통지 제 24/2019/TT-BCT는 통지 제 45/2018/TT-BCT 2018년 11월 15일 및 통지 제 56/2014/TT-BCT 2014년 12월 19일 부총리 겸 산업 무역 장관이 발전 시장 경쟁 전력 소매 시장 운영에 관한 규정과 전력 생산 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 대한 일부 조항을 수정 보완하기 위한 것임.

           

시행규칙

일부 개정 및 보충 2018년 11월 15일 통상산업부 장관이 발포한 제45/2018/TT-BCT 호에 명시된 경쟁적 전력 소매 시장에 관한 규정과 2014년 12월 19일 통상산업부 장관이 발포한 제56/2014/TT-BCT 호에 명시된 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 관한 규정을 일부 개정 및 보충한다. , 운용
경쟁적 전력 소매 시장 운영에 관한 규정과 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 관한 규정을 일부 개정 및 보충한다.
통상산업부 장관은 제45/2018/TT-BCT 호에 명시된 경쟁적 전력 소매 시장 운영에 관한 규정과 제56/2014/TT-BCT 호에 명시된 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 관한 규정을 일부 개정 및 보충하기 위해 시행규칙을 발포한다.

 

2004년 12월 3일 전력법 및 2012년 11월 20일 전력법 일부 개정 법률에 근거함

정부가 2017년 8월 18일 제98/2017/NĐ-CP 호를 발행한 "통상공업부의 기능, 임무, 권한 및 조직 구조에 관한 규정"에 근거함

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,

통상산업부 장관은 제45/2018/TT-BCT 호에 명시된 경쟁적 전력 소매 시장 운영에 관한 규정과 제56/2014/TT-BCT 호에 명시된 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 관한 규정을 일부 개정 및 보충하기 위해 시행규칙을 발포한다.

조 1. 제45/2018/TT-BCT 호에 명시된 경쟁적 전력 소매 시장 운영에 관한 규정과 제56/2014/TT-BCT 호에 명시된 발전 가격 결정 방법 및 전력 구매 계약 검사 절차에 관한 규정을 일부 개정 및 보충한다.

1. 제3조 제13항을 다음과 같이 개정한다:

“13. 보조 서비스 주파수 조정 보조 서비스, 급속 재가동 서비스, 시스템 안전을 보장하기 위한 발전 준비 서비스, 전압 조정 서비스 및 블랙스타트 서비스를 말한다.”

2. 제3조 제14항을 다음과 같이 개정한다:

“14. 주파수 조정 보조 서비스 주파수 조정 보조 서비스를 수행하는 보조 서비스로서 전력망 규칙에 따라 전력망 관리 기관이 발포한 규정에 따른다.”

3. 제7조를 다음과 같이 개정한다:

“제7조. 전력 시장 참여 등록

1. 발전 단위에 대한 경우

a) 발전 단위는 다음의 요건을 충족할 때 전력 시장에 참여할 수 있다:

- 유효한 전력 사업 활동 허가증;

- 이 시행규칙 제4조 제5항에 따라 시스템 인증을 완료하고 운영을 시작한 시스템;

- 발전소의 상업 운영 날짜를 공식적으로 인정받은 전력 구매 계약 서명;

- 단계별 수력 발전소 그룹을 대표하는 발전 단위의 경우 그룹 내 각 발전소의 가격 제안 단위에 대한 합의.

b) 이 시행규칙 제6조에 따라 전력 시장에 참여해야 하는 최종 날짜로부터 7일 이내에 발전 단위는 각 발전소에 대한 전력 시장 참여 등록 신청서 1부를 전력 시스템 및 시장 운영 단위에게 전자 메일로 제출해야 한다. 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 발전 단위의 등록 신청서 구성 요소에 대해 지침을 제공해야 한다.

2. 전력 소매 단위에 대한 경우

a) 전력 소매 단위는 다음의 요건을 충족할 때 전력 시장에 참여할 수 있다:

- 유효한 전력 사업 활동 허가증;

- 해당 단위의 경계 측정 지점에서 전력량 측정에 대한 규정 준수;

- 내부 시장 전력 시스템 연결 정보 네트워크와 원격 측정 데이터 수집 시스템, 경계 측정 지점에서의 측정 데이터 수집 시스템, 전자 서명 시스템에 대한 인증을 완료하고 운영을 시작한 시스템.

b) 이 시행규칙 제6조 제2항 제b호에 따라 전력 시장에 참여해야 하는 최종 날짜로부터 7일 이내에 전력 소매 단위는 전력 시스템 및 시장 운영 단위에게 전자 메일로 전력 시장 참여 등록 신청서 1부를 제출해야 한다. 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 전력 소매 단위의 등록 신청서 구성 요소에 대해 지침을 제공해야 한다.”

4. 제16조를 다음과 같이 개정한다:

“제16조. 계약 생산량 결정

1. 일반 규정

a) 발전 단위와 전력 구매 단위는 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율을 계약서에 명시하며, 이는 이 항 제b호에 명시된 범위 내에서 결정된다 또는 연간 계약 생산량(또는 다년 계약 기간 중 각 년도의 계약 생산량);

계약서에 명시된 연간 계약 생산량을 기준으로 발전 단위와 전력 구매 단위는 각 달의 계약 생산량을 계산하고 합의한다. 만약 당사자가 달의 계약 생산량에 대해 합의하지 못하면, 전력 시스템 및 시장 운영 단위는 이 시행규칙에 따라 달의 계약 생산량을 계산한다.

b) 계약 가격으로 지불되는 전력 생산량 비율은 100%를 초과하지 않으며 60% 미만을 초과하지 않아야 한다;

c) 연료 소비량에 대한 의무가 있으며 정부 관리 기관의 승인을 받은 발전소: 발전 단위와 전력 구매 단위는 연간 계약 생산량에 대해 합의해야 하며, 이는 연간 연료 소비량에 해당하는 전력 생산량보다 적어도 같거나 많아야 하며 발전소의 이용 가능성을 고려해야 한다.

