시행규칙

규정 경쟁 발전시장을 운영함에 있어경쟁 발전시장

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

2004년 12월 3일 법률 제2004-101 법에 의거

2006년 1월 26일 총리령 제2006-26호로써 정부 총리가 승인한 전력 시장 각 단계 형성 및 발전 조건에 대한 일정에 따라

산업통상자원부는 경쟁 발전시장의 운영에 관한 사항을 다음과 같이 규정한다.

장 1
총칙

조 1. 적용범위

이 고시는 경쟁 발전시장의 활동과 그 시장에 참여하는 단위들의 책임에 대해 규정한다.

조 2. 적용대상

본 고시는 다음의 경쟁 발전시장에 참여하는 단위들에게 적용된다.

1. 유일한 대량 구매자 단위.

2. 발전 단위들.

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위.

4. 송전 기관.

5. 전력량 측정 데이터 관리 단위.

조 3. 용어 해석

본 통지에서 사용되는 용어는 다음과 같이 해석됨.

1. 제안 가격표 각 발전기의 전력 판매를 위한 제안 가격표로서 제안 단위가 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위에게 제출하는 것으로, 본 고시에서 정한 모델 가격표에 따른다.

2. 시간표 제안 가격표 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 다음 날, 다음 시간 동안의 발전 계획을 세우기 위해 수용된 제안 가격표이다.

3. 결산표 전력 시장에서 발전소에 대한 모든 결산 항목을 계산한 표로서 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 매 거래일 및 결산 주기에 대해 작성한다.

4. 전력 시장 개입 전력 시장의 정상적인 운영 상태를 변경하기 위한 행동으로서, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 본 고시 제55조 제1항에서 규정한 상황들을 처리하기 위해 적용해야 한다.

5. 그룹 제안 가격 단일 단위가 그룹 발전소들을 대표하여 그룹 발전소들의 전력 판매를 제안하는 제도이다.

6. 최대 출력 비용 발전기의 최대 출력 상태에서 변동 비용으로, 원/千瓦时计算。

7. 거래 주기 전력 시장에서 전력 가격을 계산하는 주기로서 매 시간의 첫 분부터 시작되는 1시간 간격이다.

8. 결산 주기 전력 시장에서 거래 항목에 대한 영수증 및 청구서를 작성하는 주기로서 매 달의 첫날부터 시작되는 1개월 간격이다.

9. 공시 용량 발전기의 최대 준비 용량으로서 제안 단위 또는 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위와 발전 단위가 계약한 보조 서비스 공급 용량이며, 시장 시간표에 따라 공시된다.

10. 운영 용량 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 실제적으로 거래 주기 동안 발전기에서 동원한 용량이다.

11. 다음 시간 동안의 동원 용량 다음 시간 동안의 발전기 동원 예상 용량으로, 다음 시간 동안의 발전 계획 첫 시간에 해당한다.

12. 다음 날 동원 용량 다음 날 동안의 발전 계획에 포함된 발전기 동원 예상 용량으로, 전력망 전송 능력 제한을 고려한다.

13. 추가 발전 용량 발전기의 계획 용량과 시장 가격 계산 시간표에 포함된 용량 사이의 차이 용량이다.

14. 결산 용량 시간별 발전 계획에 포함된 발전기 용량으로, 시장 용량 가격으로 결산된다.

15. 보조 서비스 주파수 조정, 회전 예비, 빠른 시작 예비, 냉각 예비, 안전 제약에 의한 강제 발전, 전압 조정, 검은색 시작 등이다.

16. 추가 발전량 발전기에서 추가로 동원되어 발생한 발전량으로, 추가 발전 용량에 해당한다.

17. 제안 단위 직접 제안 가격표를 제출하는 전력 시장 참여 단위로서 발전 단위 또는 직접 제안 등록된 발전소, 단일 대량 구매자 단위가 BOT 발전소를 대신하여 제안 가격을 제출할 때, 그리고 단일 단위가 그룹 수력 발전소를 대표하여 제안 가격을 제출할 때를 포함한다.

18. 유일한 대량 구매자 단위 전력 시장에서 전력의 전체 구매를 담당하는 단위로서, 전력 시장 거래와 전력 구매 계약을 통해 전력을 구매한다.

19. 발전 단체 발전소를 소유하고 있으며, 이러한 발전소들과 유일한 대량 구매자 단위와 전력 구매 계약을 체결한다.

20. 간접 거래 발전 단위 직접 제안 가격을 제출하지 않는 발전 단위로서 전략적 다목적 수력 발전소와 보조 서비스 제공 계약을 맺은 발전소를 포함한다.

21. 직접 거래 발전 단위 번역 직접 제안 가격을 제출하는 발전 단위로서 발전소를 포함한다.

22. 전력량 측정 데이터 관리 단위 전력량 측정 데이터 수집, 처리, 저장 시스템 및 정보 네트워크를 제공, 설치, 운영 관리하는 단위이다.

23. 전력 송전 단위 전력망 운영 및 관리를 담당하는 전력 기관이다.

24. 전력 시스템 운영 및 전력 시장 단위 전력 시스템의 발전, 송전, 배전 과정을 지휘하며, 전력 시장 거래를 조정하는 단위이다.

25. 시장 발전 용량 가격 거래 주기별로 한 단위의 유공률에 대한 가격으로, 전력 시장에서 발전 단위에 대한 유공률 결산을 계산하는데 사용된다.

26. 제안 가격 바닥선 제안 단위가 다음 날 발전기 제안 가격표에 제안할 수 있는 최저 가격이다.

27. 시장 전력 가격 거래 주기별로 한 단위의 전력에 대한 가격으로, 전력 시장에서 발전 단위에 대한 전력 결산을 계산하는데 사용된다.

28. 전력 시장 전체 가격 거래 주기별로 시장 전력 가격과 시장 유공률 가격의 합이다.

29. 제안 가격 천정선 제안 단위가 다음 날 발전기 제안 가격표에 제안할 수 있는 최고 가격이다.

30. 전력 시장 천정선 가격 매 년마다 결정되는 최고 전력 가격이다.

31. 물 가치 미래에 열 전력원을 대체하기 위해 수력 발전소 댐에 저장된 물의 양에 대한 기대 가격 변동치로, 한 단위 전력으로 환산된다.

32.  성능 저하계수 는 발전기의 성능 저하를 시간 경과에 따라 나타내는 지표이다.

33. 연간 또는 월별 평균 부하 계수 연간 또는 월별 발전량 총량과 그 연간 또는 월별 총 공급 용량과 시간 총량의 비율을 말한다.

34. 전력 시장 정보 시스템 전력 시장 운영 및 정보 교환을 위한 장비와 데이터베이스로서 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 관리한다.

35. 보조 서비스 공급 계약 신속 재시동 보조, 냉각 보조, 강제 발전 보조를 제공하는 서비스를 공급하기 위한 계약으로 발전소와 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체 사이에 산업통상자원부가 제정한 양식에 따라 체결된다.

36. (이하 "PPA"라고 함)는 베트남 전력그룹과 BOT 기업 사이에 체결된 계약이다. 전력 구매 단일 구매자가 발전소 또는 수출입 전력 사업자와 체결하는 전력 매매 협정이다.

37. 다른 형태의 전력 매매 계약 전력 구매 단일 구매자가 직접 거래하는 발전소와 체결하는 전력 매매 계약으로 산업통상자원부가 제정한 양식에 따라 체결된다.

38. 기본 이자율 결제 시점에서 은행 간 시장의 무기한 원화 이자율로 계산된다.

39. 제약 조건 있는 계획 전력 시스템 내 기술적 제약 조건을 고려하여 발전기 동원 순서를 최적 발전 비용 방법으로 결정하는 것을 말하며, 이는 전송 용량 한도, 보조 서비스 등 제약 조건을 포함한다.

40. 제약 조건 없는 계획 전력 시스템 내 전송 한계 및 손실을 고려하지 않고 최적 발전 비용 방법으로 발전기 동원 순서를 결정하는 것을 말한다.

41. 용량 일정 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 운영 후 작성하여 각 거래 주기별로 정산할 용량을 결정한다.

42. 다음 시간 동원 계획 다음 거래 주기와 그 이후 세 개의 연속된 거래 주기에서 발전기 동원 예정 계획을 말한다.

43. 다음 날 동원 계획 다음 거래 날짜의 모든 거래 주기에서 발전기 동원 예정 계획을 말한다.

44. 시장 전력 가격 계산 일정 현재 거래 날짜 다음에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 작성하여 각 거래 주기별로 시장 전력 가격을 결정한다.

45. 전력 시장 모델링 시스템 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 연간, 월간, 주간 운영 계획을 수립하기 위해 사용하는 발전기 동원 및 시장 전력 가격 계산 소프트웨어 시스템을 말한다.

46. 수전력 가치 계산 모델 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 연간, 월간, 주간 운영 계획을 수립하기 위해 사용하는 수전력 최적화 소프트웨어 시스템을 말한다.

47. 제한 수위 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 연간 각 월말 또는 월 중 각 주말에 계산하고 공표하는 수력 발전 댐 상류 저수지의 가장 낮은 수위를 말한다.

48. 년도 N 현재 전력 시장 운영 연도

49. 현재 거래 날짜 현재 거래 날짜

50. 전력 시장 거래 활동이 발생하는 날짜로서 하루 종일 0시부터 24시까지를 말한다. BOT 전력 발전소

51. 해외 투자자가 정부 기관과 계약을 체결하여 건설하고 운영한 전력 발전소를 말한다. 최고 효율성 신규 발전소

52. 산업통상자원부가 제정한 표준 발전소 가격 프레임워크를 기반으로 계약된 전력 매매 가격과 다음 연도의 평균 발전 가격이 가장 낮은 신규 열발전소를 말한다. 최고 효율성 신규 발전소는 매년 시장 용량 가격 계산을 위해 선택된다. 다목적 전략 수력 발전소

53. N경제-사회, 국방, 안보 측면에서 중요한 역할을 하는 대형 수력 발전소로서 국가가 독점적으로 건설 및 운영한다. 단계 수력 발전소 그룹

54. 상류 수력 발전소 저수지에서 배출되는 물량이 하류 수력 발전소 저수지의 물량을 대부분 차지하며 두 발전소 사이에는 한 주 이상의 큰 저수지가 없는 수력 발전소 집합을 말한다. : 단계형 수력발전소 집단으로, 상류 수력발전소의 저수지에서 배출되는 물량이 하류 수력발전소의 저수지로 유입되는 총 또는 대부분의 물량을 차지하며, 두 발전소 사이에는 일주일 이상의 조절용 저수지가 없는 경우를 말한다.

55. 일정 수립 소프트웨어 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장이 사용하여 전력 시장 내 발전기의 다음 날 및 시간별 일정을 수립하는 소프트웨어 시스템을 말한다.

56. 시스템 부하 거래 주기 동안 전력 시스템 전체의 발전기 극단 기준으로 환산된 전력 생산량을 의미한다.

57. 측정 생산량 발전소 위치에서 측정된 전력량을 말한다.

58. 시간 계약 생산량 월 계약 생산량을 각 거래 주기에 분배하고 계약 차액 구매 판매 계약에 따라 지급되는 전력량을 의미한다.

59. 연 계약 생산량 차액 계약 형태의 구매 판매 계약에서 약정된 연간 전력생산량을 의미한다.

60. 월 계약 생산량 연 계약 생산량을 각 달로 분배한 전력량을 의미한다.

61. 연 계획 생산량 다음 해에 예상되는 발전소의 전력 생산량을 의미한다.

62. 월 계획 생산량 한 해 동안 예상되는 발전소의 월별 전력 생산량을 의미한다.

63. 열 손실률 발전기 또는 발전소가 제로 부하 상태에서 운영될 때 단위 전력 생산을 위해 소모되는 열 에너지를 의미하며, 이는 각각의 열 발전 기술에 대해 결정된다.

64. 감 제약 발생 보상 발전 단위가 추가로 생성한 전력량에 대한 보상을 의미한다.

65. 전력 시장 참여자 이 통지서의 조 2항에 규정된 전력 시장 거래 활동이나 서비스 제공에 참여하는 단위를 의미한다.

66. 전력 시장 전력법 제18조에 따라 형성되고 발전된 경쟁적 발전 시장을 의미한다.

67. 부족 용량 거래 주기 동안 모든 발전 단위의 공개 용량 총합이 시스템 부하 예측보다 작은 상황을 의미한다.

68. 보안 정보 법률 또는 당사자 간 합의에 따라 비밀로 유지되어야 하는 정보를 의미한다.

69. 시장 정보 전력 시장 활동과 관련된 모든 데이터와 정보를 의미한다.

70. 입찰 마감 시점 발전 단위가 다음 날 입찰을 변경할 수 없는 시점을 의미하며, 이 통지서에서 특별히 규정된 경우를 제외한다. 전력 시장에서는 입찰 마감 시점은 D-1일 오전 10시이다.

71. 일정 순서 무제약 일정 원칙에 따라 입찰서의 용량 범위를 정렬한 결과를 의미한다.

72. 과잉 용량 거래 주기 동안 발전 단위가 최저 가격으로 제시한 용량과 전력 시스템 운영 및 시장 단위가 발표한 다목적 전략 수력 발전소의 공개 용량 총합이 시스템 부하 예측보다 큰 상황을 의미한다.

73. 피크 시간 발전기 전력 시스템 부하 그래프의 고점 시간대에만 동원되는 발전기를 의미한다.

74. 백업 시간 발전기 전력 시스템 부하 그래프의 고점 시간대와 일반 시간대에 동원되는 발전기를 의미한다.

