시행령 제 57/2014/TT-BCT 발전 가격 프레임워크 구축 및 공표 방법과 절차에 관한 규정

 

시행규칙

발전 요금 프레임워크 설정 방법 및 절차에 관한 규정

정부가 2012년 11월 12일 제정한 제95호 2012년 국무회의령에 근거하여 통상부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구성을 규정함.

2004년 12월 3일 법률 제2004호 전력법 및 2012년 11월 20일 법률 제2012호 전력법 일부 개정 법률에 의거

2013년 10월 21일 정부가 제정한 제2013-137호 명령 「전력법 및 전력법 일부 개정 법률 시행에 관한 세부 규정」에 근거함

전력 규제국 국장의 제안에 따라,

공업부 장관은 발전 요금 프레임워크를 작성하고 공포하는 방법 및 절차에 관한 규정을 제정합니다.

장 1

총칙

조 1. 적용 범위와 대상

1. 본 고시는 발전 요금 프레임워크 설정 방법 및 절차를 규정한다.

2. 본 시행규칙은 다음 대상에게 적용된다:

a) 국가 전력망과 연결된 발전소 중 설비용량이 30MW 이상인 발전소, 30MW 이하 설비용량을 가진 발전소(수력발전소 중 다목적 전략 발전소, 기름 연료 발전소, BOT 방식으로 건설된 발전소, 신재생 에너지 발전소(풍력, 지열, 해류, 생물질)를 제외한 자발적으로 전력 시장에 참여하는 발전소)는 본 고시의 적용 대상이다.

b) 기타 관련 조직 및 개인

조 2. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 이해됨

1. 정밀 용량 전력 구매 계약을 위한 결산을 위해 판매자와 구매자 사이에서 사용되는 측정 위치로 환산된 설치 용량(kW)을 말한다.

2. 표준 발전소 열력 발전소는 국가 전력 개발 계획에서 일반적으로 사용되는 발전기 규모의 설비 용량을 나타내며, 동일한 발전 기술, 구조, 연료 유형을 가지는 한 종류의 열력 발전소를 대표하고, 해당 발전소의 발전 요금 프레임워크를 계산하는데 사용된다.

3. 최대 용량 운전 시간(T_max) 표준 발전소의 프로젝트 수명 동안 연간 최대 용량 운전 시간을 평균화하여 계산되며, 본 통지 부록 1에 규정되어 있습니다(시간).

4. 최초 승인된 투자 총액 최초 설계 기준을 포함한 투자 총액은 정부가 2009년 2월 12일에 제정한 제12/2009/NĐ-CP 고시 또는 그 후 변경된 법률에 따라 권한 있는 기관이 승인한 것으로 정의된다. 프로젝트 관리에 관한 법률 또는 그 후 변경된 법률

5. 결산된 투자 자금 투자 과정에서 법적으로 인정되는 모든 비용을 포함하며, 프로젝트를 운영하기 위해 투자한 모든 비용은 정부의 규정에 따라 결산되고 감사된다. 법적으로 인정되는 비용은 승인된 설계 및 예산 내에서 발생한 비용이며, 계약에 명시된 내용과 법령에 부합해야 한다. 결산된 투자 자금은 권한 있는 기관이 승인한 투자 총액(또는 조정된 투자 총액)의 범위 내에 있어야 한다.

장 2

발전 요금 프레임워크 작성 방법

조 3. 발전 가격 프레임워크 구축 원칙

1. 발전 요금 프레임워크는 각 종류의 열력 발전소와 수력 발전소에 대한 연간 발전 요금의 최저가부터 최고가까지의 범위를 말한다. 0 ((최저가 없을 경우)

2. 열력 발전소에 대해서는 최고가는 본 고시에서 정의된 표준 발전소의 발전 요금이며, 이는 본 고시 제5조, 제6조, 제7조, 제8조에서 규정된 방법으로 결정된다. 조 4 본 고시에 따른 표준 발전소의 발전 요금 결정 방법은 본 고시 제5조, 제6조, 제7조, 제8조에 규정되어 있다.

3. 수력 발전소에 대해서는 최고가는 본 고시 제9조에서 규정된 연간 피할 비용 방법을 통해 결정된다.