2. 베트남 전력그룹(Vietnam Electricity Group)과 계약을 체결한 발전소에 대한 경우

a) 연간 계약 생산량:

- 발전 단위와 베트남 전력그룹이 이 시행규칙 제1항 제a호에 따라 N+1년도의 전력 생산량 비율에 대해 합의했지만 연간 계약 생산량 및 N+1년도 각 달의 계약 생산량에 대해 합의하지 않은 경우: N년도 11월 15일 이전에 각 당사자는 전력 시스템 및 시장 운영 단위에게 이 시행규칙 제27조 제1항에 따라 N+1년도의 연간 계약 생산량을 계산하기 위한 데이터를 제공해야 한다;

- 단위 발전과 전력그룹이 연도 N+1의 계약 생산량에 대해 합의를 이루었으나(연도 N+1의 월별 계약 생산량에 대한 합의는 이루어지지 않은 경우) 제1항 제1호의 규정에 따라: 연도 N의 11월 15일 이전까지 각 단위는 이러한 데이터를 전력 시스템 운용 및 전력 시장에 제공하여 연도 N+1의 월별 계약 생산량을 계산하도록 함. 이는 본 통지 제27조 제2항의 규정에 따른다.

- 단위 발전과 전력그룹이 연도 N+1의 계약 가격에 따른 전력량 비율 및 연도 N+1의 계약 생산량을 제공하기 위한 합의를 이루지 못한 경우: 제5항의 규정에 따라 처리한다.

b) 월별 계약 생산량:

- 단위 발전과 전력그룹이 연도별 월별 계약 생산량에 대한 합의를 이루었을 경우(제1항 제1호의 규정에 따라): 연도 N의 11월 15일 이전까지 각 단위는 연도 N+1의 월별 계약 생산량을 전력 시스템 운용 및 전력 시장에 제공하여 거래 주기별 계약 생산량을 배분하도록 함. 이는 본 통지 제38조의 규정에 따른다. 연도 N+1 중 단위 발전과 전력그룹이 월 M의 계약 생산량 조정에 대한 합의를 이루었을 경우, 각 단위는 해당 조정된 계약 생산량을 전력 시스템 운용 및 전력 시장에 월 M-1의 20일 이전까지 제공해야 한다.

- 단위 발전과 전력그룹이 연도별 월별 계약 생산량에 대한 합의를 이루지 못한 경우: 제1항의 규정에 따른 연도 계약 생산량을 기준으로 전력 시스템 운용 및 전력 시장은 본 통지 제27조 제2항의 규정에 따라 월별 계약 생산량을 계산하여 단위 발전과 전력그룹이 이를 수행하도록 한다.

c) 거래 주기별 계약 생산량: 전력 시스템 운용 및 전력 시장은 월별 계약 생산량(본 항 제b호의 규정에 따른)을 기반으로 거래 주기별 계약 생산량을 계산하며, 이는 본 통지 제38조의 규정에 따른다.

3. 이미 전력그룹과 계약을 체결한 발전소와 전력 구매 단위와 계약을 체결한 발전소에 대해서:

a) 발전소의 연간 및 월별 계약 생산량은 본 조 제1항의 규정을 준수하고, 제2항의 규정에서 정한 원칙에 따라 계산된다;

b) 단위 발전과 전력 구매가 계약 가격에 따른 전력량 비율 및 발전소의 연간 계약 생산량에 대한 합의를 이루지 못한 경우: 제5항의 규정에 따라 처리한다;

c) 발전소의 거래 주기별 계약 생산량은 전력 시스템 운용 및 전력 시장이 다음 달 운영 계획을 수립할 때 월별 계약 생산량을 해당 달의 거래 주기별로 배분하는 방식으로 결정되며, 이는 본 통지 제40조의 규정에 따른다.

4. 새로운 발전소(본 통지가 효력을 발생한 이후 상업운전을 시작하는 경우):

a) 발전소의 예상 상업운전 날짜로부터 90일 전까지, 단위 발전과 전력 구매는 전력 매매 계약에서 계약 가격에 따른 전력량 비율 또는 연간 계약 생산량(본 조 제1항 제1호의 규정에 따른)에 대한 합의를 이루어야 한다;

b) 월별 계약 생산량:

- 단위 발전과 전력 구매가 전력 매매 계약에서 연도별 월별 계약 생산량에 대한 합의를 이루었을 경우: 월 M의 20일 이전까지 각 단위는 월 M+1의 계약 생산량을 전력 시스템 운용 및 전력 시장에 제공하여 월 M+1의 거래 주기별 계약 생산량을 배분하도록 한다;

- 단위 발전과 전력 구매가 연도별 월별 계약 생산량에 대한 합의를 이루지 못한 경우: 제1항의 규정에 따른 연간 계약 생산량을 기준으로 전력 시스템 운용 및 전력 시장은 본 통지 제27조 제2항의 규정에 따라 월별 계약 생산량을 계산한다.

c) 거래 주기별 계약 생산량: 전력 매매 계약에서 다른 합의가 없는 한, 발전소의 거래 주기별 계약 생산량은 전력 시스템 운용 및 전력 시장이 다음 달 운영 계획을 수립할 때 월별 계약 생산량을 해당 달의 거래 주기별로 배분하는 방식으로 결정되며, 이는 본 통지 제38조 및 제40조의 규정에 따른다.