75. 기저 시간 발전기 전력 시스템 부하 그래프의 고점 시간대, 일반 시간대 및 저점 시간대에 동원되는 발전기를 의미한다.

76. 느린 시작 발전기 30분 미만의 시간 내에 출발하고 그리드에 연결할 수 없는 발전기를 의미한다.

장 II
전력 시장 참가 등록

조 4. 전력시장 참여 책임

1. 발전용 전기사업 허가를 받은 발전 분야 사업자로서 설비용량이 30MW 초과하고 국가 전력망에 연결된 발전소는 제2항에서 규정한 발전소를 제외하고는 경쟁적 발전시장에 참여해야 한다.

2. 다음 각 호의 발전소는 전력시장에 참여할 필요가 없다.

가) BOT 발전소

나) 풍력발전소 및 지열발전소

다) 산업단지 내에 위치하고 국가 전력망에 일부 전력을 판매하며 장기적인 전력 판매 계획을 수립하지 못하는 발전소. 이러한 발전소 목록은 베트남 전력그룹이 작성하여 전력 규제청의 승인을 받아야 한다.

3. 제1항에서 규정한 발전소는 시장 정보 시스템, SCADA/EMS 시스템 및 전력량 측정 시스템에 연결하기 위한 시설을 설치하고 완비하여 시장 운영 요구사항을 충족시키는 책임이 있다.

조 5. 전력시장 참여 신청 서류

1. 제4조에 따라 발전소를 소유하는 발전 사업자는 각 발전소별로 전력시장 참여 신청서류를 제출해야 한다.

2. 전력시장 참여 신청서류는 다음과 같이 구성되어야 한다.

가) 발전 사업자와 발전소의 이름 및 주소를 기재한 참여 신청서

나) 발전 분야 전기사업 허가증 사본

다) 시장 정보 시스템, SCADA/EMS 시스템 및 전력량 측정 시스템에 연결하기 위한 시설의 인수 검사 보고서

라) 발전 시스템 운영 사업자와 전력시장이 요청한 필요한 다른 정보

조 6. 전력시장 참여 신청서류 승인 절차

1. 발전 시스템 운영 사업자와 전력시장은 유효한 신청서를 접수한 날로부터 10일 이내에 신청서를 심사하고 전력 규제청에 발전소의 전력시장 참여 허가를 요청해야 한다.

2. 신청서가 유효하지 않은 경우, 발전 시스템 운영 사업자와 전력시장은 신청서를 접수한 날로부터 5일 이내에 발전 사업자에게 보완 또는 완성된 서류 제출을 요구하는 문서를 발송해야 한다.

3. 발전 시스템 운영 사업자와 전력시장이 제출한 문서를 접수한 날로부터 5일 이내에 전력 규제청은 발전소의 전력시장 참여 허가 결정을 발행하고 이를 문서로 발전 시스템 운영 사업자와 전력시장에 통보하여 발전소를 전력시장 참여 목록에 등록해야 한다.

4. 발전소가 전력시장 참여 허가를 받은 날로부터 5일 이내에 발전 사업자는 발전 사업자 또는 발전소 중 하나를 전력시장 입찰 주체로 등록해야 한다.

조 7. 전력시장 참여 회원 정보

1. 송전 사업자, 단일 구매 사업자 및 전력량 측정 데이터 관리 사업자는 시스템 운영 사업자와 전력시장에 공통 정보를 등록해야 한다.

2. 시스템 운영 사업자와 전력시장은 회원의 등록 정보를 저장하고 등록 정보 변경 내용을 업데이트해야 한다.

3. 전력시장 참여 회원은 등록 정보 변경이 있을 때 시스템 운영 사업자와 전력시장에 통보해야 한다.

4. 시스템 운영 사업자와 전력시장은 회원의 등록 정보와 변경된 등록 정보를 공개해야 한다.

조 8. 발전소의 전력시장 참여권 정지 및 복구

1. 다음 각 호의 사유로 발전소의 전력시장 참여권이 정지될 수 있다.

a) 이 통고 제4조의 규정을 충실히 준수하지 아니한 경우

b) 다음 각 목의 행위를 한 경우

- 전력시장 운영계획 및 시스템 내 발전기 동원 일정을 위한 계획에 필요한 정보를 제공하지 아니하거나 제공된 정보가 사실과 다르게 작성된 경우

- 시스템 운영기관 또는 전력시장과 다른 발전사업자가 동의하여 발전기 동원 일정을 부당하게 설정하는 가격을 제시한 경우

- 직접 또는 간접적으로 다른 사업자와 협의하여 전력시장에서 공급 가능한 용량 및 가격을 부당하게 제시하여 전력 가격을 인상시키거나 전력공급 안정성을 해치는 행위를 한 경우

- 시스템 안전성 또는 전력시장 내 다른 사업자에게 재정적 손해를 입히는 등 중대한 결과를 초래한 다른 위반행위를 한 경우

2. 전력거래소는 이 조 제1항의 규정을 위반한 발전소에 대해 전력시장 참여권 정지를 명할 수 있다. 발전소의 전력시장 참여권 정지 절차와 방법은 이 통고 제108조에 따라 규정된다.

3. 발전소가 전력시장 참여권이 정지되는 기간 동안에는 다음과 같다.

a) 발전사업자는 직접 전력시장에서 가격을 제시할 수 없으나, 이 통고의 다른 규정을 준수해야 한다.

b) 단일 구매사업자는 발전소를 대신하여 가격을 제시할 책임이 있다.

c) 발전소는 단일 구매사업자가 대신 가격을 제시할 수 있도록 필요한 정보를 제공해야 한다.

4. 발전소의 전력시장 참여권 정지가 해제되려면 다음 각 호의 조건을 충족해야 한다.

a) 전력시장 참여권 정지 기간이 만료되었을 때

b) 처벌 결정에서 정한 의무를 완수하였을 때

5. 이 조 제4항의 조건을 모두 충족하였다면, 발전소는 전력시장 참여권 복구를 요청하는 문서와 증빙 자료를 시스템 운영기관 및 전력시장에 제출해야 한다. 시스템 운영기관 및 전력시장은 발전소의 전력시장 참여를 허용하기 위해 검토해야 한다.

6. 전력시장 참여권 정지 기간이 종료되었으나 이 조 제4항 제2호의 조건을 충족하지 못한 경우에는 시스템 운영기관 및 전력시장은 전력거래소에 보고하여 처리하도록 해야 한다.

조 9. 전력시장 참여 종료

1. 다음 각 호의 사유로 발전소가 전력시장 참여를 종료할 수 있다.

a) 발전사업자의 요청으로 다음 각 목의 사유가 발생한 경우

- 발전사업자의 발전소가 운전을 중단하거나 국가 전력망에 전력을 공급하지 않는 경우

- 발전사업자의 발전소가 30MW 이상의 용량을 유지하거나 복구할 수 없는 경우

b) 발전소의 발전사업 영업허가증이 회수되거나 효력이 소멸된 경우

2. 이 조 제1항 제2호의 사유로 전력시장 참여를 종료하려는 경우, 발전사업자는 전력시장 참여 종료를 신청하기 위해 전력거래소에 최소한 30일 전에 서류를 제출해야 한다.

3. 시스템 운영기관 및 전력시장은 발전소의 등록 정보 및 전력시장 참여 종료 관련 정보를 업데이트하고 공시해야 한다.

4. 전력시장 참여 종료 전에 발전소가 위반행위를 한 경우, 해당 발전소를 소유하는 발전사업자는 이 통고에서 정한 검사, 확인 및 위반행위 처리 규정을 계속 준수해야 한다.

장 III
전력시장 운영 원칙

조 10. 견적 가격 제한

1. 발전기의 발전 시장 경쟁 견적 가격은 견본 최저가부터 견본 최고가까지 제한된다.

2. 열발전기의 견본 최고가는 연간 결정되며 월별로 조정되며 다음 요소를 기반으로 계산된다.

가) 발전기의 열 손실율

나) 발전기의 운전 시간에 따른 효율성 감소 계수

다) 연료 가격

라) 시작 비용

3. 열발전기의 최저가는 1동/kWh이다.

4. 수력 발전기의 견적 가격 제한은 주간 물 가치에 따라 결정되며 본 통지 제37조에서 규정된다.

조 11. 물 가치

1. 물 가치는 다음 해, 다음 달, 다음 주의 운영 계획을 세우고 수력 발전기의 견적 가격 제한을 결정하는 데 사용된다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 본 통지 부록 1에 규정된 시장 일정에 따라 물 가치를 계산하고 공표할 책임이 있다.

조 12. 전체 시장 가격

거래 주기의 전체 시장 가격은 다음 두 (02) 요소의 합계로 계산된다.

1. 전력 시장 가격

2. 용량 시장 가격

조 13. 전력 시장 가격

1. 전력 시장 가격은 전체 시스템에 적용되는 일반 가격으로 각 거래 주기의 전력 시장에서 전력 계산을 위한 용도로 사용된다.

2. 전력 시장 가격은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 운전 후 무제약 스케줄링 방법을 기반으로 계산한다.

3. 전력 시장 가격은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 연간 계산하고 전력 규제청이 승인한 시장 최고가를 초과하지 않아야 한다.

4. 전력 시장 가격의 결정은 본 통지 제63조와 제65조에서 규정된다.

조 14. 용량 시장 가격

1. 각 거래 주기의 용량 시장 가격은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 다음 해의 운영 계획을 세울 때 계산되며 해당 연도 동안 변경되지 않는다.

2. 용량 시장 가격은 가장 우수한 신규 발전소가 변동 비용과 고정 비용을 모두 회수할 수 있도록 보장하는 원칙에 따라 계산된다.

3. 용량 시장 가격의 결정은 본 통지 제25조와 제26조에서 규정된다.

조 15. 차등 계약 구매 판매 전력

1. 직접 거래 발전 단위와 유일한 구매 단위는 산업부가 발행한 양식에 따라 차등 계약 구매 판매 전력을 체결해야 한다.

2. 연간 계약 생산량은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 연간 계획 생산량과 본 조항 제5항에 규정된 계약 가격에 따른 생산량 지급 비율을 기반으로 계산하며, 연간 계획 생산량은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 다음 해의 운영 계획을 세울 때 본 통지 제27조에 따라 계산된다.

3. 월별 계약 생산량은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 다음 해의 운영 계획을 세울 때 연간 계약 생산량을 월별로 분배하여 본 통지 제28조에 따라 결정된다.

4. 시간별 계약 생산량은 시스템 및 전력 시장 운영 단위가 다음 달의 운영 계획을 세울 때 월별 계약 생산량을 달 내 각 시간으로 분배하여 본 통지 제35조에 따라 결정된다.

5. 전력 규제청은 발전 단위의 연간 계약 가격에 따른 생산량 지급 비율을 결정하고 공표하는 책임이 있으며 다음 원칙에 따라 수행한다.

가) 다음 목표를 조화롭게 만드는 것:

- 계약 가격에 따른 전력 생산량 지급 비율을 점진적으로 줄이는 것

- 발전 단위의 매출을 안정시키는 것

- 평균 발전 가격을 안정시키고 소매 전력 가격 설정 규정에 맞추는 것

나) 전력 시장 운영 시작 연도의 연간 계약 가격에 따른 전력 생산량 지급 비율은 95%를 초과하지 않으며 이후 연도에는 점차 줄어들지만 60% 미만으로 떨어지지 않아야 한다.

조 16. 전력시장 내 결제 원칙

1. 발전소는 계약에 따른 결제와 전력시장 가격에 따른 결제를 받는다.

2. 발전소는 다음 종류의 계약에 따른 결제를 받는다:

가) 직접 거래하는 발전소를 위한 전력 구매판매 계약

나) 다목적 전략 수력발전소를 위한 전력 구매판매 계약

다) 보조서비스 계약(보조서비스를 제공하는 발전소를 위한)

3. 시장가격에 따른 결제는 직접 거래하는 발전소만 적용되며, 다음 요소를 기준으로 계산된다:

가) 전력시장 에너지 가격

나) 전력시장 용량 가격

다) 동원된 전력량과 용량

4. 결제는 본 통지서 제6장의 규정에 따라 이루어진다.

장 IV
전력시장 운영계획

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
다음 연도 운영계획

조 17. 다음 연도 운영계획

1. 전력시스템 및 전력시장 운영 주체는 다음 연도 운영계획을 작성하며, 다음 내용을 포함한다:

가) 최선의 신규 발전소 선정

나) 전력시장 용량 가격 계산

다) 수력발전소 저수지의 물 가치와 물 수위 한계 계산

라) 화력발전기 입찰가 한계 계산

마) 시장 최고가 설정

바) 단일 구매자와 협력하여 계획 생산량, 계약 생산량 연간 계산 및 각 발전소의 연간 계약 생산량을 월별로 분배

2. 전력시스템 및 전력시장 운영 주체는 모델링 시장 모형을 사용하여 제1항에서 정한 내용을 계산한다. 화력발전기 입찰가는 본 통지서 제22조 제1항에서 정한 최고 입찰가로, 수력발전기 입찰가는 다음 연도를 위한 물 가치로 결정된다.

3. 전력시스템 및 전력시장 운영 주체는 베트남 전력그룹의 검토를 거쳐 전력시장 규제국의 승인을 받아 다음 연도 운영계획을 시장 일정에 따라 제출해야 한다. 제출 문서에는 계산 결과, 입력 데이터 및 계산 설명이 포함되어야 한다.

조 18. 수력발전소 분류

1. 전력시장 내 수력발전소는 다음과 같이 구분된다:

가) 다목적 전략 수력발전소

나) 단계별 수력발전소 그룹

다) 기타 수력발전소

2. 매년, 전력시스템 및 전력시장 운영 주체는 단계별 수력발전소 그룹 목록을 업데이트해야 한다.