조 4. 표준 발전소

표준 발전소는 각 종류의 기술과 장치에 대해 설비용량 구간별로 다음과 같이 정의된다.

조 5. 기준 발전소의 발전 가격 산정 방법

표준 발전소의 발전 가격 P^{정부령 일부 조항의 수정 및 보충에 관한 2024년 제157호 정부령을 근거로 함;} (원/kWh) 기준 발전소의 발전 가격은 다음 공식에 따라 결정된다:

P^{정부령 일부 조항의 수정 및 보충에 관한 2024년 제157호 정부령을 근거로 함;} = FC + FOMC + VC

여기서:

FC: 기준 발전소의 고정 가격 평균은 이 통지의 조 6에서 정한 방법에 따라 결정된다 (원/kWh);

FOMC: 기준 발전소의 운전 및 유지 보수 고정 가격은 이 통지의 조 7에서 정한 방법에 따라 결정된다 (원/kWh);

VC: 기준 발전소의 변동 가격은 이 통지의 조 8에서 정한 방법에 따라 결정된다 (원/kWh).

기준 발전소의 발전 가격에는 주 연료 운송 비용이 포함되지 않는다.

TCVĐT: 표준 발전소 건설 투자 비용 (부가가치세 미포함)은 해당 조의 항 2에 따라 연간 균등화된 금액으로 결정된다 (원);

1. 고정 가격 평균 FC (원/kWh)는 기준 발전소의 투자 비용 회수를 위한 요소로, 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

TC_{SĐT: 표준 발전소의 투자 비용은 해당 조의 항 3에 따라 결정된다 (원/kW);}: 기준 발전소 건설 투자 비용(가치 증가세 미포함)은 이 조 제2항에서 정한 방법에 따라 연간 균등화된 것으로 결정된다 (원);

발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다._bp: 기준 발전소의 연평균 전력량은 이 조 제5항에서 정한 방법에 따라 결정된다 (kWh).

2. 기준 발전소의 연간 균등화된 투자 비용 TC_{SĐT: 표준 발전소의 투자 비용은 해당 조의 항 3에 따라 결정된다 (원/kW);} (원) 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

n: 표준 발전소의 경제 수명은 본 통지에 부록 1에 따라 결정된다 (년);

P_t: 기준 발전소의 정밀 설비 용량 (kW);

투자 비용은 표준 발전소의 1kW 정밀한 평균 용량에 대한 투자 비용 (항만 시설 및 인프라, 저장, 재활성화 및 LNG의 발전소까지의 운송과 관련된 비용 미포함)으로, 투자 건설 실사 보고서 승인된 데이터 또는 발전 가격 프레임워크 계산 시점의 실제 발전 전력 구매 계약 협상 데이터 (있을 경우)를 기반으로 계산되며, 외화 환율은 계산 시점에 업데이트된다.

4. 재무 할인율 i (%)는 세 전 평균 가중 평균 자본 비용을 적용하며, 다음 공식에 따라 결정된다:

3. 투자 단가(SĐT)는 기준 발전소의 정밀 설비 용량 평균 투자 비용으로, 처음 승인된 프로젝트 총 투자 규모를 기반으로 계산된다 01 (일부) 투자 비용이 결산되었다. 투자 비용의 구성 요소는 다음과 같다: 또는 건설 비용은 건물, 시설 공사 비용; 구조물 해체 및 철거 비용; 건설 부지 정비 비용; 임시 공사 비용; 공사 지원 시설 비용; 현장 임시 사무실 비용 등이 포함된다;

a) 설비 비용은 설비 구매 비용, 설비 교육 비용; 설치, 시험, 조정 비용; 운송, 보험, 세금 및 기타 관련 비용 등이 포함된다;

b) 부지 해제 및 이주 비용은 정부 기관의 결정에 따른다; 시설 기초 처리 비용 등이 포함된다;

c) 프로젝트 관리 비용은 프로젝트 설립부터 완공 검수 및 사용까지의 관리 비용을 포함한다;

다) 건설 컨설팅 비용은 설계, 감리, 검토 등의 컨설팅 비용을 포함한다;