5. 이미 계약을 체결하였으나 전력그룹 또는 전력 구매 단위와 연도 N+1의 계약 가격에 따른 전력량 비율 또는 연간 계약 생산량(본 조 제1항의 규정에 따른)에 대한 합의를 이루지 못한 발전소에 대해서:

a) 단위 발전과 전력 구매는 연간 11월 20일 이전까지 전력 규제청에 보고하고 전력 시스템 운용 및 전력 시장에 제공해야 하는 내용은 다음과 같다:

- 두 단위가 합의하지 못한 문제점 및 해당 문제에 대한 각 단위의 논리;

- 최근 5년간 실제 발전량 및 계약 발전량의 총합;

- 다음 연도에 예상되는 이상 현상;

- 단위가 제안한 계약 가격에 따른 전력량 비율 및 계약 생산량.

b) 단위 발전과 전력 구매의 보고를 바탕으로 전력 시스템 운용 및 전력 시장은 다음 연도의 계약 가격에 따른 전력량 비율에 대한 방안을 제시하고 전력 규제청에 보고해야 한다(본 조 제1항 제1호의 규정에 따른).

c) 전력 규제청은 단위 발전과 전력 구매와 협의하여 계약 가격에 따른 전력량 비율 또는 연간 계약 생산량(본 조 제1항의 규정에 따른)에 대한 합의를 이루도록 주도하고 조직한다.

d) 당사자들이 계약에 따른 전력 생산량 또는 계약 전력 생산량 연간 가격에 대한 비율을 합의하지 못한 경우: 연도 N의 12월 10일 이전에 시스템 운영 단위 및 전력 시장이 본 조항 제2호에서 정한 범위 내에서 계산한 결과를 근거로 전력 규제청은 연도 N+1의 계약 가격에 따른 전력 생산량 비율을 공표하여 당사자들이 계약서상의 전력 구매 판매 조건에 합의하지 않은 기간 동안 이를 준수하도록 함;

- 전력 규제청이 공표한 계약 가격에 따른 전력 생산량 비율은 본 조항 제1호 제2항에서 정한 범위 내에 있음;

- 전력 규제청이 공표한 계약 가격에 따른 전력 생산량 비율을 근거로 시스템 운영 단위 및 전력 시장은 본 통지 제27조에서 정한 규정에 따라 연간 및 월별 계약 전력 생산량을 계산하고 발전 단위와 구매 단위에게 이를 통보하여 본 통지에서 정한 전력 시장 운용 규정에 따라 이행하도록 함;

đ) 전력 규제청이 공표한 계약 가격에 따른 전력 생산량 비율을 적용하는 기간 동안 발전 단위와 구매 단위는 연도의 나머지 월에 대한 계약 전력 생산량에 대해 계속 협상함. 발전 단위와 구매 단위가 연도의 나머지 월에 대한 계약 전력 생산량에 대해 합의를 이루고 이를 시스템 운영 단위 및 전력 시장에 제공하는 경우 각 단위는 합의된 계약 전력 생산량과 이행 시간을 전력 규제청에 보고함;

e) 운영 연도의 6월 15일 이전에 전력 규제청은 아직 계약 전력 생산량에 대한 합의를 이루지 못한 발전 단위와 구매 단위와 회의를 주관하여 각 당사자의 방안을 명확히 하고 협상하여 연도의 나머지 월에 대한 계약 전력 생산량에 대해 합의를 이루도록 함. 발전 단위와 구매 단위가 계속 합의를 이루지 못하는 경우:

- 전력 규제청이 본 조항 제4호에서 공표한 임시 계약 가격에 따른 전력 생산량 비율을 계속 적용하여 양 당사자가 합의를 이루거나 운영 연도가 끝날 때까지 지속되도록 함;

- 계약 가격에 따른 전력 생산량 비율과 계약 전력 생산량에 대한 합의를 계속 진행함. 양 당사자가 합의를 이루면 각 단위는 시스템 운영 단위 및 전력 시장에 통지하고 전력 규제청에 보고함.”

6. 계약 전력 생산량 조정:

a) 월별 계약 전력 생산량 조정:

- 발전 단위와 구매 단위가 전력 구매 판매 계약에서 월별 계약 전력 생산량 또는 월별 계약 전력 생산량 조정 관련 사항(조정 사유, 조정 원칙 등)을 운영 월 이전에 합의한 경우: 월별 계약 전력 생산량 조정은 계약에 따른 규정에 따라 이루어지고 본 통지의 적용 범위에는 포함되지 않음. 각 단위는 시스템 운영 단위 및 전력 시장에 합의된 내용을 통보하여 전력 시장 운용을 지원하도록 함;

- 월별 계약 전력 생산량이 시스템 운영 단위 및 전력 시장이 본 통지 제27조 제2항에서 정한 규정에 따라 계산하였으며 계약에 다른 조정 사항이 없는 경우: 월별 계약 전력 생산량 조정은 본 통지 제37조에서 정한 원칙에 따라 이루어짐;

b) 거래 주기별 계약 전력 생산량 조정:

- 발전 단위와 구매 단위가 전력 구매 판매 계약에서 거래 주기별 계약 전력 생산량 또는 거래 주기별 계약 전력 생산량 조정 관련 사항(조정 사유, 조정 원칙 등)을 합의한 경우: 거래 주기별 계약 전력 생산량 조정은 계약에 따른 규정에 따라 이루어지고 각 단위는 시스템 운영 단위 및 전력 시장에 합의된 내용을 통보하여 전력 시장 운용을 지원하도록 함;

- 거래 주기별 계약 전력 생산량이 시스템 운영 단위 및 전력 시장이 본 통지 제38조 및 제40조에서 정한 규정에 따라 계산하였으며 계약에 다른 조정 사항이 없는 경우: 거래 주기별 계약 전력 생산량 조정은 본 통지 제39조에서 정한 원칙에 따라 이루어짐;

5. 제20조 제1항을 다음과 같이 개정함:

“1. 전력 시장에서 시스템 운영을 위한 보조 서비스 형태는 다음과 같음:

a) 2차 주파수 조정;

b) 급속 출발;

c) 전압 조정;

d) 검은 출발;

đ) 시스템 안전을 보장하기 위한 운전 예비 발전.”