3. 전력시장 규제국은 베트남 산업무역부가 총리에게 승인을 요청하기 위해 다목적 전략 수력발전소 목록을 작성해야 한다.

조 19. 다음 연도 운영계획을 위한 부하 예측

전력시스템 및 전력시장 운영 주체는 베트남 산업무역부가 발행한 전력망 시스템 규정에 따라 다음 연도 운영계획을 위한 부하 예측을 수행해야 한다. 다음 연도 운영계획을 위한 부하 예측 데이터는 다음과 같다:

1. 전체 시스템 및 북부, 중부, 남부 지역 연간 및 월별 총 부하 요구량

2. 북부, 중부, 남부 지역 및 전체 시스템 월별 대표적인 일별 부하 그래프

3. 월별 시스템 부하 최대 및 최소 용량

조 20. 다음 연도 운영 계획을 위한 보조 서비스

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 전력 시스템 전송 규칙에 따라 다음 연도를 위한 각 종 보조 서비스 수요를 결정해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 발전소와 보조 서비스 공급 계약을 체결하기 위해 발전소를 선정하고, 산업통상자원부가 제정한 양식에 따라 보조 서비스 제공 계약을 체결해야 한다.

조 21. 다음 연도 기저, 중간, 피크 발전기 분류

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 열발전소 기저, 중간, 피크 발전기 분류와 최고 입찰 가격 산출에 관한 절차에 따라 기저, 중간, 피크 발전기를 분류해야 한다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 시장 모델을 사용하여 발전기의 연간 평균 부하 계수를 결정해야 한다.

3. 시뮬레이션 결과에서 얻은 연간 평균 부하 계수를 바탕으로 발전기는 다음과 같이 세 그룹으로 분류된다:

a) 기저 발전기 그룹은 연간 평균 부하 계수가 60% 이상인 발전기로 구성된다.

b) 중간 발전기 그룹은 연간 평균 부하 계수가 25% 초과 60% 미만인 발전기로 구성된다.

c) 피크 발전기 그룹은 연간 평균 부하 계수가 25% 이하인 발전기로 구성된다.

조 22. 열발전기 입찰 가격 상한 결정

1. 열발전기 최고 입찰 가격 결정

a) 열발전기 최고 입찰 가격은 다음 공식에 따라 결정된다:

여기서:

: 열발전기 최고 입찰 가격(동/kWh);

25% 미만_KD: 열발전기의 출발 비용 계수. 기저 열발전기의 경우 K_KD = 0; 중간 열발전기의 경우 K_KD = 5%; 피크 열발전기의 경우 K_KD = 25%;

f: 부가 비용 계수로서, 부가 연료 비용과 운전 유지비 변동 비용이 주 연료 비용 대비 차지하는 비율로 계산된다;

P_NL: 열발전기의 주 연료 비용(동/BTU);

: 열발전기의 열 효율(BTU/kWh).

b) 최고 입찰 가격 산출을 위한 연료 가격은 단일 구매자가 다음 연도에 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체에게 제공할 예상 연료 가격이며, 발전소 경계선까지 환산된 가격으로 계산된다.

c) 발전기의 열 효율은 구매 계약 또는 단일 구매자가 제공한 전력 판매 계약 협상 문서에 명시된 통일된 열 효율로 결정되며, 효율 감소 계수에 따라 조정된다.

계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 열 효율 데이터가 없거나 동 유형의 표준 발전소가 없는 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 발전기의 열 효율을 계산해야 하며, 발전소가 제공한 과거 운영 데이터를 기반으로 한다.

계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 열 효율 데이터가 없으며 동 유형의 표준 발전소가 없는 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 발전소가 제공한 과거 운영 데이터를 기반으로 열 효율을 계산해야 한다.

d) 열발전기의 효율 감소 계수는 구매 계약 또는 단일 구매자가 제공한 전력 판매 계약 협상 문서에 명시된 효율 감소 계수로 결정된다.

계약 또는 전력 판매 계약 협상 문서에 효율 감소 계수가 없는 경우, 해당 발전소와 동 유형의 표준 발전소의 효율 감소 계수는 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체가 결정한다.

đ) 열발전기의 부가 비용 계수는 단일 구매자가 전력 판매 계약 또는 협상 문서에 명시된 데이터를 기반으로 결정하고, 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체에게 제공해야 한다.

2. 열발전기의 최저 입찰 가격은 본 통지 제10조 제3항에 규정되어 있다.

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운용 주체는 본 통지 별표 1에 따른 시장 일정에 따라 승인된 열발전기의 입찰 가격 한도를 공표해야 한다.

조 23. BOT 발전소의 제안 가격 한도

1. BOT 발전소의 제안 최고 가격은 발전소의 전력 구매 계약에 따른 전력 생산 비용과 같습니다.

2. BOT 발전소의 제안 최저 가격은 1동/㎾h입니다.

조 24. 새로운 발전소 선정 원칙

1. 연도 N에 대한 최적의 새로운 발전소는 다음 기준을 충족하는 시장에 참여하는 발전소로서 다음과 같은 기준을 충족해야 합니다:

a) 연도 N-1에서 상업 운전을 시작하고 설비용량 전체를 발전합니다;

b) 기저 발전소로 분류되며, 이는 본 통지의 조 21항 3호에서 정한 기준에 따라 분류됩니다;

c) 석탄 화력 발전 기술 또는 복합 순환 터빈 기술을 사용합니다;

d) 1㎾h당 전력 생산 총 비용이 가장 낮습니다.

2. 단일 구매자 단체는 조 1항 a호와 c호에서 정한 기준을 충족하는 발전소 목록을 작성하고, 이러한 발전소들의 전력 구매 계약 정보를 시스템 운영 및 전력 시장 단체에게 제공하여 최적의 새로운 발전소를 결정하도록 합니다. 제공되는 정보는 다음과 같습니다:

a) 연도 N의 변동 가격;

b) 연도 N의 고정 가격;

c) 계약 가격 산정을 위한 합의된 전력 양.

3. 조 1항 a호, b호 및 c호에서 정한 기준을 충족하는 발전소가 없는 경우, 시스템 운영 및 전력 시장 단체는 연도 N-1에서 선택된 최적의 새로운 발전소를 사용하고, 단일 구매자 단체에게 조 2항에서 정한 정보를 업데이트하고 재제공하도록 요구합니다.

4. 시스템 운영 및 전력 시장 단체는 조 1항 a호, b호 및 c호에서 정한 기준을 충족하는 발전소들의 1㎾h당 전력 생산 총 비용을 다음 공식을 사용하여 계산합니다:

: 연도 N의 발전소의 1㎾h당 전력 생산 총 비용(동/㎾h);

: 발전소의 전력 구매 계약에 따른 연도 N의 고정 가격(동/㎾h);

: 발전소의 전력 구매 계약에 따른 연도 N의 변동 가격(동/㎾h);

: 계약 가격 산정을 위한 연도 N의 합의된 전력 양(㎾h);

: 모델링 시장 예측에 따른 연도 N의 예상 전력 양(kichW);

5. 연도 N에서 선택된 최적의 새로운 발전소는 조 4항에서 계산된 결과에 따라 1㎾h당 전력 생산 총 비용이 가장 낮은 발전소입니다.

조 25. 시장 용량 가격 결정 원칙

1. 최적의 새로운 발전소가 전력 시장에 참여할 때 전력 생산 비용을 충분히 회수할 수 있도록 보장합니다.

2. 저녁 시간대의 낮은 점유율 시간대에는 시장 용량 가격을 적용하지 않습니다. 저녁 시간대의 낮은 점유율 시간대는 0시부터 4시까지와 22시부터 24시까지입니다.

3. 시장 용량 가격은 거래 주기별로 예측된 시스템 부하와 비례합니다.

조 26. 시장 용량 가격 결정 절차

시스템 운영 및 전력 시장 단체는 다음 절차를 통해 시장 용량 가격을 결정합니다:

1. 최적의 새로운 발전소의 연간 부족 비용을 결정합니다.

a) 최적의 새로운 발전소의 연도 N 시장 내 예상 매출을 다음 공식을 사용하여 결정합니다:

여기서:

g/s_TTĐ: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 시장 내 예상 전력 가격 매출(동);

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연도 N의 거래 주기 총 수;

SMP_{cất, hạ cánh}: 모델링 시장 전력 가격 예측 모델을 사용하여 연도 N 거래 주기 i의 예상 전력 가격(동/㎾h);

: 모델링 시장 예측 모델을 사용하여 연도 N 거래 주기 i의 최적의 새로운 발전소의 예상 전력 양(kichW).

b) 최적의 새로운 발전소의 연간 전력 생산 비용을 다음 공식을 사용하여 결정합니다:

여기서:

TC_BNE: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 전력 생산 비용(동);

P_BNE: 최적의 새로운 발전소의 1㎾h당 평균 전력 생산 비용(동/㎾h);

: 모델링 시장 예측 모델을 사용하여 연도 N 거래 주기 i의 최적의 새로운 발전소의 예상 전력 양(kichW);

i: 연도 N의 거래 주기 I;

I: 연도 N의 거래 주기 총 수.

c) 최적의 새로운 발전소의 연간 부족 비용은 다음 공식을 사용하여 결정합니다:

여기서:

AS: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 연간 부족 비용(동);

TC_BNE: 최적의 새로운 발전소의 연간 전력 생산 비용(동);

: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 시장 내 예상 전력 가격 매출(동).

2. 월별 부족 비용을 결정합니다.

최적의 새로운 발전소의 월별 부족 비용은 연간 부족 비용을 연도 N의 각 달에 할당하여 다음 공식을 사용하여 결정합니다:

여기서:

t: 연도 N의 달 t;

MS: 최적의 새로운 발전소의 달 t 월별 부족 비용(동);

AS: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 연간 부족 비용(동);

: 달 t의 최대 부하 용량(MW).

3. 거래 주기별 시장 용량 가격을 결정합니다.

a) 최적의 새로운 발전소의 연간 평균 가용 용량을 다음 공식을 사용하여 결정합니다:

여기서:

조_BNE: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 연간 평균 가용 용량(kW);

I: 연도 N의 거래 주기 총 수, 저녁 시간대 낮은 점유율 시간대 제외;

i: 저녁 시간대 낮은 점유율 시간대 제외 최적의 새로운 발전소가 예상되는 거래 주기;

: 모델링 시장 예측 모델을 사용하여 연도 N 거래 주기 i의 최적의 새로운 발전소의 예상 가용 용량(kW).

b) 다음 공식을 사용하여 각 거래 주기별로 다음 연도의 시장 용량 가격을 결정합니다:

여기서:

I: 달 t의 거래 주기 총 수, 저녁 시간대 낮은 점유율 시간대 제외;

i: 달 t의 거래 주기 i, 저녁 시간대 낮은 점유율 시간대 제외;

: 거래 주기 i의 시장 용량 가격(동/kW);

조_BNE: 최적의 새로운 발전소의 연도 N 연간 평균 가용 용량(kW);

MS: 최적의 새로운 발전소의 달 t 월별 부족 비용(동);

: 달 t 예측 일일 부하 그래프에 따른 거래 주기 i의 시스템 부하 예측(MW);

: 달 t의 시스템 최소 부하 예측(MW).

조 27. 계약 연간 생산량 결정

발전소의 계약 연간 생산량은 다음 연도 운영 계획을 수립하는 과정에서 모델링 시장 모형을 사용하여 다음 단계를 거쳐 결정된다.

1. 발전소의 예상 연간 생산량을 모델링 시장 모형을 사용하여 제약된 일정 방법으로 결정한다.

2. 발전소의 계획 연간 생산량은 다음과 같은 공식을 사용하여 계산한다.

          만약

       만약

       만약

여기서:

: 발전소의 계약 연간 생산량 N (킬로와트시);

: 모델링 시장 모형을 사용하여 제약된 일정 방법으로 결정된 발전소의 예상 연간 생산량 N (킬로와트시);

: 계약 전력 구매 판매 가격 산정을 위해 협상된 발전소의 연간 전력 생산량 N (킬로와트시);

a, b: 연간 생산량 보정 계수로서 a = 0,9; b = 1,1.

3. 발전소의 계약 연간 생산량은 다음과 같은 공식을 사용하여 계산한다.

여기서:

조_본: 발전소의 계약 연간 생산량 N (킬로와트시);

: 발전소의 계약 연간 생산량 N (킬로와트시);

: 계약 가격에 따른 연간 생산량 지급 비율 N (%) .

조 28. 계약 월간 생산량 결정

발전소의 계약 월간 생산량은 다음 연도 운영 계획을 수립하는 과정에서 다음 단계를 거쳐 결정된다.

1. 발전소의 월별 예상 생산량을 모델링 시장 모형을 사용하여 결정한다.

2. 발전소의 계약 월간 생산량은 다음과 같은 공식을 사용하여 결정한다.

여기서:

 : 발전소의 계약 월간 생산량 t (킬로와트시);

조_본 : 발전소의 계약 연간 생산량 (킬로와트시);

: 제약된 일정 방법으로 결정된 모델링 시장 모형을 사용한 월 t의 발전소의 예상 생산량 (킬로와트시).

조 29. 계약 연간 및 월간 생산량 결정 및 체결 책임

1. 전력 시스템 운용 및 전력 시장 단위는 다음과 같은 책임이 있다.

a) 이 통지의 조 27 및 조 28에 따라 발전 단위의 계약 연간 및 월간 생산량을 계산한다.

b) 계산된 계약 생산량 결과를 단일 구매자 단위와 직접 거래하는 발전 단위에게 보내 검토하도록 한다.