기타 비용은 시운전 기간의 유동 자본 비용, 차입 이자 비용 및 건설 기간의 차입 비용 등이 포함된다;

예비 비용은 건설 과정에서 발생할 수 있는 작업량 비용과 건설 기간의 물가 상승률을 대비하기 위한 비용을 포함한다;

재무 이자율 i (%)는 세 전 평균 자본 비용 가중 평균 이자율을 다음 공식에 따라 결정된다:

4. 차입 이자율 rd (%)는 내외화 자금의 평균 가중 이자율을 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

: 차입금 상환 기간은 본 통지 부록 1에 따라 결정된다 (년);

: 차입금 이자율은 해당 조의 항 a에 따라 결정된다 (%);

: 자기자본 이익률은 해당 조의 항 b에 따라 결정된다 (%).

n_D차입금 이자율 r

r_d(%)는 내외국화폐 차입금의 가중 평균 이자율로 다음 공식에 따라 계산된다:

r_ex r

a) : 외화 차입 이자율은 런던 은행 간 시장(LIBOR swaps

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: 최근 5년 동안 발전소 전력 가격 협상 이전의 발전소 프로젝트의 내화폐 차입금 이자율을 기준으로 결정된다 (%/년).

D_Db) 자기자본 이익률 r

r_d,F)에서 10년 만기 달러 환전 금리의 최근 36개월 평균에 은행 서비스 수수료, 보증 수수료, 관련 세금 비율 3% 또는 산정 시 부처가 정하는 비율을 더한 값으로 결정된다 (%/년);[1]: 내화 차입 이자율은 프레임워크 가격 산정 연도의 직전 5년 동안 12개월 만기 후 지급 개인 예금 금리의 연평균값으로, 매년 9월 30일에 네 개 은행(한국 무역은행, 한국 상업은행, 한국 투자개발은행, 한국 농업발전은행 또는 그들 법적 계승자)에서 결정되며, 은행 서비스 수수료 비율 3.5% 또는 산정 시 부처가 정하는 비율을 더한 값으로 결정된다 (%/년).

r_d,D세 전 이익률 r

b) : 소유자 출자 비율의 세 후 이익률은 12%;_e e,pt

여기서:

r_{세후 이익률은 12%로 결정된다;}t:

기준 발전소의 평균 법인세율은 국가의 현재 규정에 따라 결정된다 T연평균 전력량 A (%).

5. 항(kWh)_bq (시간). 기준 발전소의 발전 가격은 다음 공식에 따라 결정된다:

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

여기서:

P_t: 기준 발전소의 정밀 설비 용량 (kW);

T_max: 최대 발전 용량 운전 시간 (시간).

조 7. 발전 및 유지보수 비용 고정 가격 산출 방법

1. 발전 및 유지보수 비용 고정 가격 FOMC (원/kWh) 표준 발전소의 발전 및 유지보수 비용 고정 가격은 대수리 비용, 인건비 및 연간 기타 고정 유지보수 비용 회수를 위한 요소로, 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

TC_FOM: 총 표준 발전소의 연간 고정 운전 및 유지보수 비용 (원); 그리고 : 표준 발전소의 연간 평균 전력량 (kWh); 2 표준 발전소의 연간 평균 전력량은 이 통지 제6조 제5항에 따라 결정됩니다 (kWh).

발전소 출력단에서 생산된 전력량(에너지 저장 시스템을 제외)(kWh)은 다음과 같이 결정됩니다._bq: 조연평균 발전 전력량 표준 발전소의 연간 평균 전력량은 이 통지 제6조 제5항에 따라 결정됩니다 (kWh).