6. 제23조 제2항을 다음과 같이 개정함:

“2. 연도 N의 전력 시장 가격 상한은 해당 연도의 열력 발전소 직접 시장 가격 제출 중 최고 가격의 115%를 초과하지 않음.”

7. 제27조 제1항을 다음과 같이 개정함:

“1. 연간 계약 전력 생산량 결정

발전소의 연간 계약 전력 생산량 총량은 다음의 단계를 거쳐 결정됨:

a) 다음 연도의 시스템 운영 계획을 제약된 일정 방법으로 작성함. 다음 연도의 시스템 운영 계획 작성에 사용되는 입력 데이터는 열력 발전소의 가변 가격, 수문학적 특성 및 발전소의 기술 사양임;

b) 발전소의 연간 계획 전력 생산량 총량을 다음의 공식으로 계산함:

AGO = EGO           만약     a × GO ≤ EGO ≤ b × GO

AGO = a × GO        만약    EGO < a × GO

AGO = b × GO       만약    EGO > b × GO

여기서:

AGO: 발전소의 연도 N의 연간 계획 전력 생산량 총량(kWh);

EGO: 다음 연도의 시스템 운영 계획에서 발전소의 연도 N의 예상 전력 생산량을 계측 위치로 환산한 값(kWh);

GO: 발전소의 전력 구매 판매 계약에 규정된 다년 평균 전력 생산량(kWh);

a, b: 조정 생산량 연도 계수는 공업상무부가 발표한 것을 사용하되, 발전 단위와 구매 단위가 전력 구매 판매 계약에서 다른 합의를 이루어 일치하게 한 경우 제외한다.

c) 발전소의 연간 계약 총 생산량을 다음 공식으로 계산한다:

 

여기서:

Qc: 발전소의 연간 계약 총 생산량 N(kWh);

AGO: 발전소의 연간 계획 생산량 N(kWh);

: 계약 가격에 따른 연간 생산량 지급 비율(%).

8. 제29조 제2항 제2호를 다음과 같이 개정한다:

“2) 발전 단위와 베트남 전기그룹 사이에서 발전소의 연간 및 월별 계약 생산량에 대한 전자 문서 또는 종이 문서(전자 문서 시스템 장애 발생 시)로 확인한다.”

9. 제29조 제3항 제2호를 다음과 같이 개정한다:

“2) 발전 단위와 구매 단위는 발전소의 연간 및 월별 계약 총 생산량에 대해 전자 문서 또는 종이 문서(전자 문서 시스템 장애 발생 시)로 확인한다.”

10. 제36조를 다음과 같이 개정한다:

“제36조. 중간 연도 운영 중 신규 참가 발전소의 월별 계약 생산량 계산

계약 생산량이 전력 구매 판매 계약에서 합의되고 일치하지 않는 경우, 중간 연도 운영 중 신규 참가 발전소의 계약 생산량은 다음 절차에 따라 결정된다:

1. M월 20일 이전에 M+1월에 상업 운전을 시작할 계획인 발전 단위는 발전소의 경제적 및 기술적 정보를 시스템 운영 및 전력 시장 단위에 제공하여 M+1월부터 연도 N까지의 운영 계획을 계산하도록 한다.

2. 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 발전소의 월별 계약 생산량(M월부터 연도 N까지)을 M+1월의 시장 운영 계획에 포함하여 계산한다.

3. 발전소의 월별 계약 생산량은 다음 공식으로 결정된다:

 

여기서:

: 발전소의 월별 계약 생산량(kWh);

: 시스템 운영 방식에 따른 연도 N의 M+1월부터 남은 월까지의 발전소 계획 생산량(교역 지점으로 환산)(kWh);

: 연도 N의 계약 가격에 따른 전력 생산량 지급 비율(%).”

11. 제37조 제3항을 다음과 같이 개정한다:

“3. 주기 수조를 갖춘 수력발전소의 월별 계약 생산량 조정

주기 수조를 갖춘 수력발전소의 월별 계약 생산량은 다음 수치들 사이의 차이가 있을 때 조정된다:

- 과거 평균 유량과 연도 계획 운영을 위한 예측 유량;

- 발전소의 교역 지점으로 환산된 실제 생산량과 계약 생산량;

- M+1월의 초기 유용 용적 예상 값과 연도 계획에서 계산된 M월의 유용 용적;

- M+1월의 계약 생산량과 M+1월의 운영 계획에서 승인된 예상 교역 지점으로 환산된 발전량;

- M+1월의 초기 수위와 수력 저장소 운영 절차에서 규정된 최소 수위.

b) 주기 수조를 갖춘 수력발전소의 월별 계약 생산량은 계획 운영 연도의 모든 발전소의 월별 계약 총 생산량이 계획 운영 월의 예상 발전량(교역 지점으로 환산)의 95% 미만일 때만 증가될 수 있다.

c) 계약 생산량 조정을 고려하고 조정 원칙은 전력 시장에서의 계산 및 정산 절차에 따라 전력 규제국이 제정한 절차에 따르게 된다.”