2. 단일 구매자 단위와 직접 거래하는 발전 단위는 다음과 같은 책임이 있다.

a) 계약 연간 및 월간 생산량 계산을 위한 전력 시스템 운용 및 전력 시장 단위에 필요한 데이터를 제공한다.

b) 계산 결과의 오류를 확인하고 전력 시스템 운용 및 전력 시장 단위와 협력하여 처리한다.

c) 계산 결과에 따른 계약 연간 및 월간 생산량 부록을 차등 계약 전력 구매 판매 계약에 추가한다.

조 30. 시장 최고가 결정

1. 전력 시스템 운용 및 전력 시장 단위는 다음 연도 시장 최고가 계획을 포함하여 시장 최고가, 예상 연간 평균 발전 가격, 예상 연간 평균 발전 가격의 변화 정도를 계산하는 책임이 있으며, 최소 세 가지(03)의 시장 최고가 계획을 제시해야 한다.

2. 다음 연도의 시장 최고가는 가장 비싼 열원 발전소의 제안 최고가의 115%를 초과하지 않아야 한다.

3. 연간 평균 발전 가격은 다음과 같은 공식을 사용하여 계산된다.

여기서:

j: 직접 거래하는 발전 단위의 발전소 j;

J: 직접 거래하는 발전 단위의 발전소 총 수;

P_PDTB: 연간 N의 전체 시스템 평균 발전 가격 (동/킬로와트시);

: 조 4 항에 따른 연간 N의 전체 시장 평균 가격 (동/킬로와트시);

: 연간 N의 전체 시스템 전력 생산량 (킬로와트시);

: 연간 N의 직접 거래하는 발전 단위 전력 생산량 (킬로와트시);

: 연간 N의 차등 계약 전력 구매 판매 계약의 발전소 j 전력 생산량 (킬로와트시);

: 연간 N의 차등 계약 전력 구매 판매 계약의 발전소 j 가격 (킬로와트시);

: 연간 N의 BOT 발전소로부터 구입한 전력 총 비용 (동);

: 연간 N의 다목적 전략 수력 발전소로부터 구입한 전력 총 비용 (동);

공화국_DVPT: 연간 N의 보조 서비스 구입 비용 총액 (동).

4. 전체 시장 평균 가격은 다음과 같은 공식을 사용하여 결정된다.

여기서:

i: 연도 N의 거래 주기 i;

I: 연간 N의 총 거래 주기;

: 연간 N의 전체 시장 평균 가격 (동/킬로와트시);

: 모델링 시장 모형을 사용하여 제약된 전송 방법으로 결정된 모든 발전소의 거래 주기 i에 대한 예상 발전량 (킬로와트시);

: 모델링 시장 모형을 사용하여 제약되지 않은 전송 방법으로 결정된 거래 주기 i의 예상 시장 전력 가격 (동/킬로와트시);

: 거래 주기 i의 시장 용량 가격 (동/킬로와트).

절 2
다음 달 운영 계획

조 31. 다음 달 운전 계획을 위한 부하 예측

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 전력 시스템 전송 규정에 따라 다음 달 운전 계획을 위한 부하 예측을 수행해야 하며, 다음 달 운전 계획을 위한 부하 예측 자료는 다음과 같이 포함되어야 한다.

1. 북부, 중부, 남부 지역 전체 월간 및 각 주별 총 부하 수요와 지역별 부하 수요.

2. 북부, 중부, 남부 지역 및 전체 시스템의 주별 대표 일별 부하 그래프.

조 32. 물 가치 계산

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 달 주별 물 가치를 계산하고, 그 결과는 다음 달 운전 계획을 포함하며 다음과 같이 구성된다.

1. 다목적 전략 수력 발전소의 예상 생산량.

2. 단계 수력 발전소의 물 가치.

3. 다른 수력 발전소의 물 가치.

4. 다음 달 주별 수력 저수지의 제한 수위.

조 33. 다음 달 기저, 중간, 피크 발전기 분류

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 달 기저, 중간, 피크 발전기를 분류해야 하며, 이는 열电厂月度基荷、腰荷和峰荷机组的分类应按照《热电厂数月计划报价上限计算流程》的规定进行。

2. 电力系统和电力市场运营主体应使用市场模拟模型确定下月各发电机组的月平均负荷系数。

3. 根据模拟结果得出的月平均负荷系数，机组被分为以下三类：

a) 基荷机组组包括月平均负荷系数大于或等于70%的发电机组；

b) 腰荷机组组包括月平均负荷系数大于25%且小于70%的发电机组；

c) 峰荷机组组包括月平均负荷系数小于或等于25%的发电机组。

第34条 热电厂机组月度报价上限调整

1. 电力系统和电力市场运营主体应根据本通知第22条规定的方法以及第33条确定的机组分类，计算并调整下月热电厂机组的月度报价上限。

2. 电力系统和电力市场运营主体应在本通知附件1规定的市场时间表内公布下月热电厂机组的月度报价上限。

第35条 下月小时合同电量确定

电力系统和电力市场运营主体应按以下步骤确定下月发电厂的小时合同电量：

1. 使用市场模拟模型确定发电厂在下月每小时的预计发电量。

2. 按照以下公式确定小时合同电量：

여기서:

i：月内的第i个交易周期；

I：月内的总交易周期数；

：发电厂在第i个交易周期内的合同电量（千瓦时）；

：发电厂在第i个交易周期内的预计发电量，由市场模拟模型通过约束调度方法确定（千瓦时）；

：发电厂在下月的合同电量，根据本通知第28条确定（千瓦时）；

3. 电力系统和电力市场运营主体应按照本通知附件1规定的电力市场时间表向单一购电方和直接交易发电方发送小时合同电量计算结果。

4. 单一购电方和直接交易发电方应对电力系统和电力市场运营主体计算的小时合同电量结果进行确认。

목 3
下周运行计划

조 36. 다음 주의 수치

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 부하 예측, 수문 자료 및 관련 자료를 업데이트하여 다음 주의 수치를 계산할 책임이 있다.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 정보를 업데이트하고 다음 주의 수치를 재계산하며 다음 결과를 공표할 책임이 있다.

가) 다목적 다단계 수력 발전소의 시간별 예상 생산량과 수치

나) 다단계 수력 발전소 그룹의 수치

다) 기타 수력 발전소의 수치

라) 수력 저수지의 주별 제한 수위

조 37. 수력 발전소의 제시 가격 한도

수력 발전소의 제시 가격 한도는 해당 발전소가 조 36항 2에 따라 공표된 다음 주의 수치를 기준으로 결정되며, 구체적으로 다음과 같다.

1. 수치가 0원/千瓦时以上：

가) 发电厂的最高出价为该数值的110%

나) 发电厂的最低出价为该数值的80%

2. 数值小于或等于0元/千瓦时，发电厂的最高和最低出价均为0元/千瓦时。

장 V
전력 시장 운용

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
다음 날 전력 시장 운용

조 38. 다음 날 전력 시장 운용을 위한 정보 제공

D-1일 오전 9시 이전까지, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 다음 정보를 확인, 계산하고 공표할 책임이 있다.

1. D일 전체 시스템 및 북부, 중부, 남부 지역의 부하 예측 그래프

2. D일 각 거래 주기별로 예상되는 수출 및 수입 전력량. 수출 및 수입 전력량은 유일한 구매자 단위가 이 통지 조 58 및 조 59에 따라 제공한다.

3. D일 단기 시스템 안전성 평가 결과는 전력 송전 시스템 규정에 따라 공표된다.

조 39. 제시 가격

제시 가격은 다음 원칙을 준수해야 한다.

1. 각 거래 주기별로 D일 동안 최대 5개의 가격(원/千瓦时) 및 용량(MW) 쌍을 제시해야 한다.

2. 제시 가격에서의 용량은 발전기 터빈의 출력이다.

3. 최소 제시 단위는 3MW이다.

4. 발전기의 기술 사양 정보는 포함되어야 하며, 다음 사항을 포함한다.

가) D일 발전기의 공표 용량

나) 발전기의 최저 안정 용량

다) 발전기의 최대 증감 용량

5. D일 발전기의 공표 용량은 D-2일의 단기 전력 시스템 안전성 평가 절차에 따른 공표 용량보다 낮아서는 안 되며, 기술적 불가항력 사유가 있는 경우를 제외한다.

6. 제시 가격의 첫 번째 용량 범위는 발전기의 최저 안정 용량이며, 마지막 범위는 공표 용량이다.

7. 제시 가격의 단위는 원/千瓦时이며, 소수점 아래 첫 번째 숫자는 0.1이다.

8. 제시 가격은 발전기의 최저 가격과 최고 가격 사이에 있어야 하며, 제시 용량 증가에 따라 감소하지 않아야 한다.

제시 가격 양식은 본 통지 별지 3에 규정되어 있다.

조 40. 다단계 수력 발전소 그룹의 제시 가격

1. 다단계 수력 발전소 그룹은 그룹 전체를 대표하는 하나의 제시 가격 양식을 제출하고, 본 통지 조 37에 따른 제시 가격 한도를 준수해야 한다.

2. 다단계 수력 발전소 그룹 내의 발전소들은 제시 가격을 제출할 대표 단위를 협의하고 통일해야 한다. 그룹을 대표하는 제시 가격 단위는 그룹 내 발전소들 간의 협의 문서와 함께 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위에 제출해야 한다.

3. 만약 그룹을 대표하는 제시 가격 단위를 등록하지 않을 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 그룹 내 발전소들을 대신하여 그룹의 수치에 맞추어 제시 가격을 제출할 책임이 있다.

4. 제시 가격 단위는 그룹 내 모든 발전소에 대한 제시 가격 규정을 준수해야 한다.

5. 다단계 수력 발전소 그룹의 수치는 그룹 내 가장 큰 수력 댐의 수치이다. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 다단계 수력 발전소 그룹의 수치 계산을 위해 사용될 수력 댐을 결정하고, 본 통지 조 18에 따른 수력 발전소 분류를 수행해야 한다.

6. 다단계 수력 발전소 그룹 내 다목적 수력 발전소가 있을 경우:

가) 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 본 통지 조 36항 2에 따라 그룹 내 각 발전소의 주별 시간별 생산량을 공표해야 한다.

나) 다목적 수력 발전소의 공표 생산량이 본 통지 조 51에 따라 조정될 경우, 전력 시스템 및 전력 시장 운영 단위는 그룹 내 하류 발전소들의 공표 생산량을 적절히 조정해야 한다.

조 41. 수력발전소 제외 및 BOT 발전소의 견적 제출

1. 수력발전소 제외는 한 주(01주)를 기준으로 시장에 견적을 제출하고 이 조의 37조에서 정한 견적 가격 제한을 준수해야 한다.

2. 수력발전소 제외는 한 주(01주) 미만인 경우, 발전량을 공시하는 발전소는 D일의 시간별 발전량을 전력운영기관과 전력시장에 D-1일 오전 10시까지 제출하여 발전 일정을 작성해야 한다.

3. 단일 구매자 주체는 BOT 발전소의 대신 견적을 제출할 책임이 있다.

조 42. 견적 제출

1. D-1일 오전 10시 이전에 견적 주체는 D일의 견적을 제출할 책임이 있다.

2. 견적 주체는 정보 시스템을 통해 견적을 제출한다. 정보 시스템 사용 불가 사유로 견적이 제출되지 않는 경우에는 전력운영기관과 전력시장과의 협의를 거쳐 다음 순위의 방법으로 견적을 제출한다:

a) 전력운영기관과 전력시장이 지정한 이메일 주소로 이메일로 제출한다;

b) 전력운영기관과 전력시장이 지정한 팩스 번호로 팩스로 제출한다;

c) 전력운영기관과 전력시장의 사무실에 직접 제출한다.

조 43. 견적의 유효성 검사

1. 견적 종료 시간 30분 전에 전력운영기관과 전력시장은 이 통지의 39조에서 정한 규정에 따라 받은 견적의 유효성을 검사해야 한다. 견적 주체가 여러 견적을 제출한 경우 마지막으로 받은 견적만 검토한다.

2. 견적이 유효하지 않은 경우, 전력운영기관과 전력시장은 즉시 해당 견적 제출 주체에게 통보하고 그 주체에게 견적 종료 시간 이전에 마지막 견적을 다시 제출하도록 요구한다.

3. 전력운영기관과 전력시장으로부터 견적이 유효하지 않다는 통지를 받은 견적 주체는 견적 종료 시간 이전에 수정된 견적을 다시 제출해야 한다.

조 44. 일정 견적

1. 견적 종료 시간 이후, 전력운영기관과 전력시장은 이 통지의 39조에서 정한 규정에 따라 마지막으로 받은 견적의 유효성을 검사해야 한다. 유효한 마지막 견적은 다음 날의 일정 견적으로 사용된다.

2. 전력운영기관과 전력시장이 견적을 받지 못하거나 마지막으로 받은 견적이 유효하지 않은 경우, 전력운영기관과 전력시장은 해당 발전소의 기본 견적을 일정 견적으로 사용한다.

3. 기본 견적은 다음과 같이 결정된다:

a) 화력발전소의 경우, 기본 견적은 가장 최근의 유효한 견적 또는 전력운영기관과 전력시장이 지정한 동등한 발전기의 견적이 된다;

b) 수력발전소와 단계별 수력발전소 그룹의 경우, 기본 견적은 이미 공시된 주기 수치와 같은 견적이 된다.

조 45. 다음 날 발전 일정을 작성하기 위한 데이터

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 각 호의 데이터를 사용하여 다음 날 발전 일정을 작성할 책임이 있다.

