법령에 따라 공정하고 경쟁적이며 투명하게 연료 공급업체, 운송업체를 선정하고 계약을 체결하는 책임이 있습니다.

2. 특수 가격:

처리 잔재 처리 가격 P^TX (부가가치세 미포함)은 ... 원/kWh입니다.

II. 계약 전력 생산량

1. 전력 생산 시설의 계약 기간 동안 [전력 생산 시설의 전력 교환 지점]에서의 다년 평균 전력 생산량은 [...] (kWh)입니다.

2. 전력 생산 시설의 연간, 월간, 거래 주기 전력 생산량은 판매자와 구매자가 경쟁 전력 시장 규정에 따라 확인합니다.

III. 계약 전력 요금 지불

III. 1. 상업 운영 시작 전 단계

시운전 및 상업 운영 시작 전 검증 비용에 대한 비용은 해당 지침에 따라 판매자와 구매자가 협상합니다. 본 통지의.

III.2. 상업 운영 시작 후 단계

1. 전력 생산 시설이 경쟁 전력 시장에 직접 또는 간접적으로 참여하지 않거나 시장 개입이 있는 경우 또는 경쟁 전력 시장 참여를 중단한 경우(권한 있는 기관의 결정에 따라):

전력 생산 시설의 전력 요금 지불(R_tt)은 다음과 같이 계산됩니다:

R_tt = R_t x (1 + VAT)

여기서:

Rt      :	전력 생산 시설의 월 t, 년 j 전력 요금 지불(부가가치세 미포함)(원); Rt= (P공화국,t년 j월 최저임금 수준 (동/월); x Q다,t년 j월 최저임금 수준 (동/월); + Rk + Rdt + R청)
P공화국,t년 j월 최저임금 수준 (동/월); :	본 부록 I의 계약 전력 구매 가격 (원/kWh);
조다,t년 j월 최저임금 수준 (동/월); :	전력 생산 시설의 전력 교환 지점에서의 전력 생산량(kWh);
Rk :	기타 비용(원), 다음 사항을 포함합니다:
시험 발전기의 시험 일정에 따라 시스템 운영자 및 전력 시장이 승인한 시험 발전기의 시험 비용은 (i) 시험 기간 동안 시험 발전기의 측정 전력 생산량과 (ii) 본 부록 I에서 규정된 가격 조정 요소로 결정됩니다; 조정 지불 항목(있을 경우)(원); 판매자와 구매자가 협상한 기타 비용.
Rdt:    계약에 따른 특수 비용 지불 총액은 본 부록 I에서 규정된 처리 잔재 처리 가격(PTX)을 기반으로 계산됩니다(원).
R청:   관련 법률에 따라 판매자와 구매자가 합의한 월별 세금, 수수료 및 납부 금액(증빙 자료 포함)(원);
VAT: 국가 규정에 따른 부가가치세율(%).

전력 생산 시설이 판매자가 여러 구매자와 체결한 계약이 있는 경우, 부가가치세 미포함 전력 요금 지불 R_t 은 시스템 운영자 및 전력 시장이 발표한 월(결제 주기) 전력 교환량 비율에 따라 판매자가 구매자와 협상하여 분배됩니다.

매년 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자는 직전 연도의 실적에 따라 회분 처리 비용을 정산한다.

2. 발전소가 공정한 전력 시장에 정식으로 참여할 때

2.1. 계약에 따른 월 t의 결제 금액 차이 총액은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

:	월 t의 계약에 따른 전력 결제 금액 차이 총액 (원) 부가가치세 미포함;
D: d: 본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.: i: P공화국,j,t:	월 t의 총 일수; 월 t의 거래일 d; 거래일 d의 거래 주기 총 수; 거래일 d의 거래 주기 i; 본 부록 항 I에서 규정된 전력 매매 계약 가격 (원/kWh);
FMPd,i:	월 t의 거래일 d의 거래 주기 i에 대한 발전소 단위에 적용되는 전체 시장 가격 (원/kWh);
	월 t의 거래일 d의 거래 주기 i에 대한 계약 전력량 (kWh).

2.2. 계약에 따른 기타 결제 금액은 다음과 같이 구성된다:

a) 계약 제8조에서 규정된 지연 이자 비용;

b) 조정 결제 금액 (있을 경우);

c) 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자가 합의한 기타 비용.

2.3. 발전소 [구매 전력 당사자와 전력 매매 계약을 체결한]의 기타 결제 금액은 다음과 같이 결정된다:

a) 월별 측정 전력량과 월별 거래 주기 측정 전력량의 차이에 따른 전력량은 계약 가격 P_C,j,t 본 부록 항 I에서 규정된 것에 따라 결제된다;

b) 열력 발전소의 터빈이 시장 경쟁 규칙에 따라 한 개 증기 발생기를 중단해야 하는 경우:

이 경우의 결제 금액은 각 상태 별 재가동 비용의 합계로 결정된다.