12. 제37조 제5항을 다음과 같이 개정한다:

“5. 발전소의 M+1월의 가능 생산량이 계약 생산량보다 낮다면, 그 월의 계약 생산량은 그 월의 가능 생산량으로 조정된다. 발전 단위는 다음 달의 연료 공급 계획(연료 공급 단위의 확인을 받은 것)을 M월 20일 이전에 시스템 운영 및 전력 시장 단위에 제공하여 다음 달의 운영 계획을 계산하고 필요하다면 이 경우 계약 생산량 조정을 고려하도록 한다.”

13. 제39조 제1항에 다음과 같이 추가한다:

“d) 석탄화력 발전소에서 연료 부족으로 인해 다음 날의 발전소 공시에서 공표된 공급 능력이 해당 발전소의 계약 생산량보다 낮아지는 경우.”

14. 제39조 제4항을 다음과 같이 개정한다:

“4. 제1항 제2호 및 제3호에서 규정한 경우, 터빈 가스 발전소와 석탄화력 발전소의 거래 주기별 계약 생산량은 발전소의 교역 지점에서의 실제 생산량으로 조정된다.”

15. 제42조 제1항을 다음과 같이 개정한다:

“1. 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 주기 수조를 갖춘 수력발전소의 주간 계약 생산량과 주간 거래 주기별 분배 계약 생산량을 다음 원칙에 따라 계산하고 공표한다:

1. 매 주 수요일 오후 3시 이전에 시스템 운영 및 전력 시장 단위는 주기 수조를 갖춘 수력발전소의 다음 주 계약 생산량을 다음 공식으로 계산한다:

 

여기서:

: 다음 주 계약 생산량(kWh);

EGO_T : 다음 주 발전소의 예상 생산량(kWh);

α: 발전 단위와 구매 단위가 전력 구매 판매 계약에서 합의하고 일치하게 한 계약 가격에 따른 생산량 지급 비율(%). 발전 단위와 구매 단위가 합의하고 일치하지 않을 경우, 생산량 지급 비율은 제16조 제5항에 따라 결정된다.”

2. 매주 수요일 오후 3시까지 발전소 운영 및 전력시장 단위는 주기 수에 따른 저장식 수력발전소의 주간 계약 생산량을 다음 공식에 따라 배분할 책임이 있다:

 

여기서:

i: 주간 거래 주기 i;

본 명령은 국가중앙은행(이하 "중앙은행"이라 한다) 내의 감사조직 및 운영에 관한 사항을 규정한다.: 주간 총 거래 주기 수;

: 발전소의 거래 주기 i 계약 생산량(kWh);

: 전력 시스템 및 전력시장 주간 운영 계획에 따른 발전소의 거래 주기 i 예상 생산량(kWh);

: 발전소의 주간 계약 생산량(단, 점 a 항 본 조에 의해 결정됨)(kWh).

3. 수력 발전소의 계약 생산량이 안정적 발전 용량 최저치보다 작은 경우, 이를 0MW 또는 안정적 발전 용량 최저치로 조정할 수 있다;
4. 홍수 대비 및 농업용수 공급 기간 동안, 수력 발전소의 거래 주기 i 계약 생산량이 최소 방류 요구를 충족시키기 위한 발전 용량보다 작은 경우, 해당 주기의 발전소 계약 생산량은 수력 발전소가 홍수 대비 및 농업용수 공급 요구사항을 충족시키도록 조정된다;

d) 점 c 항 본 조에서 규정된 조정으로 인한 총 생산량 차이는 부하 비율에 따라 분배되며, 주간 계약 생산량이 변하지 않도록 한다.”.

16. 제43조를 다음과 같이 개정한다:

“제43조. 수력 발전소의 호가 상한

1. 제3항에서 규정하는 경우를 제외하고, 저장식 수력 발전소의 1주간 호가 상한은 이 통지 제41조에서 정한 다음 주의 수력 발전소의 물 가치를 근거로 결정되며, 구체적으로 다음과 같다:

a) 호가 상한은 다음과 중 더 큰 값이다:

- 수력 발전소의 물 가치의 120%;

- 전력 시장에 참여하는 석유화학 발전기의 월별 호가 상한의 평균값.

b) 매월, 발전소 운영 및 전력시장 단위는 석유화학 발전기의 다음 달 호가 상한 평균값을 수력 발전소에게 공표하며, 석유화학 발전기의 다음 달 호가 상한 공표 시간표와 일치시켜야 한다.

2. 제3항에서 규정하는 경우를 제외하고, 저장식 수력 발전소의 2일 이상 1주간 호가 상한은 다음과 중 더 큰 값으로 결정된다:

- 시장에 참여하는 수력 발전소 중 가장 높은 물 가치의 120%;

- 전력 시장에 참여하는 석유화학 발전기의 월별 호가 상한의 평균값.