1. 전국 및 북부, 중부, 남부 지역별 하루 부하 그래프.

2. 발전 제안 주체들이 제출한 일정 제안 가격 목록.

3. 제36조 제2항, 제40조 제6항 및 제41조 제2항에 따른 통지 이 규정에서 정한 수력 발전량 공시.

4. 제58조 및 제59조 통지에 따른 수출, 수입 전력량.

5. 보조 서비스를 제공하는 발전소의 각 발전기 용량.

6. 회전 예비 용량 및 주파수 조정 용량 요구 사항.

7. 전력망 유지보수 일정 및 발전기 일정은 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 승인한 것이다.

8. 당일(D일) 단기 시스템 안전성 평가 결과는 산업통상자원부가 발佈한 전력망 규정에 따라 한다.

9. 전력망 및 발전기 준비 상태 정보는 SCADA 시스템 또는 전력망 운영 주체와 발전 주체가 제공한다.

조 46. 다음 날 발전 일정 작성

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 다음 날 발전 일정을 작성할 책임이 있다. 다음 날 발전 일정은 다음 각 호로 구성된다.

1. 제약 없는 일정으로, 다음 각목을 포함한다.

가) 다음 날 각 거래 주기별 전력 가격 예측.

나) 다음 날 각 거래 주기별 발전기 동원 순서.

2. 제약 있는 일정으로, 다음 각목을 포함한다.

가) 다음 날 각 거래 주기별 발전기 동원 예측 그래프.

나) 다음 날 각 발전기의 정지, 시작 및 네트워크 연결 상태 예측 일정.

다) 다음 날 각 거래 주기별 전력망 운영 방식 및 연결 구조 예측.

라) 경고 정보(있을 경우).

조 47. 다음 날 발전 일정 공표

전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 매일 오후 3시까지 다음 날 발전 일정 정보를 공표해야 한다. 다음 각 호와 같이 한다.

1. 다음 날 각 거래 주기별 발전기 동원 용량 예측(주파수 조정 용량 및 회전 예비 용량 포함).

2. 다음 날 각 거래 주기별 전력 가격 예측.

3. 다음 날 각 거래 주기별 발전 증가 또는 감소를 예정한 발전기 목록.

4. 다음 날 부족한 용량 경고 정보(있을 경우)는 다음 각목을 포함한다.

가) 용량 부족이 예상되는 거래 주기.

나) 부족한 용량 양.

다) 시스템 안전성 제약 위반.

5. 다음 날 과다한 용량 경고 정보(있을 경우)는 다음 각목을 포함한다.

가) 과다한 용량이 예상되는 거래 주기.

나) 발전 중단 예정 발전기.

조 48. 발전기 네트워크 연결

1. 느린 시작 시간을 가진 발전기는 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 공표한 다음 날 발전 일정에 따라 네트워크 연결 준비를 해야 한다. 발전기의 시작 시간이 24시간보다 긴 경우, 발전 주체는 단기 시스템 안전성 평가 결과에 따라 네트워크 연결을 해야 한다.

2. 느린 시작 시간이 아닌 발전기는 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 공표한 다음 시간 발전 일정에 따라 네트워크 연결 준비를 해야 한다.

조 49. 부하 예측력 부족 경보 시의 처리 방안

1. 제안 가격 수정

a) 제안 단위는 제안 가격을 변경하고 변경된 제안 가격을 다음 날 또는 당일 남은 거래 주기 중 변경된 가격 제안 시간 60분 전까지 시스템 운영 및 전력 시장 단위에 제출할 수 있다.

b) 변경된 제안 가격은 원래 제안 가격보다 공급 용량을 줄이거나 가격을 변경하지 않아야 한다.

c) 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 변경된 제안 가격의 적법성을 검토하고 이를 계획 가격 제안으로 사용하여 다음 시간 동력 계획 및 전력 시장 가격을 산출한다.

2. 다목적 전략 수력 발전소 공급 용량 수정

시스템 운영 및 전력 시장 단위는 이 시행규칙 제51조 제2항에 따라 다목적 전략 수력 발전소의 공급 용량을 수정할 수 있다.

절 2
전력 시장 시간별 계획

조 50. 시간별 동력 계획 데이터

시스템 운영 및 전력 시장 단위는 다음 시간 동력 계획을 위한 다음 자료를 사용하여 동력 계획을 수행해야 한다.

1. 전체 시스템과 북부, 중부, 남부 지역의 다음 시간 및 그 다음 세 시간의 예상 부하 그래프.

2. 발전 제안 주체들이 제출한 일정 제안 가격 목록.

3. 다음 시간 동력 계획에 따른 느린 시작 발전기의 네트워크 연결 계획.

4. 다목적 수력 발전소의 공급 용량.

5. 다음 시간의 주파수 조정 용량, 회전 예비 용량, 빠른 시작 예비 용량, 냉각 예비 용량 및 안전 제약에 따른 필수 발전 용량.

6. SCADA 또는 전력 송전 단위와 발전 단위가 제공하는 송전망 및 발전기의 준비 상태.

7. 시스템 안전에 대한 기타 제약사항.

조 51. 다목적 전략 수력 발전소 공급 용량 조정

1. 다음 시간 동력 계획 전에 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 다음 조건에서 이 시행규칙 제36조 제2항에 따라 공개된 다목적 전략 수력 발전소의 공급 용량을 조정할 수 있다.

a) 수문 변동이 비정상적으로 발생한 경우.

b) 다음 시간 동력 계획에 따른 부하 예측력 부족 경보가 발생한 경우.

c) 수력 발전소의 저수지 관리에 대한 국가 관리 기관의 결정이 있는 경우.

2. 다목적 전략 수력 발전소의 공급 용량 조정 범위는 제1항 a 및 b 점에서 규정된 경우에 따라 전력 규제청이 시스템 운영 및 전력 시장 단위의 제안을 받아 전력 시스템 및 전력 시장의 작동 결과를 평가한 후 매년 결정한다. 첫 번째 전력 시장 운영 연도에는 ±5%로 설정된다.

조 52. 시간별 동력 계획

1. 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 제약 조건을 고려한 방법으로 발전기의 시간별 동력 계획을 수행해야 한다.

2. 부하 예측력 부족 시 시간별 동력 계획

a) 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 다음 순서로 발전기를 계획한다.

- 계획 제안 가격 순

- 조정된 용량 순의 다목적 전략 수력 발전소

- 다음 시간 동력 계획에 따른 빠른 시작 서비스 및 냉각 서비스를 제공하는 발전기

- 시스템 안전 제약에 따른 필수 발전 용량을 제공하는 발전기

- 회전 예비 용량

- 주파수 조정 용량을 최저 허용 수준으로 감소시키는 것

b) 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 시스템 안전을 보장하기 위해 예상 해체 용량을 확인하고 결정한다.

3. 과잉 용량 시 시간별 동력 계획

시스템 운영 및 전력 시장 단위는 다음 순서로 시간별 동력 계획을 조정해야 한다.

a) 발전을 중단한 자발적인 발전기

b) 빠른 시작 서비스를 제공하는 발전기의 발전 용량을 최소화하는 것

c) 주파수 조정 서비스를 제공하는 발전기의 발전 용량을 최소화하는 것

d) 느린 시작이 아닌 발전기를 가격 순으로 중단하는 것

đ) 느린 시작 발전기를 점진적으로 최소 발전 용량으로 감소시키는 것

e) 느린 시작 발전기를 다음 순서로 중단한다.

- 가장 짧은 시작 시간 순

- 시작 비용이 낮은 순. 시작 비용은 단독 구매자가 발전 단위와 협의하고 시스템 운영 및 전력 시장 단위에게 제공한다.

- 가장 낮은 충분한 용량으로 과잉 용량 문제를 해결하는 것

조 53. 다음 시간 동력 배치 일정 공표

전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음 시간 동력 배치 일정을 15분 전에 공표해야 하며, 다음 내용을 포함해야 한다.

1. 전체 시스템과 북부, 중부, 남부 지역의 다음 시간 부하 예측.

2. 다음 시간과 그 이후 3시간 동안의 발전기 동력 배치 일정은 이 통지 제52조에 따라 작성되어야 한다.

3. 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장이 공급 과부족 상황에서 취하는 조치들.

4. 이 통지 제51조에 따라 전략적 다목적 수력발전소의 공급 능력 조정 정보.

5. 예상된 부하 해제 일정(있을 경우).

목 3
실시간 운영

조 54. 실시간 전력 시스템 조정

1. 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 실시간으로 전력 시스템을 운영하며, 공표된 다음 시간 동력 배치 일정에 근거하고, 산업통상자원부가 발령한 전력 송전 시스템 규정에 따른 실시간 전력 시스템 운영 규정을 준수해야 한다.

2. 발전 단위는 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장의 조정 명령을 따르도록 책임을 지고 있다.

조 55. 전력 시장 개입

1. 전력 시장 개입 사례

전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음 사항에서 전력 시장을 개입할 수 있는 권한이 있다.

가) 산업통상자원부가 발령한 전력 송전 시스템 규정에 따른 긴급 운전 모드에서 시스템이 운전되고 있을 때;

나) 운전 시간 15분 전에 다음 시간 동력 배치 일정을 공표할 수 없는 경우.

2. 전력 시장 개입 조치

전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음 순서로 발전기를 동력 배치한다.

가) 해당 거래 주기의 입찰에 유효한 입찰서를 제출한 단위들의 입찰서에 따라;

나) 해당 거래 주기에 유효한 입찰서를 제출하지 않은 단위의 경우:

- 계약 생산량에 대한 최저가격을 적용한다;

- 잔여 생산량에 대한 최고가격을 적용한다.

다) 가항과 나항의 조치를 실행할 수 없는 경우, 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음 우선순위로 목표를 달성하기 위해 발전기를 동력 배치하도록 책임을 진다.

- 생산량과 부하 간의 균형 유지;

- 주파수 조정 예비 용량 충족;

- 회전 예비 용량 충족;

- 전압 품질 요구사항 충족.

3. 전력 시장 개입 정보 공표

가) 전력 시장을 개입할 때, 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음 내용을 공표해야 한다.

- 시장 개입의 이유;

- 예상되는 시장 개입 거래 주기.

나) 시장 개입 종료 후 24시간 내에, 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장은 다음 내용을 공표해야 한다.

- 시장 개입의 이유;

- 시장 개입 거래 주기;

- 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장이 시장 개입을 위한 조치를 취한 방법.

조 56. 전력시장 중단

1. 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 전력시장은 운전을 중단한다.

a) 자연재해 또는 국가안보를 보호하기 위한 긴급상황

b) 전력망 및 전력시장 운영기관이 다음 각 목의 사유로 전력시장 중단을 요청하는 경우

- 전력거래소가 발령한 전력망 극히 급박한 상황에서의 운영

- 전력시장의 안전하고 지속적인 운영을 보장하지 못하는 경우

c) 전력시장의 운영 결과가 설정된 목표를 달성하지 못한 경우

2. 전력거래소는 제1항 각 호에서 정한 사유로 전력시장 중단을 검토하고 결정하며, 이를 전력망 및 전력시장 운영기관에 통보한다.

3. 전력망 및 전력시장 운영기관은 전력거래소의 전력시장 중단 결정을 시장 참여자들에게 통보해야 한다.

4. 전력시장 중단 기간의 전력망 운영:

a) 전력망 및 전력시장 운영기관은 다음 각 호의 원칙에 따라 전력망을 조정하고 운영해야 한다.

- 전력망의 안전하고 안정적이고 신뢰할 수 있는 운영을 보장하며, 전체 시스템의 전력 구매 비용을 최소화한다.

- 수출, 수입 전력 계약, BOT 발전소 및 다른 발전소의 생산량을 약속한 전력 계약에서 정한 생산량을 준수한다.

b) 발전소, 송전기관 및 관련 기관들은 전력망 및 전력시장 운영기관의 조정 명령을 준수해야 한다.

조 57. 전력시장 재개

1. 다음 각 호의 조건을 충족하면 전력시장은 재운영된다.

a) 전력시장 중단의 원인이 해소되었다.

b) 전력망 및 전력시장 운영기관이 다시 전력시장을 운영할 수 있음을 확인하였다.

2. 전력거래소는 전력시장 재운영을 검토하고 결정하며, 이를 전력망 및 전력시장 운영기관에 통보한다.

3. 전력망 및 전력시장 운영기관은 전력거래소의 전력시장 재운영 결정을 시장 참여자들에게 통보해야 한다.

절 4
전력 수출, 수입
전력시장 운영 중

조 58. 수출 전력 처리

1. D일 전날 오후 4시까지 전력구매기관은 전력망 및 전력시장 운영기관에게 D일의 각 거래 주기별 예상 수출 전력량을 통보해야 한다.

2. 수출 전력량은 수출 지점에서 부하로 간주되어, 향후 일별 및 시간별 부하 예측을 위해 사용된다.

조 59. 수입 전력 처리

1. D일 전날 오후 4시까지 전력구매기관은 전력망 및 전력시장 운영기관에게 D일의 각 거래 주기별 예상 수입 전력량을 통보해야 한다.

2. 수입 전력량은 수입 지점에서 0원/kWh의 가격으로 발전소로 간주되어, 향후 일별 및 시간별 계획에 반영된다.

조 60. 수출 및 수입 전력량의 결제

수출 및 수입 전력량은 전력 구매 계약에 따라 단일 구매자와 체결된 계약에 따라 결제된다.

장 6
전력시장 가격 산정 및
전력시장 내 결제

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
전력량 측정 데이터

조 61. 측정 데이터 제공

1. 일 D 다음 날 오전 15시까지 전력량 측정 관리 기관은 각 거래 주기별 전력량 측정 데이터를 시스템 운영 기관과 전력시장에 제공해야 한다.