2. 총운전 및 유지보수 비용 그리고 고정 T공화국_FOM (원) 기준 발전소의 발전 가격은 다음 공식에 따라 결정된다:

T공화국_FOM = SĐT x P_t x k

여기서:

SĐT: S표준 발전소의 투자 비율은 이 통지 제6조 제6항에 따라 결정됩니다 (원/kW); 3 조 조 8. 표준 발전소의 변동 가격 산출 방법 표준 발전소의 변동 가격 (VC)은 연료비, 표준 발전소의 연간 최대 출력 시간 동안의 기타 변동 비용 회수를 위한 요소로, 다음 공식에 따라 결정됩니다:

P_t: 기준 발전소의 정밀 설비 용량 (kW);

조 8. 표준 발전소의 가변가격 산출 방법 적용 연도 프레임워크 가격

(1+f)

1. HR: 규정된 부하에서 연료 소모량 (kg/kWh 또는 BTU/kWh);

nlc_{x (1+f)} x f: 연료비와 연료 보조 재료 및 기타 변동 비용과 관련된 케이터링 비용의 총 비율 (%) - 이 통지 부록 1에 규정됨;

여기서:

HR: 부록 1 이 지침의 규정에 따라 정해진 부하 수준에서의 열 효율( kcal/千瓦时, kJ/千瓦时 또는 BTU/千瓦时)으로 계산된다;

표준 발전소의 주 연료 가격은 운송비를 포함하지 않으며, 석탄 발전소의 경우 손실, 관리비, 보험료 (있을 경우)가 포함되어 있습니다. 연료 공급 계약에서 운송비를 분리할 수 없는 경우, 주 연료 가격은 주 연료 구매 계약 가격으로 결정됩니다; P

단위는 원/kg 또는 원/BTU로 계산됩니다.

P_{x (1+f)}: 통조 9. 수력 발전소의 최고 가격 산출 방법 수력 발전소의 최고 가격 P_{x (1+f)} ACT

bq,j

북부, 중부, 남부 지역의 평균 피크 피난 비용은 전력 규제청이 매년 발표하는 피크 피난 비용 표에 따름;^TĐ (원/kWh) 다음 공식에 따라 결정됩니다:

여기서:

이 통지 제32/2014/TT-BCT_{공업부가 소규모 수력 발전소를 위한 피크 피난 비용 표 작성 및 적용 절차와 표준 전력 구매 계약을 발행하기 위한 규정에 따른;}: 또는 그 대체 문서들 : 연간 계절별 및 시간별 생산 전력량 비율 이 통지 부록 1에 규정됨 날 09 월 10 년 2014 조 10. 발전 가격 프레임워크의 작성 및 발행 절차 매년 11월 1일 이전까지, 베트남 전력그룹은 다음과 같은 책임을 지며:;

t_j이 통지 제5조, 제6조, 제7조, 제8조에 명시된 실제 데이터와 계약 협상 기록을 바탕으로, 다음 해에 운영 예정인 200MW 이상의 화력 발전소 또는 계약 협상을 진행 중인 발전소의 발전 가격을 계산해야 함; 또는 (%).

장 III

발전용 가격 프레임워크의 건설 및 공표 절차

계약 협상을 진행 중인 발전소와

1. 제11조에 따라 상기 발전소의 발전 가격 계산 서류를 작성하고, 전력 규제청에 제출하여 검토하게 함.

a) 전력 규제청은 제1조 제1항 a 절에 명시된 발전소의 발전 가격 계산 서류를 받은 날로부터 5일 이내에 서류의 적법성을 검토해야 합니다. 필요하다면, 전력 규제청은 베트남 전력그룹에게 서류를 보완하거나 수정하거나 서류 내용을 설명하도록 요구할 수 있습니다. 적법한 서류를 받은 날로부터 20일 이내에, 전력 규제청은 다음과 같은 책임을 지며: 제출된 발전소의 발전 가격 검토를 조직함; 베트남 전력그룹이 제출한 베트남 전력그룹;

b) 발전소를 선택함; 행정 구역 선택된 발전소의 정확한 용량은 이 통지 제4조에 따라 가장 가까운 용량 단위로 계산됨;y 전력 규제청은 이 통지 제9조에 따라 수력 발전소의 최고 가격을 계산해야 함.

2. 매년 12월 31일 이전까지, 전력 규제청은 공업부 장관에게 다음 해의 발전 가격 프레임워크를 승인받아 전력 규제청 웹사이트에 공표해야 합니다. 다음 해의 발전 가격 프레임워크가 공표되지 않은 경우, 직전 연도의 발전 가격 프레임워크를 임시적으로 사용할 수 있습니다.