3. 수력 발전소의 특별한 경우의 호가 상한

a) 제3항의 점 b 및 점 c에서 규정한 경우의 수력 발전소의 호가 상한은 다음 공식에 따라 결정된다:

P_tr = 1,2 × max (P_gtn ; P_DOmax)

여기서:

P_tr: 특별한 경우 적용되는 수력 발전소의 호가 상한(원/kWh);

P_gtn: 수력 발전소의 물 가치(원/kWh);

P_DOmax: 전력 시스템 내에서 가장 비싼 경유 석유화학 발전기의 가변 비용(원/kWh).

b) 수력 발전소의 저수지가 첫 주에 제한 수위를 초과한 경우, 다음 주의 수력 발전소의 호가 상한은 제3항 점 a에서 규정한 방법으로 결정된다. 제한 수위를 초과하지 않는 한, 수력 발전소는 다음 주 수요일부터 제1항 또는 제2항에서 규정한 호가 상한을 계속 적용한다. 매월, 발전소 운영 및 전력시장 단위는 전력 시스템 내에서 가장 비싼 경유 석유화학 발전기의 가변 비용을 공표해야 한다.

c) 수력 발전소가 전력 예비 용량이 5% 미만으로 공표된 지역에 위치한 경우(전력 시스템 중장기 및 단기 안전성 평가 수행 지침, 전력 시스템 전송 규정 시행 지침에 따라 전력 규제청이 지시한 바에 따름), 해당 지역의 수력 발전소의 주간 평가 호가 상한은 제3항 점 a에서 규정한 방법으로 결정된다. 전력 예비 용량이 5% 이상인 경우, 해당 지역의 수력 발전소는 제1항 및 제2항에서 규정한 호가 상한을 계속 적용한다.

4. 매주, 발전소 운영 및 전력시장 단위는 다음과 같은 책임이 있다:

a) 제1항, 제2항 및 제3항에서 규정한 수력 발전소의 호가 상한을 계산한다;

b) 다음 주에 적용될 각 수력 발전소의 호가 상한 계산 결과와 계산을 위한 입력 데이터(물 가치, 전력 시스템 내에서 가장 비싼 경유 석유화학 발전기의 가변 비용, 전력 시장에 참여하는 석유화학 발전기의 월별 호가 상한 평균값)를 공표한다.

5. 전력 시장에 참여하는 수력 발전소는 다음과 같은 책임이 있다:

a) 호가 상한 및 하한을 준수하는 호가를 제출한다;

b) 하류 수량 요구사항 및 기타 수리학적 제약사항을 충족시킨다.”.

17. 제46조 제1항 점 g를 다음과 같이 개정한다:

“g) 수력 발전소는 각 거래 주기의 첫 번째 용량 범위를 0MW로 제시할 수 있다. 2일 이상의 조절 능력을 가진 수력 발전소는 마지막 용량 범위는 공시 용량과 같아야 하며, 저수지 수위가 사망 수위에 도달한 경우, 공시 용량을 0MW로 조정할 수 있다;”.

제46조 제2항 점 b를 다음과 같이 개정한다:

“b) 2주 연속 제한 수위를 초과한 수력 발전소의 제시는 다음과 같다:

- 하류 수량 요구사항에 따른 생산량은 호가 하한으로 제시된다;

- 나머지 생산량은 제43조 제3항 점 a에서 규정한 2주 연속 제한 수위를 초과한 수력 발전소의 호가 상한으로 제시된다.”.

제47조 제1항 점 c를 다음과 같이 개정한다:

18. 조 46 항 1 호 g를 다음과 같이 개정한다.

“g) 수력발전소는 각 거래 주기의 처음 몇 개의 전력 범위를 0MW로 제안할 수 있다. 2일 이상의 조절 능력을 가진 수력발전소는 마지막으로 제안하는 전력 범위는 공표된 용량과 같아야 하며, 수력발전소 저수지의 수위가 사망수위에 도달한 경우, 발전소는 공표된 용량을 0MW로 조정할 수 있다;”

19. 조 46 항 2 호 b를 다음과 같이 개정한다.

“b) 수력발전소가 2주 연속으로 하류 수위 제한을 초과하는 경우:

- 관련 기관의 요구에 따라 하류에 공급되는 유량에 해당하는 생산량은 최저가로 제안된다;

- 나머지 생산량은 본 통지의 제43조 제3항 제a호에서 규정한 2주 연속 수위 제한을 초과한 수력발전소에 적용되는 최고가 제안 가격으로 제안된다.”

20. 조 47 항 1 호 c를 다음과 같이 개정한다.

"c) Trong trường hợp tổ máy phát điện gặp sự cố gây ngừng máy hoặc giảm công suất khả dụng hoặc sửa chữa tổ máy ngoài kế hoạch đã được Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện phê duyệt theo Quy định hệ thống điện truyền tải do Bộ Công Thương ban hành: Đơn vị chào giá được sửa đổi giảm công suất công bố và nộp lại bản chào giá cho tổ máy này;"

21. Khoản 1 Điều 54 sửa đổi như sau:

"1. Công suất huy động dự kiến, bao gồm cả công suất huy động cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số của các tổ máy trong từng chu kỳ giao dịch của ngày tới. Giá biên từng miền trong từng chu kỳ giao dịch ngày tới."

22. Điều 59 sửa đổi như sau:

“Điều 59. Điều chỉnh sản lượng công bố của các nhà máy điện

Trước khi lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện được phép điều chỉnh sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành cho chu kỳ giao dịch tới đã được công bố theo quy định tại Khoản 1 Điều 54 Thông tư này.

1. Sản lượng của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu cho chu kỳ giao dịch tới được điều chỉnh trong các trường hợp sau:

a) Có biến động bất thường về thuỷ văn;

b) Có cảnh báo thiếu công suất theo lịch huy động ngày tới;

c) Có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền về điều tiết hồ chứa của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phục vụ mục đích chống lũ, tưới tiêu.