2. 결제 주기가 종료된 후 8일 이내에 전력량 측정 관리 기관은 통상부령 제27호 2009년 9월 25일 발행의 경쟁적 발전시장 전력량 측정에 관한 규정에 따라 결제 주기별 전력량 측정 데이터를 시스템 운영 기관과 전력시장에 제공해야 한다.

조 62. 측정 데이터 보관

시스템 운영 기관과 전력시장은 전력량 측정 데이터와 관련 문서를 최소 5년간 보관해야 한다.

절 2
전력시장 가격 산정
및 계산용 전력량

조 63. 시장 전력가격 결정

1. 거래일 D 다음 날부터 시스템 운영 기관과 전력시장은 각 거래 주기별 시장 전력가격을 다음과 같은 절차로 산정해야 한다.

a) 거래 주기별 부하량을 발전기 측 측정 생산량으로 환산한다.

b) 발전업체들의 계획 가격 제안서와 다목적 전략 수력발전소의 공표 생산량을 무제약 계획 방법으로 정렬하여 전체 전력량이 시스템 부하량에 도달할 때까지 계속 정렬한다.

2. 시장 전력가격은 가격 계산 일정에서 마지막 전력량 대역의 제안 가격이다. 만약 마지막 전력량 대역의 제안 가격이 시장 상한가보다 높다면, 시장 전력가격은 시장 상한가로 산정된다.

3. 일 D 다음 날 오전 9시까지 시스템 운영 기관과 전력시장은 각 거래 주기별 시장 전력가격을 공표해야 한다.

조 64. 결제용 전력량 결정

1. 거래일 D 다음 날부터 시스템 운영 기관과 전력시장은 각 거래 주기별 전력량 계획을 다음과 같은 절차로 산정해야 한다.

a) 거래 주기별 조정 부하량을 시스템 부하량에 다음 요소를 더한 것으로 계산한다.

- 거래 주기별 회전 예비 용량

- 거래 주기별 주파수 조정 용량

- 장려 전력량 요소(거래 주기별 시스템 부하량의 3%)

b) 발전업체들의 계획 가격 제안서와 다목적 전략 수력발전소의 공표 생산량을 무제약 계획 방법으로 정렬하여 전체 전력량이 조정 부하량에 도달할 때까지 계속 정렬한다. 거래 주기별 주파수 조정 용량과 회전 예비 용량은 제안 가격이 0원/kWh로 설정된다.

2. 거래 주기별 발전기의 결제 전력량은 해당 발전기의 계획 전력량으로 산정된다.

3. 일 D 다음 날 오전 9시까지 시스템 운영 기관과 전력시장은 각 거래 주기별 발전기의 결제 전력량을 공표해야 한다.

조 65. 시장 전력 가격 및 용량 보상금 산정

1. 시장 개입 시간이 24시간 미만인 경우:

a) 전력 시스템 운용기관과 전력시장은 제63조에서 정한 바에 따라 시장 전력 가격을 결정하고, 제64조에서 정한 바에 따라 용량 보상금을 산정함;

b) 발전기의 제출가격이 유효하지 않은 경우, 전력 시스템 운용기관과 전력시장은 계약 시간별 생산량에 대한 최저가격과 제출가격 상한선을 적용하여 해당 거래 주기의 전력 가격 계산 일정과 용량 일정을 작성함.

2. 시장 개입 시간이 24시간 이상인 경우, 전력 시스템 운용기관과 전력시장은 시장 개입 기간 동안의 시장 전력 가격 및 용량 보상금 산정 책임이 없음.

목 3
직접 거래 발전소에 대한 지불

조 66. 전력시장 내 결제를 위한 전력 생산량

1. 전력 시스템 운용기관과 전력시장은 거래 주기 동안 전력시장 내 결제를 위한 발전소의 전력 생산량을 계산하며, 이는 다음과 같이 구성됨:

a) 발전소의 제출가격이 시장 가격 상한선보다 높은 발전소에 대한 제출가격으로 결제되는 전력 생산량(Qbp);

b) 추가 전력 생산량(Qcon);

c) 시장 전력 가격으로 결제되는 전력 생산량(Qsmp).

2. 거래 주기 동안 발전소의 제출가격이 시장 가격 상한선보다 높은 발전소에 대한 제출가격으로 결제되는 전력 생산량은 다음과 같이 산정됨:

a) 거래 주기 i에서 시장 가격 상한선보다 높은 제출가격을 가진 발전기 중 시장 가격 계산 일정에 포함된 발전기와 그 측정 위치를 확인함;

b) 각 측정 위치에서 거래 주기 i 동안 제출가격으로 결제되는 전력 생산량은 다음 공식을 사용하여 계산됨:

          만약

                                                      만약

여기서:

i: 거래 주기 i;

j: 발전소의 측정 위치 j(점 a 항에서 확인됨);

: 거래 주기 i 동안 측정 위치 j에서 제출가격으로 결제되는 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 측정 위치 j에서 측정된 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 측정 위치 j에 연결된 발전기 중 시장 가격 상한선보다 낮거나 같은 제출가격을 가진 발전기의 용량에 해당하는 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 측정 위치 j에 연결된 발전기 중 시장 가격 상한선보다 높은 제출가격을 가진 발전기 중 시장 가격 계산 일정에 포함된 발전기의 용량에 해당하는 전력 생산량(kWh).

c) 발전소의 거래 주기 i 동안 제출가격으로 결제되는 전력 생산량은 다음 공식을 사용하여 계산됨:

여기서:

j: 발전소의 측정 위치 j(점 a 항에서 확인됨);

J: 거래 주기 i 동안 시장 가격 계산 일정에 포함된 발전기의 측정 위치 수;

: 거래 주기 i 동안 발전소의 제출가격으로 결제되는 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 측정 위치 j에서 제출가격으로 결제되는 전력 생산량(kWh).

3. 거래 주기 동안 발전소의 추가 전력 생산량은 다음 절차로 산정됨:

a) 거래 주기 동안 전송 제약 또는 다른 제약으로 인해 추가 발전한 발전기를 확인함;

b) 거래 주기 동안 발전기의 추가 전력 생산량은 다음 공식을 사용하여 계산됨:

- 발전기가 거래 주기 동안 시간별 발전 계획에 따르지 않고 발전 용량을 증가시키는 경우:

- 발전기가 거래 주기 동안 시간별 발전 계획에 따르는 경우:

여기서:

: 거래 주기 i 동안 발전기의 추가 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 발전기의 발전 용량(발전소 운영기관의 지시에 따른 kW);

 : 거래 주기 i 동안 시장 전력 가격 계산 일정에 포함된 발전기의 발전 용량(kW);

: 거래 주기 i 동안 시간별 발전 계획에 따른 발전기의 발전 용량(kW);

: 거래 주기 i 동안 발전소 운영기관의 지시에 따라 발전 용량을 증가시켜야 하는 시간(분).

c) 거래 주기 동안 발전기의 추가 전력 생산량  는 발전기의 헤드측에서 측정 위치로 변환하여 산정함. d) 거래 주기 i 동안 발전소의 추가 전력 생산량은 다음 공식을 사용하여 계산됨:

: 거래 주기 i 동안 발전소의 전체 추가 전력 생산량(kWh);

여기서:

g: 거래 주기 i 동안 발전소의 추가 발전기;

G: 거래 주기 i 동안 발전소의 전체 추가 발전기 수;

: 거래 주기 i 동안 발전기 g의 추가 전력 생산량(kWh).

4. 거래 주기 i 동안 발전소의 시장 전력 가격으로 결제되는 전력 생산량은 다음 공식을 사용하여 산정됨:

: 거래 주기 i 동안 발전소의 시장 전력 가격으로 결제되는 전력 생산량(kWh);

여기서:

: 거래 주기 i 동안 발전소의 측정된 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 발전소의 제출가격으로 결제되는 전력 생산량(kWh);

: 거래 주기 i 동안 발전소의 추가 전력 생산량(kWh).

: 거래 주기 i 동안 발전소가 추가로 생산한 전력량(kWh)

조 67. 시장 전력량 결제

1. 발전 시스템 운영 단위 및 전력 시장 운영 단위는 전력 시장에서 발전소에 대한 주기별 전력량 결제 총액을 계산할 책임이 있으며, 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

Rg: 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 전력량 결제 총액(원);

Rsmp: 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 가격에 따른 전력량 결제 금액(원);

Rbp: 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 제안가격이 시장 상한가를 초과하는 발전소에 대한 전력량 결제 금액(원);

: 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 추가 발전 전력량 결제 금액(원).

2. 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 가격에 따른 전력량 결제 금액은 다음 절차에 따라 결정된다:

a) 거래 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 가격에 따른 전력량 결제 금액(원);

SMP_{cất, hạ cánh} : 주기별 거래 주기 i에서 전력 시장 가격(원/kWh);

: 주기별 거래 주기 i에서 가격에 따른 전력량 결제 전력량(kWh).

b) 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

: 주기별 발전소에 대한 가격에 따른 전력량 결제 금액(원);

i: 주기별 거래 주기 i;

I: 주기별 거래 주기 수;

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 가격에 따른 전력량 결제 금액(원).

3. 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 제안가격이 시장 상한가를 초과하는 발전소에 대한 전력량 결제 금액은 다음 절차에 따라 결정된다:

a) 거래 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

- 발전소의 측정 전력량이 계약 가격에 따른 전력량보다 크거나 같을 경우:

여기서:

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 상한가를 초과한 제안가격 전력량 결제 금액(원);

j: 발전소의 제안가격 목록에서 시장 상한가를 초과하는 제안가격 대역 j;

J: 발전소의 제안가격 목록에서 시장 상한가를 초과하는 제안가격 대역 수;

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소 g의 제안가격 목록에서 제안가격 대역 j에 해당하는 제안가격(원/kWh);

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소의 제안가격 목록에서 가장 높은 제안가격(원/kWh);

: 제안가격  에 해당하는 발전소의 제안가격 목록에서 호출된 발전소의 총 발전량(단위 변환 후 kWh);

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소의 제안가격이 시장 상한가를 초과하는 전력량 총량(kWh).

- 발전소의 측정 전력량이 계약 가격에 따른 전력량보다 작을 경우:

여기서:

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 상한가를 초과한 제안가격 전력량 결제 금액(원);

SMP_{cất, hạ cánh}: 주기별 거래 주기 i에서 전력 시장 가격(원/kWh);

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소의 제안가격이 시장 상한가를 초과하는 전력량 총량(kWh).

b) 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

 : 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 상한가를 초과한 제안가격 전력량 결제 금액(원);

i: 발전소가 상한가를 초과하는 제안가격으로 호출된 주기별 거래 주기 i;

I: 발전소가 상한가를 초과하는 제안가격으로 호출된 주기별 거래 주기 수;

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 상한가를 초과한 제안가격 전력량 결제 금액(원).

4. 주기별 거래 주기에서 발전소에 대한 추가 발전 전력량 결제 금액은 다음 절차에 따라 결정된다:

a) 거래 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 추가 발전 전력량 결제 금액(원);

G: 거래 주기 i 동안 발전소의 전체 추가 발전기 수;

: 거래 주기 i 동안 발전기 g의 추가 전력 생산량(kWh).

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소 g의 추가 발전 전력량(kWh);

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소 g의 추가 발전 전력량에 해당하는 제안가격(원/kWh).

b) 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

: 주기별 전력 시장에서 발전소에 대한 추가 발전 전력량 결제 금액(원);

i: 주기별 거래 주기에서 발전소가 발전 조정 명령에 따라 추가 발전해야 하는 주기별 거래 주기 i;

I: 주기별 거래 주기에서 발전소가 발전 조정 명령에 따라 추가 발전해야 하는 주기별 거래 주기 수;

: 주기별 거래 주기 i에서 발전소에 대한 추가 발전 전력량 결제 금액(원).

조 68. 시장 용량 결제

전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관은 전력 발전소에 대한 시장 용량 결제 금액을 결제 주기별로 다음 절차에 따라 계산할 책임이 있다.

1. 각 거래 주기별로 다음 공식을 사용하여 계산한다:

여기서:

: 거래 주기 i에서 전력 발전소에 대한 용량 결제 금액(원);

g: 거래 주기 i에서 용량 가격으로 결제되는 발전소의 발전기;

G: 거래 주기 i에서 용량 가격으로 결제되는 발전소의 발전기 총 수;

: 거래 주기 i에서의 시장 용량 가격(원/千瓦);

: 거래 주기 i에서 발전기 g의 결제 용량(千瓦).

2. 결제 주기별로 다음 공식을 사용하여 계산한다:

여기서:

: 결제 주기에서 전력 발전소에 대한 용량 결제 금액(원);

i: 주기별 거래 주기 i;

I: 결제 주기에서의 거래 주기 총 수;

: 거래 주기 i에서 전력 발전소에 대한 용량 결제 금액(원).

조 69. 차액 계약 결제 금액

전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관이 공표한 전력 가격과 용량 가격에 근거하여 전력 발전 기관은 결제 주기별로 다음 절차에 따라 차액 계약 결제 금액을 계산할 책임이 있다.

1. 각 거래 주기별로 다음 공식을 사용하여 계산한다:

여기서:

: 거래 주기 i에서의 차액 결제 금액(원);

: 거래 주기 i에서 계약 가격으로 결제된 전력 생산량(kWh);

P­_본: 차액 계약 가격(원/kWh);

SMP_{cất, hạ cánh}: 주기별 거래 주기 i에서 전력 시장 가격(원/kWh);

CAN_{cất, hạ cánh}: 거래 주기 i에서의 시장 용량 가격(원/kWh).