3. 접수된 정당한 서류를 받은 날로부터 20일 이내에 전력거래소는 다음 책임을 수행한다.

a) 발전 가격 평가 검토 각발전소에 대한 발전 가격 평가 검토를 베트남 전력그룹이 제출한 것에 대해 수행한다; 제출한다;

b) 선택 행정 구역 표준 발전소를 선택하고, 선택된 발전소의 정확한 용량은 이 통지의 조 4항에서 규정된 용량 수준 중 가장 가까운 수준으로 환산된다..

4. 전력거래소는 이 통지의 조 9항에서 규정된 방법에 따라 수력발전소의 최고 가격을 계산하는 책임이 있다.

5. 매년 12월 31일 이전에 전력거래소는 산업부 장관에게 다음 해 발전 가격 프레임을 승인받고 전력거래소 웹사이트에 공표할 책임이 있다. 만약 다음 해 발전 가격 프레임이 공표되지 않은 경우, 직전 연도의 발전 가격 프레임을 임시로 적용할 수 있다.

조 조 11. 발전가 승인을 위한 발전소 발전 가격 승인 신청 서류

발전소 발전 가격 승인을 위한 신청 서류는 다음과 같습니다:

1. 본 통지 부록 2 조 제 10 조 제 1 항 점 a 에 명시된 발전소 발전 가격에 대한 베트남 전력그룹의 보고서 및 계산서

2. 본 통지 부록 2 에 규정된 모델에 따라 상기 발전소 발전 가격 계산을 위한 계산표와 각 발전소 발전 가격 계산 파일(엑셀 형태)

3. 상기 발전소 발전 가격 계산을 위한 관련 계산 정보 자료

장 IV 

시행규정

조항 12. 조직의 실행

1. 전력 규제국은 연간 발전 가격 프레임워크를 검토하고 공업부 장관에게 승인을 요청하는 책임이 있습니다.

2. 매년, 전력 구매 계약의 실제 이행 또는 발전소 단위들의 의견, 베트남 전력그룹의 경우 필요하다면, 전력 규제국은 본 통지 부록 1 에 규정된 표준 발전소를 위한 발전 가격 계산을 위한 사용되는 계산 정보를 재구성하여 공업부 장관에게 제출하기 위해 10 월 1 일 이전에 제출해야 합니다.

조 제13조 효력 발생

1. 본 통지는 03 월 02 2. 本通知废除工业贸易部2010年12月14日第41/2010/TT-BCT号通知第三、四、五、六、七、十七、十八条及第二十四条第一款、第二十五条第一款关于确定发电价格方法；发电价格框架的制定、发布程序和购电合同的审批程序的规定。|||

2. 본 통지는 공업부 장관이 2010 년 12 월 14 일에 발표한 41/2010/TT-BCT 호 통지의 조 3, 4, 5, 6, 7, 17, 18, 제 24 조 제 1 항, 제 25 조 제 1 항에서 정한 내용을 폐지합니다. 발전 가격 결정 방법; 발전 가격 프레임워크 작성, 발표 절차 및 발전 전력 구매 계약 승인 절차에 관한 공업부 장관 통지

3. 시행 중 문제 발생 시 관련 단위는 직접 전력 규제국에 보고하여 권한 내에서 처리하거나 공업부에 보고하여 처리하도록 합니다./. 직접 전력거래소에 제기하여 해당 권한 내에서 처리하거나 산업부에 보고하여 처리한다./.

 

 

부록 1

（附属于2014年12月19日工业贸易部第57/2014/TT-BCT号通知）|||
I. 计算标准发电厂发电价格所用参数|||

项目|||

按季节和时间划分的年度发电量比例（%）如下：|||

高峰时段|||

피크 시간, 일반 시간, 오프피크 시간은 공업부가 2014 년 5 월 29 일에 발표한 16/2014/TT-BCT 호 통지에서 정한 전력 판매 가격 실시 방안 또는 대체 문서에 규정되어 있습니다.

 

부록 2

越南盾|||
I. 计算标准发电厂发电价格所用参数|||