2. Phạm vi điều chỉnh sản lượng công bố của nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu trong các trường hợp quy định tại Điểm a và Điểm b Khoản 1 Điều này là ±5% tổng công suất đặt của các nhà máy thuỷ điện chiến lược đa mục tiêu trong hệ thống điện không bao gồm phần công suất dành cho dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số.
3. Đối với các nhà máy điện tự điều khiển phát công suất tác dụng theo quy định tại Quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia do Bộ Công Thương ban hành: Sản lượng công bố được điều chỉnh phù hợp với điều kiện vận hành thực tế của nhà máy điện và hệ thống điện."

23. Điểm a Khoản 2 Điều 60 sửa đổi như sau:

"a) Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động các tổ máy theo thứ tự sau:

- Theo bản chào giá lập lịch;

- Các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu theo công suất điều chỉnh;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng khởi động nhanh theo lịch huy động ngày tới;

- Các tổ máy cung cấp dịch vụ vận hành phải phát để đảm bảo an ninh hệ thống điện;

- Giảm công suất dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số xuống mức thấp nhất cho phép."

24. Khoản 3 Điều 60 sửa đổi như sau:

"3. Lập lịch huy động chu kỳ giao dịch tới trong trường hợp thừa công suất

Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm điều chỉnh lịch huy động chu kỳ giao dịch tới thông qua các biện pháp theo thứ tự sau:

a) Dừng các tổ máy tự nguyện ngừng phát điện;

b) Giảm tối thiểu công suất phát của tổ máy cung cấp dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

c) Giảm dần công suất phát của các tổ máy theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định tại Điều 53 Thông tư này;

d) Dừng các tổ máy khởi động chậm theo thứ tự huy động tại danh sách tổ máy đã được lập theo quy định tại Điều 53 Thông tư này."

25. Khoản 2 Điều 63 sửa đổi như sau:

"2. Trong trường hợp hồ chứa của nhà máy điện có 02 tuần liên tiếp vi phạm mức nước giới hạn tuần thì bắt đầu từ 00h00 thứ Ba tuần tiếp theo, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện lập lịch huy động nhà máy điện này căn cứ theo bản chào mặc định quy định tại Điểm b Khoản 2 Điều 46 Thông tư này để đưa mực nước của hồ chứa về mức nước giới hạn tuần."

26. Khoản 2 Điều 64 sửa đổi như sau:

"2. Trong trường hợp can thiệp thị trường điện, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện có trách nhiệm huy động các tổ máy để đảm bảo các mục tiêu theo thứ tự ưu tiên sau:

a) Đảm bảo cân bằng được công suất phát và phụ tải;

b) Đáp ứng được yêu cầu về dịch vụ dự phòng điều chỉnh tần số;

c) Đáp ứng được yêu cầu về chất lượng điện áp"

27. Điểm c Khoản 2 Điều 74 sửa đổi như sau:

"c) Trước 12h00 ngày D+4, Đơn vị truyền tải điện, Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện thực hiện kiểm tra, đối chiếu số liệu đo đếm, phát hiện các phát sinh, sự kiện dẫn đến chênh lệch sản lượng gửi Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện ý kiến phản hồi xác nhận về đối soát số liệu đo đếm. Sau thời điểm này, Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không tiếp nhận phản hồi về phát sinh liên quan đến số liệu đo đếm của ngày D. Trường hợp không có phản hồi từ các đơn vị trên trang thông tin điện tử thị trường điện trước 12h00 ngày D+4 thì được coi là các đơn vị đã xác nhận đồng ý và Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện không có trách nhiệm xử lý những ý kiến phản hồi phát sinh;"

28. Khoản 2 Điều 92 sửa đổi như sau:

"2. Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán cho nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện được xác định theo công thức sau:

 

여기서:

i: Chu kỳ giao dịch thứ i trong chu kỳ thanh toán;

I: Tổng số chu kỳ giao dịch trong chu kỳ thanh toán;

g: Nhà máy điện có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện;

TCm2(l,g,M): Khoản chi phí mua điện trên thị trường điện giao ngay của Đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ thanh toán M từ các nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

Cm2 (l,g,i): Tổng khoản chi phí mua điện theo giá thị trường điện giao ngay của đơn vị mua buôn điện l trong chu kỳ giao dịch i từ nhà máy điện g có hợp đồng mua bán điện với Đơn vị mua buôn điện (đồng);

UpliftM(g): Thành phần hiệu chỉnh giá thị trường điện giao ngay áp dụng cho Đơn vị mua buôn điện của nhà máy điện g trong chu kỳ thanh toán M do Đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện tính toán trên cơ sở các số liệu do Đơn vị phát điện cung cấp sau tháng vận hành theo công thức:

                     Uplift_M(g) =

Trong đó:

g: 발전소 g는 전력 구매 판매 계약을 가진 전력 소매업체와 거래함;

i: 청구 기간 M 내에서 거래 주기 i;

I: 청구 기간 M 내에서의 총 거래 주기 수;

L: 총 전력 소매업체 수;

Rg (M): 발전소 g가 청구 기간 M 동안 전력 시장 거래 내역표에 따라 전력량 거래 지불액의 총합(원)으로 발전 시스템 및 전력 시장 운영기관이 발행한 것으로 법률 제88조 이 통지에 규정된 바에 따름;

R^g_can (M): 발전소 g가 청구 기간 M 동안 전력 용량 가격에 따른 총 매출액으로 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관이 발행한 것으로 법률 제89조 이 통지에 규정된 바에 따름(원);

Cm₂(l,g,i): 전력 소매업체 l이 거래 주기 i 동안 발전소 g로부터 시장 가격에 따른 즉시 전력 구매 비용으로 법률 제91조 제3항 제2호 이 통지에 규정된 바에 따름(원);

Qm₂ (l,g,i): 전력 소매업체 l이 거래 주기 i 동안 발전소 g로부터 시장 가격에 따른 전력량 구매량으로 법률 제91조 제2항 제3호 이 통지에 규정된 바에 따름(kWh).