2. 결제 주기별로 다음 공식을 사용하여 계산한다:

여기서:

Rc: 결제 주기에서의 차액 결제 금액(원);

i: 결제 주기에서의 거래 주기 i;

I: 주기별 거래 주기 수;

: 거래 주기 i에서의 차액 결제 금액(원).

조 70. 전력 시장 개입 시 결제

1. 시장 개입 시간이 24시간 미만인 경우, 전력 발전 기관은 이 통지의 조 67, 조 68 및 조 69에 따른 결제 금액을 시장 전력 가격과 결제 용량에 따라 받는다.

2. 시장 개입 시간이 24시간 이상인 경우, 전력 발전 기관은 모든 측정 전력 생산량에 대한 계약 가격으로 결제받는다.

조 71. 전력 시장 중단 시 결제

전력 시장 중단 기간 동안, 전력 발전 기관은 모든 측정 전력 생산량에 대한 계약 가격으로 결제받는다.

절 4
보조 서비스 결제 및 기타 결제

조 72. 회전 예비 서비스 기회 비용 결제

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 기관은 전력 발전 기관이 제공하는 회전 예비 서비스에 대한 결제 주기별 기회 비용을 다음 절차에 따라 계산할 책임이 있다.

a) 거래 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

: 거래 주기 i에서 전력 발전 기관에 대한 기회 비용 결제 금액(원);

g: 거래 주기 i에서 전력 발전 기관이 제공하는 회전 예비 서비스를 제공하는 발전기;

G: 거래 주기 i에서 전력 발전 기관이 제공하는 회전 예비 서비스를 제공하는 발전기 총 수;

: 거래 주기 i에서 발전기 g가 제공하는 예비 용량 계획(千瓦时);

: 거래 주기 i에서 발전기 g의 기회 비용(원/千瓦时). 기회 비용은 다음과 같이 계산된다:

여기서:

: 거래 주기 i의 날짜 D에서의 시장 전력 가격(원/千瓦时);

: 회전 예비 서비스를 제공하는 용량 범위에 해당하는 최고 입찰 가격(원/千瓦时).

b) 주기별로 다음 공식에 따라 계산한다:

여기서:

: 결제 주기에서의 기회 비용 결제 금액(원);

i: 결제 주기에서 전력 발전 기관이 회전 예비 서비스를 제공하는 거래 주기 i;

I: 결제 주기에서 전력 발전 기관이 회전 예비 서비스를 제공하는 거래 주기 총 수;

: 거래 주기 i에서의 기회 비용 결제 금액(원).

2. 기회 비용은 회전 예비 서비스를 제공하는 화력 발전기에게만 결제된다.

조 73. 긴급 재가동 예비 서비스, 냉각 예비 서비스, 시스템 안전 제약에 의한 발전 서비스에 대한 지불

긴급 재가동 예비 서비스, 냉각 예비 서비스, 시스템 안전 제약에 의한 발전 서비스를 제공하는 단위는 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장과 체결한 보조 서비스 공급 계약에 따라 지불을 받는다.

조 74. 다목적 전략 수력발전소에 대한 지불

다목적 전략 수력발전소에 대한 지불은 전력 구매 단일 사업자와 체결된 전력 매입 계약에 따라 이루어진다.

조 75. 기타 지불

1. 무효 전력을 발전하기 위해 전압 조정을 목적으로 하는 발전기로 구성된 발전 단위는 전력망으로부터 받은 전력량에 대해 다음 각 호의 방법으로 지불을 받는다:

가. 전력 시장에서 입찰한 발전기의 경우, 전력 시장 가격에 따라 지불을 받는다.

나. 전력 시장에서 입찰하지 않은 발전기의 경우, 전력 매입 계약에 따른 가격에 따라 지불을 받는다.

2. 제52조 제3항 제다호 및 제이호에 따라 중단을 강제받은 화력발전기는 전력 구매 단일 사업자와 발전 단위 사이에서 합의한 시작 비용에 따라 시작 비용을 지불받는다.

3. 제61조 제2항에 따라 전력량 측정 관리 단위가 제공한 월별 측정 전력량이 제61조 제1항에 따라 전력량 측정 관리 단위가 제공한 해당 월의 일별 측정 전력량과 차이가 있는 경우, 그 차이 전력량은 전력 구매 단일 사업자와 발전 단위 사이에서 체결된 전력 매입 계약 가격에 따라 지불을 받는다.

절 5
지불 절차 및 절차

조 76. 전력 시장 지불 계산을 위한 데이터

D+2일 오전 9시까지, 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 각 발전소에 대한 지불 계산을 위한 데이터를 전력 구매 단일 사업자와 발전 단위에게 제공하기 위해 이 통지의 부록 6에 따른 규정에 따라 데이터를 종합하고 제공해야 한다.

조 77. 거래일에 대한 전력 시장 지불 명세서

1. D+4일 이전, 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 거래일에 대한 전력 시장 지불 명세서 초안을 전력 구매 단일 사업자와 발전 단위에게 제공하기 위해 이 통지의 부록 4에 따른 양식에 따라 명세서를 작성하고 제공해야 한다.

2. D+6일 이전, 직접 거래를 수행하는 발전 단위와 전력 구매 단일 사업자는 명세서 초안에 대한 오류를 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장에 통보해야 한다(있을 경우).

3. D+6일, 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 거래일에 대한 완전한 전력 시장 지불 명세서를 전력 구매 단일 사업자와 발전 단위에게 제공하기 위해 명세서를 작성하고 제공해야 한다.

조 78. 지불 주기별 전력 시장 지불 명세서

1. 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 지불 주기 내 모든 거래일에 대한 지불 데이터를 종합하고, 전력량 측정 관리 단위가 제공한 전력량 측정 데이터와 대조해야 한다.

2. 지불 주기의 마지막 거래일로부터 10일 이내, 전력 시스템 운영 단위와 전력 시장은 지불 주기별 전력 시장 지불 명세서를 작성하고 배포해야 한다.

3. 지불 주기별 전력 시장 지불 명세서는 각 거래일에 대한 지불 명세서와 이 통지의 부록 5에 따른 양식에 따라 작성된 종합 명세서, 그리고 지표계 수치 확인서와 전력 생산량 확인서를 포함한다.

조 79. 전력 결제 서류

1. 발전 단위는 직접 거래를 하는 경우 전력 시장 결제 명세표에 근거하여 전력 구매 단일 기관에 전력 시장 결제 증빙서류를 작성하고 제출한다.

2. 발전 단위는 전력 구매 단일 기관과 체결한 전력 매매 계약의 규정에 따라 계약 결제 증빙서류를 작성하고 전력 구매 단일 기관에 제출한다.

3. 매월 20일 이전까지 발전 단위는 전력 구매 단일 기관에 결제 영수증을 작성하고 제출한다. 결제 영수증은 결제 주기 내의 전력 시장 결제와 계약 결제 항목을 포함한다.

조 80. 보조 서비스 공급 계약 결제 서류

발전 단위는 발전 단위와 전력 시스템 및 시장 운영 기관 사이의 보조 서비스 공급 계약에 따라 보조 서비스 결제 서류를 작성해야 한다.

조 81. 영수증 수정

1. 영수증에 오류가 있는 경우 발전 단위 또는 전력 구매 단일 기관은 영수증 발행일로부터 한 달 이내에 영수증 수정을 요청할 수 있다. 관련 당사자는 수정 결제 항목을 확인하고 합의해야 한다.

2. 발전 단위는 다음 결제 주기의 영수증에 수정 결제 항목을 추가해야 한다.

조 82. 결제

1. 매월 말일까지 최종적으로 전력 구매 단일 기관과 전력 시스템 및 시장 운영 기관은 발전 단위의 영수증에 따른 결제를 수행해야 한다.

2. 발전 단위와 전력 구매 단일 기관은 이 시행규칙 및 관련 규정에 따른 전력 시장 결제 방식을 합의해야 한다.

조 83. 결제 오류 처리

결제 금액이 영수증보다 많거나 적은 경우 관련 기관은 전력 매매 계약 또는 보조 서비스 공급 계약에서 정한 규정에 따라 오류를 처리해야 한다.

장 7
전력 시장 활동을 위한 소프트웨어

조 84. 전력 시장 활동을 위한 소프트웨어

1. 전력 시장 활동을 위한 소프트웨어는 다음과 같다:

a) 시장 모델링 프로그램;

b) 수치 가치 계산 프로그램;

c) 발전 계획 및 조정 프로그램;

d) 결제 계산 프로그램;

e) 다른 시장 활동 지원 프로그램.

2. 전력 시스템 및 시장 운영 기관은 시장 활동을 위한 소프트웨어를 개발, 발전 및 운영하는 책임이 있다.

조 85. 전력 시장 활동을 위한 소프트웨어 요구사항

1. 전력 시스템 및 시장 운영 기관이 설정한 표준을 충족하며 정확성, 신뢰성, 보안성을 확보해야 한다.

2. 기술 지침 및 운영 절차가 포함되어야 한다.

조 86. 전력 시장 활동을 위한 소프트웨어 개발 및 발전

1. 전력 시장 활동을 위한 소프트웨어는 이 시행규칙 및 시장 운영 절차에서 정한 계산 및 거래를 지원하기 위해 개발 및 발전되어야 한다.

2. 전력 시스템 및 시장 운영 기관은

a) 전력 시장 활동을 위한 소프트웨어에 대한 표준을 설정한다;

b) 해당 소프트웨어가 이 조항 a 호에서 정한 표준을 충족하는지 검토하고 승인하기 전에 검사한다;

c) 해당 소프트웨어의 목록, 알고리즘 및 사용 절차를 공개한다.

조 87. 소프트웨어 감사

1. 시장용 소프트웨어는 다음 사항에서 감사를 받아야 한다.

가. 정식으로 전력시장을 운영하기 전에;

나. 새로운 소프트웨어를 사용하기 전에;

다. 계산에 영향을 미치는 수정 또는 업그레이드 후;

라. 정기적인 감사.

2. 소프트웨어 감사는 독립 감사 기관이 수행한다. 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위는 독립 감사 기관을 제안하고 전력시장 규제국의 승인을 받도록 해야 한다.

장 VIII
전력시장 정보 시스템
및 정보 공개 규정

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
전력시장 정보 시스템

조 88. 전력시장 정보 시스템 구조

전력시장 정보 시스템은 다음 기본 구성 요소로 이루어져 있다.

1. 전력시장 관리와 정보 교환을 위한 하드웨어 및 소프트웨어 시스템.

2. 데이터베이스 및 저장 시스템.

3. 전력시장을 위한 전자 정보 게이트웨이, 내부 전자 정보 웹사이트와 공공 전자 정보 웹사이트를 포함한다.

조 89. 전력시장 정보 시스템의 관리 및 운영

1. 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위는 전력시장 정보 시스템을 설계, 관리 및 운영하는 책임이 있다.

2. 전력시장 참여 단위는 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위가 요구하는 기술 요구사항을 충족시키기 위해 관리 범위 내에서 장비를 투자하고, 전력시장 정보 시스템과 연결해야 한다.

3. 전력량 측정 데이터 관리 단위는 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위의 전력시장 정보 시스템과 전력시장 참여 단위의 장비 사이의 네트워크 연결을 개발, 관리 및 운영하는 책임이 있다.

4. 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위는 전력시장 정보 시스템을 운영하거나 변경하기 전에 완전한 검수를 거쳐 전력시장 규제국의 승인을 받아야 한다.

5. 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위는 전력시장 정보 시스템의 정보 수집, 전송 및 공표를 보장하기 위해 시스템에 대한 예비 장비를 제공해야 한다.

절 2
전력시장 정보 관리 및 공표

조 90. 전력시장 정보 제공 및 공표

1. 발전 단위, 유일한 구매 단위, 송전 단위 및 전력량 측정 데이터 관리 단위는 이 시행규칙에서 정한 바에 따라 전력시장 정보 시스템의 전자 정보 게이트웨이를 통해 전력운영 계획, 발전 일정 및 결산 계산을 위한 정보 및 데이터를 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위에게 제공해야 한다.

2. 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위는 이 시행규칙에서 정한 바에 따라 전력시장 정보 시스템의 전자 정보 게이트웨이를 통해 전력시장 참여 단위에게 정보, 데이터 및 운영 보고서를 제공하고 공표해야 한다.

2. 정보 접근 권한 수준은 각 단위의 역할에 따라 결정되며, 전력시장 정보 시스템 운영 및 정보 공표 절차에서 규정된다.

3. 전력시스템 및 전력시장을 운영하는 단위는 다음 정보를 공공 전자 정보 웹사이트에 공개해야 한다.

가. 전력시장 참여 단위 정보;

나. 시스템 부하 데이터;

다. 시장 가격 통계 데이터;

라. 전력시장 정보 시스템 운영 및 정보 공표 절차에서 규정된 다른 정보.

조 91. 전력시장 정보의 정확성 보장 책임

1. 전력시장 참여자는 제공 시점에서 전력시장 정보의 정확성과 완전성을 보장할 책임이 있다.

2. 제공된 정보가 정확하지 않거나 완전하지 않은 경우를 발견한 때에는 전력시장 참여자는 관련 단위에 정확한 정보를 재공급하고 수정해야 한다.

조 92. 전력시장 정보의 비밀 유지

1. 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 전력시장 참여자가 제공한 정보를 공개해서는 안 되며, 이는 다음을 포함한다:

가) 전력매매 계약 정보

나) 거래일 종료 전 발전소의 제안 가격

다) 권한 외 정보

2. 전력시장 참여자는 권한 내에서만 제공하고 공개할 수 있는 정보를 공개해서는 안 된다.