각 상태 별 재가동 비용은 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자가 연료, 보조 재료 등의 정해진 기준을 바탕으로 합의한다 [...].

c) 발전소가 시스템 운영자 및 전력 시장이 승인한 실험 터빈을 갖추고 있는 경우, 해당 발전소의 전력 생산량에 대한 결제 금액은 시장 경쟁 규칙에 따라 다음과 같이 결정된다:

- 실험 터빈: 본 계약 부록 V 항 I에서 규정된 변동 가격으로 계산됨;

- 실험하지 않은 터빈: 본 계약 부록 V 항 I에서 규정된 계약 가격으로 계산됨.

d) 발전소가 시스템 운영자 및 전력 시장이 승인한 AGC 또는 다른 실험에 참여하는 터빈을 갖추고 있는 경우, 해당 발전소의 전력 생산량에 대한 결제 금액은 시장 경쟁 규칙에 따라 본 계약 부록 V 항 I에서 규정된 계약 가격으로 결정된다;

đ) 시장 경쟁 규칙에 따른 기타 결제 금액.

본 항 2.3에 따른 기타 결제 금액은 판매 전력 당사자가 월별 (결제 주기) 전력량 교부 비율에 따라 계산하고 분배한다. 이는 시스템 운영자 및 전력 시장이 공표한 내용에 따름.

2.4. 계약에 따른 특수 비용 결제 총액은 회분 처리 비용 가격 (P^TX)을 기반으로 계산됩니다(원).

본 항 2.4에 따른 특수 비용 결제 총액은 판매 전력 당사자가 월별 (결제 주기) 전력량 교부 비율에 따라 계산하고 분배한다. 이는 시스템 운영자 및 전력 시장이 공표한 내용에 따름.

2.5. 월별 전력 결제 총액은 다음과 같이 결정된다:

여기서:

R순서,t:	시스템 운영자 및 국가 전력 시장이 제공하는 월별 시장 결제 명세서에 따른 시장 결제 총액 (원);
R공고t:	본 계약에 따른 월 t의 전력 결제 금액 차이 총액 (원)은 본 항 2.1에 따라 결정된다 (원);
R공화국,k,H-:	계약에 따른 기타 결제 금액 총액 (원)은 본 항 2.2에 따라 결정된다;
RC,k,TT:	시장 경쟁 규칙에 따른 기타 전력 결제 금액 (원)은 본 항 2.3에 따라 결정된다;
Rdt:	계약에 따른 월별 특수 비용 결제 총액은 본 항 2.4에 따라 결정된다 (원);
R청:	관련 법령에 따른 월별 세금, 수수료, 납부해야 할 금액 총액은 판매 전력 당사자가 월별 전력량 교부 비율에 따라 계산하고 분배한다 (유효한 증빙 자료 포함) (원);
VAT:	국가가 정한 부가가치세 세율 (%)에 따라 결정된다.

매년 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자는 직전 연도의 실적에 따라 회분 처리 비용을 정산한다.

2.6. 환율 차이 (FED): 매년 외화 차입 총액, 외화 차입 상환 계획, 실제 원금 상환 데이터, 가격 책정 방안에서 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자가 합의한 환율, 직전 연도의 실제 환율을 기반으로 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자가 환율 차이를 계산한다.

환율 차이 FED (원)는 다음 공식에 따라 계산된다:

여기서:

IoT 연결 플랫폼	가격 책정 방안에서 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자가 합의한 외화 종류 수 (종류);
n:	i,j
D 등급 운전면허에 해당하는 차량을 운전하면서 트레일러를 연결하고 B1, B2, C, F 등급 운전면허에 해당하는 모든 종류의 차량을 운전할 수 있는 사람에게 발급됨연도 계산 시 외화 종류 i의 실제 원금 상환 금액 j;:	연도 계산 시 외화 종류 i의 j번째 지불 환율(.../원);
	전력 판매자와 전력 구매자가 발전 서비스 가격 방안에서 합의한 외화 종류 i의 기준 환율(.../원).
	가격 책정 방안에서 판매 전력 당사자와 구매 전력 당사자가 합의한 외화 종류 i의 기준 환율 (.../원);
VAT:	국가가 정한 부가가치세 세율 (%)에 따라 결정된다.

[당사자들은 베트남 법률에 맞게 내용을 수정하고 보완하기로 합의하였다.]

 

부록 VI. 가격 계산을 위한 주요 지표

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

[당사자들은 베트남 법률에 맞게 내용을 수정하고 보완하기로 합의하였다.]

 

부록 VII. 프로젝트 마감 일정

(계약 번호 ... 일자 ... 월 ... 년 ...)

I. 프로젝트 마감 일정

1. 발전소 건설 공사 착공일: 2. 연동 실험 시작일: 3. 첫 번째 전력 공급일: 4. 실험일: 5. 터빈 i의 상업 운전 시작일: 6. 발전소의 상업 운전 시작일:

[...] [...] [...] [...] [...] [...]

II. 판매 전력 당사자가 구매 전력 당사자에게 제공해야 하는 서류

판매 전력 당사는 상업 운전 시작일을 인증하기 위해 구매 전력 당사자에게 다음 서류의 정본을 제공해야 한다: [...].

[당사자들은 베트남 법률에 맞게 내용을 수정하고 보완하기로 합의하였다.]