조 93. 정보 비밀 유지 면제 사유

1. 전력 규제청 또는 법령에 따라 권한을 가진 기관의 요청에 따라 정보를 제공하는 경우

2. 전력시장에서 공개된 정보를 분석하거나 종합하여 얻은 정보로서 다른 전력시장 참여자가 제공한 정보가 아닌 경우

조 94. 전력시장 정보의 보관

전력시스템 및 전력시장 운영기관은 전력시장 정보 교환 활동을 전력시장 정보 시스템을 통해 수행한 모든 내용을 보관해야 하며, 정보 보관 기간은 최소 5년 이상이다.

목 3
전력시장 운용 보고

조 95. 전력시장 운용 정보 공개

전력시스템 및 전력시장 운영기관은 정보 시스템 전력시장 운용 절차에 따른 정기적인 전력시장 운용 정보 보고서 작성 및 공개를 책임진다.

1. 매일 오전 15시까지 전날의 전력시장 운용 보고서를 작성하고 공개한다.

2. 매 주 화요일까지 지난 주의 전력시장 운용 보고서를 작성하고 공개한다.

3. 매월 10일까지 지난 달의 전력시장 운용 보고서를 작성하고 공개한다.

4. 매년 1월 31일까지 지난 해의 전력시장 운용 보고서를 작성하고 공개한다.

조 96. 전력시장 운용 보고 제도

1. 매월 10일까지 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 전력 규제청에 전력시스템 및 전력시장의 지난 달 운용 보고서를 전력 규제청이 지정한 양식으로 제출해야 한다.

2. 매년 1월 31일까지 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 전력 규제청에 전력시스템 및 전력시장의 지난 해 운용 보고서를 전력 규제청이 지정한 양식으로 제출해야 한다.

3. 시장 개입이 종료된 후 24시간 이내에 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 전력 규제청에 시장 개입 상황을 보고해야 한다.

4. 전력시스템 및 전력시장 운영기관은 전력 규제청의 요청에 따라 전력시스템 및 전력시장의 운용 상황을 즉시 보고해야 한다.

조 97. 전력 시장의 수치 및 준수 검사

1. 정기 검사

매년 3월 31일 이전에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 전력 시장에서의 직전 연도의 수치 및 준수 사항 검사를 실시하고 완료해야 한다. 연간 검사 내용은 다음과 같다.

a) 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 전력 시장에서 수행한 계산 수치와 계산 과정을 검사한다. 이는 다음을 포함한다.

- 전력 시장에서 계산 과정을 위한 수치;

- 계산 단계;

- 계산 결과.

b) 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 본 통지에서 규정된 절차와 절차를 준수했는지 검사한다.

2. 즉시 검사

전력 규제청은 다음 경우에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체에게 즉시 검사를 실시하도록 요구할 수 있다.

a) 전력 시장 운영 중 이상 징후가 발견되었을 때;

b) 전력 시장 참여자가 요청한 경우. 절차는 다음과 같다.

- 전력 시장 참여자는 전력 규제청에 검사 요청을 명확히 하여 제출해야 한다.

- 전력 규제청은 요청을 받은 날로부터 30일 이내에 검사 요청을 승인하거나 불승인하며, 승인된 경우 검사 범위를 명시하거나 불승인 이유를 명시해야 한다.

3. 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 전력 시장 검사에 적격한 독립 검사 기관을 제안하여 전력 규제청에 통보해야 한다.

4. 전력 시장 참여자는 검사 진행 과정에서 충분히 협력해야 한다.

5. 검사 비용

a) 조항 1 및 조항 2 a)에 따른 검사 비용은 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체가 부담한다;

b) 조항 2 b)에 따른 검사 비용은 검사 요청 주체가 부담한다.

6. 검사 종료 후 10일 이내에 전력 시스템 및 전력 시장 운영 주체는 검사 보고서를 전력 규제청과 관련 주체에게 제출해야 한다.

장 IX
분쟁 해결 및 위반 처리

파견, 조정, 임기 연장, 철수 절차
분쟁 해결

조 98. 전력 시장 내 분쟁 처리 절차

1. 전력 시장에서 발생하는 분쟁은 산업통상자원부가 발행한 전력 활동 분쟁 처리 절차 규정에 따라 처리된다.

2. 조항 1에 따른 분쟁 처리를 시작하기 전에 당사자는 다음 방법 중 하나로 60일 동안 협상을 통해 자발적으로 해결해야 한다.

a) 직접 조정;

b) 중재자를 통한 조정. 당사자는 전문가를 초빙하거나 전력 규제청에 중재자를 요청할 수 있다.

조 99. 조정 과정에서 당사자의 책임

1. 조정 방식, 시간, 장소에 대한 합의.

2. 분쟁과 관련된 필요한 정보 및 문서를 충분히, 진실하게, 정확하게 제공.

3. 합법적인 증거를 제시하여 권리를 보호하고 합법적인 이익을 주장.

4. 협상 과정에 성의 있고 협력적으로 참여.

5. 조정 과정에서 시장 규정 위반 징후가 발견되면 발견한 당사자는 다른 당사자에게 알리고 조정을 중단하고 전력 규제청에 보고해야 한다.

조 100. 분쟁 통보 및 협상 준비

1. 분쟁이 발생한 경우, 고소인은 분쟁 내용과 그 해결을 요구하는 서면 통지를 고소 당사자에게 보내고 전력 조정국에 1부를 제출하여 보고해야 한다.

2. 통지를 받은 날로부터 15일 이내에 각 당사자는 조정 방식, 해결할 내용, 협상 시간 및 장소에 대해 상호 합의해야 한다. 중재자를 통한 조정 방식을 선택한 경우, 각 당사자는 중재자를 선정하고 중재자의 역할에 대해 합의해야 하며, 중재자 변경에 대한 합의는 예정된 중재 시점 이전에 이루어질 수 있다.

조 101. 조정 실시

1. 직접 조정

각 당사자는 해결할 내용에 대해 교환 및 합의해야 한다.

2. 중재자를 통한 조정

가) 각 당사자는 중재자를 선정하고 중재자의 역할에 대해 합의해야 한다;

나) 각 당사자는 중재자에게 분쟁 내용, 관련 정보 및 증거, 그리고 각 당사자의 해결 요구사항을 제공해야 한다;

다) 각 당사자는 중재자가 제안한 해결 방안에 동의하거나 수정 또는 보완을 요청하거나 새로운 해결 방안을 합의할 수 있다.

조 102. 조정 기록

1. 조정이 종료되거나 조정 기간이 만료된 후, 각 당사자는 다음 사항을 포함한 조정 기록을 작성해야 한다:

가) 조정 진행 시간 및 장소;

나) 조정 참여 당사자의 이름 및 주소;

다) 분쟁 내용 요약;

라) 각 당사자의 요구사항;

마) 당사자들이 합의한 내용;

바) 합의되지 않은 내용 및 합의되지 않은 이유.

2. 조정 기록을 작성한 날로부터 5일 이내에 각 당사자는 전력 조정국에 1부를 제출하여 보고해야 한다.

조 103. 전력 조정국에서의 분쟁 해결

1. 각 당사자는 다음 사항에서 전력 조정국에 분쟁을 제기할 권리가 있다:

가) 조정 기간이 만료되었음에도 불구하고 조정이 성공하지 않았거나 한 당사자가 조정에 참여하지 않아 조정이 불가능한 경우 (제98조 제2항);

나) 한 당사자가 조정 기록에 명시된 내용을 이행하지 않은 경우.

2. 분쟁 해결 신청서(소송서)를 접수한 후, 전력 조정국은 산업통상자원부가 발행한 전력 활동 분쟁 처리 절차 및 방법에 따라 분쟁을 해결해야 한다.

절 2
위반행위 처리

조 104. 위반 발견 및 보고

1. 전력 시장에서 발견된 위반 행위는 서면으로 전력 조정국에 보고해야 한다.

2. 위반 행위 보고 내용은 다음과 같아야 한다:

가) 보고 단체의 이름 및 주소;

나) 위반 행위를 한 단체의 이름 및 주소;

다) 위반 행위;

라) 위반 행위 발생 일시;

마) 위반 행위를 발견한 이유.

조 105. 위반행위의 검사 및 확인

1. 위반행위에 대한 신고를 받은 날로부터 5(오)일 이내에 전력규제위원회는 검사 및 확인을 조직해야 한다.

2. 위반행위의 검사 및 확인 과정에서 전력규제위원회는 다음 권한을 가진다:

a) 위반 징후가 있는 단위와 관련된 단위에게 검사 및 확인 과정을 위해 필요한 정보 및 자료를 제공하도록 요구할 수 있다.

b) 위반 징후가 있는 단위에게 설명을 요구할 수 있다.

c) 전문가의 의견 또는 관련 기관 및 단위의 의견을 청구하거나 감정을 청구할 수 있다.

d) 위반 징후가 있는 단위와 위반 행위로 피해를 입은 단위를 소집하여 위반 행위의 해결 및 제거 방안에 대한 의견을 취할 수 있다.

3. 검사 및 확인 과정에서 전력규제위원회는 통합규칙에서 규정된 정보 보호 규정에 따라 제공된 정보 및 자료를 비밀로 유지해야 한다.

조 106. 법률 위반 기록 작성

1. 검사 및 확인을 시작한 날로부터 30(삼십)일 이내에 전력규제위원회는 검사 및 확인을 마치고 전기시장 운영 규정 위반 행위에 대한 법률 위반 기록을 작성해야 한다. 사건이 복잡한 경우 검사 및 확인 기간은 최대 60(육십)일까지 연장될 수 있으나, 검사 및 확인을 시작한 날로부터 60(육십)일을 초과하지 않아야 한다.

2. 법률 위반 기록은 전력 분야에서의 법률 위반에 대한 처벌 규정에 따라 작성된다.

3. 검사 및 확인 결과 신고된 행위가 전기시장 운영 규정 위반으로 판명되지 않는 경우, 전력규제위원회는 검사 및 확인을 중단하고 신고한 단체 또는 개인에게 통보한다.

조 107. 위반에 대한 처리 방법

1. 위반 단위는 해당 위반 행위에 대한 처리 방법 및 정도는 전력 분야에서의 법률 위반에 대한 처벌 규정에 따라 적용받아야 한다.

2. 제8조 제1항 통합규칙에서 정한 발전소의 위반 행위에 대해서는 제1항에서 정한 처벌 규정 외에도 전기시장 참여권을 정지당한다. 참여권 정지 기간은 위반의 성격 및 정도에 따라 결정되지만 6(육)개월을 넘지 않아야 한다.

조 108. 전기시장 참여권 정지 절차 및 절차

1. 제8조 제1항 통합규칙에서 정한 발전소의 위반 행위에 대해서는 위반 법률 기록이 작성된 날로부터 5(오)일 이내에 전력규제위원회는 발전소의 위반 행위에 대한 전기시장 참여권 정지를 결정하고 발전소 위반자와 전력시스템 및 전기시장 운영 단위에게 송부한다.

2. 전력시스템 및 전기시장 운영 단위는 전기시장 참여권 정지 결정을 받은 날로부터 1(일)일 이내에 발전소 위반자의 전기시장 참여권 정지 사항을 공표해야 한다.

3. 제107조 제2항 통합규칙에서 정한 기간이 만료되었음에도 불구하고 발전소가 위반을 제거하지 못한 경우, 전력규제위원회는 전기시장 참여권 정지 기간을 연장할 수 있다. 연장 기간은 정지 기간 종료일로부터 6(육)개월을 초과하지 않아야 한다.

장 10
조직 및 실행

조 109. 시행 조직

1. 전력 규제청은 이 고시의 시행을 공표하고 지도하며 점검 및 감독할 책임이 있다.

2. 베트남 전력그룹은 전력 시스템 운용 단위와 전력 시장에 대한 지시를 내릴 책임이 있으며 다음 사항을 포함하여 전기력 규제청이 발령하는 기술 절차를 작성하도록 한다.

a)  본 고시가 효력 발생한 날로부터 6개월 이내에 전력력 규제청이 발령하는 기술 절차를 작성한다. 이는 다음과 같은 내용을 포함한다:

- 연간, 월간 및 주간 운용 계획 수립 절차;

- 최적의 신설 발전소 선정 및 시장 용량 가격 산출 절차;

- 전력 시장 모의 절차;

- 수 가치 산출 절차;

- 화력 발전소 장비 분류 및 화력 발전소 최고 제안 가격 산출 절차;

- 발전 장비 동원 일정 작성 절차;

- 시장 정보 시스템 운영 및 정보 공표 절차.

b) 본 고시에서 요구되는 전력 시장 정보 시스템 및 전력 시장 지원 소프트웨어 구축, 설치 및 업그레이드에 투자한다.

3. 전력 시장 참여 단위는 본 고시에서 규정된 전력 시장 정보 시스템과 호환되는 정보 장비를 완비할 책임이 있다.

4. 전력 시장 참여 발전 단위는 경쟁 발전 시장에 적용되는 산업부가 발령한 표준 전력 구매 계약을 체결할 책임이 있다.

5. 본 고시의 시행 중 문제점이 발생하면 관련 단위는 전력력 규제청에 보고하여 연구하고 개선을 위한 제안을 하여 산업부에 본 고시의 수정 및 보완을 요청해야 한다.

조 110. 효력 발생

1. 본 고시는 2010년 6월 25일부터 효력을 갖는다.

2. 전력력 규제청장, 산업부 비서실장, 산업부 검찰총장, 산업부 각 부처장, 관련 부처장, 관련 단위 및 전력 시장 참여 단위는 본 고시를 시행할 책임이 있다./.