29. 제96조 제1항을 다음과 같이 개정함.

“1. 전력 시장에 따른 지불금: 법률 제88조 제2항 및 제6항, 제89조 이 통지에 규정된 바에 따름.”

30. 제97조 제2항을 다음과 같이 개정함.

“2. 열력발전소가 법률 제60조 제3항 제d호에 따라 강제로 발전을 중단하거나 제b호에 따라 한 증기 발생기를 중단하여 출력을 줄일 경우, 발전공사와 발전업체 간의 전력 구매 판매 계약에 따른 발전 재개 비용을 지급한다. 시스템 및 전력 시장 운영기관은 발전업체가 공고한 발전기의 이 사건을 확인하여 전력 구매업체가 발전 재개 비용을 지급하는 근거로 삼아야 함.”

31. 제97조 제7항을 다음과 같이 개정함.

“7. 수력발전소가 시스템 안전을 위해 시스템 및 전력 시장 운영기관의 요청에 따라 계획된 거래 주기까지의 출하 가격 목록에 명시된 출력보다 더 큰 출력을 발전해야 하는 경우, 해당 시간 동안의 모든 발전량은 발전공사와의 전력 구매 판매 계약에 따른 지급 규정에 따라 지급됨.”

32. 제97조에 다음과 같이 제9항을 추가함.

“9. 가스터빈 발전소가 단일 순환 모드로 운전하거나 주 연료가 부족하여 시스템 및 전력 시장 운영기관의 명령에 따라 보조 연료를 사용하여 시스템 안전을 보장해야 하는 경우, 보조 서비스 제공 계약에 따른 지급을 실시함.”

33. 제98조 제1항 제b목을 다음과 같이 개정함.

“b) 열력발전소가 법률 제60조 제3항 제d호에 따라 강제로 발전을 중단하거나 제b호에 따라 한 증기 발생기를 중단하여 출력을 줄일 경우, 전력 소매업체와 발전업체 간의 전력 구매 판매 계약에 따른 발전 재개 비용을 지급한다. 시스템 및 전력 시장 운영기관은 발전업체가 공고한 발전기의 이 사건을 확인하여 전력 구매업체가 발전 재개 비용을 지급하는 근거로 삼아야 함.”

34. 제109조 제3항을 다음과 같이 개정함.

“3. 발전공사가 전력 소매업체에게 전력 소매 가격에 따른 지급금을 지급하는 부분은 법률 제91조, 제98조 제1항 제c호 및 제d호, 제99조, 제100조 이 통지에 규정된 바에 따라 이미 지급된 부분을 제외한 나머지 전력 양에 대한 것임.”

35.  제124조를 다음과 같이 개정함.

“제124조. 전력 시장 운영 보고 제도

1. 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관의 월별 전력 시장 운영 보고 제도

1. 보고서 이름: 전력 시장 월별 운영 보고서 M;
2. 보고서 내용: 이 통지 부록 6에 규정된 바에 따름;

c) 보고 대상: 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관;

d) 보고서 수신 기관: 전력 규제국;

đ) 보고서 제출 방식: 전자 우편 시스템을 통해 제출;

e) 보고서 제출 기한: 월 M의 전력 시장 운영 보고서를 월 M+1의 20일 이전에 제출;

g) 보고서 제출 주기: 매월.

2. 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관의 연간 전력 시장 운영 보고 제도

a) 보고서 이름: 연도 N의 전력 시장 운영 보고서;

b) 보고서 내용: 이 통지 부록 6에 규정된 바에 따름;

c) 보고 대상: 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관;

d) 보고서 수신 기관: 전력 규제국;

đ) 보고서 제출 방식: 보고서는 다음의 방법 중 하나로 수신 기관에 제출될 수 있음:

- 전자우편을 통해 송부하기;

- 우편 서비스를 이용하여 제출.

e) 보고서 제출 기한: 연도 N의 전력 시장 운영 보고서를 연도 N+1의 3월 1일 이전에 제출;

g) 보고서 제출 주기: 매년.

3. 직접 거래 발전업체의 연간 전력 시장 운영 보고 제도

a) 보고서 이름: 연도 N의 전력 시장 운영 보고서;

b) 보고서 내용: 이 통지 부록 6에 규정된 바에 따름;

c) 보고 대상: 직접 거래 발전업체들;

d) 보고서 수신 기관: 전력 규제국;

đ) 보고서 제출 방식: 보고서는 다음의 방법 중 하나로 수신 기관에 제출될 수 있음:

- 전자우편을 통해 송부하기;

- 우편 서비스를 이용하여 제출.

e) 보고서 제출 기한: 연도 N의 전력 시장 운영 보고서를 연도 N+1의 3월 1일 이전에 제출;

g) 보고서 제출 주기: 매년.

4. 전력 구매업체의 연간 전력 시장 운영 보고 제도

a) 보고서 이름: 연도 N의 전력 시장 운영 보고서;

b) 보고서 내용: 이 통지 부록 6에 규정된 바에 따름;

c) 보고 대상: 경쟁적 전력 소매 시장에 참여하는 전력 구매업체들;

d) 보고서 수신 기관: 전력 규제국;

đ) 보고서 제출 방식: 보고서는 다음의 방법 중 하나로 수신 기관에 제출될 수 있음:

- 전자우편을 통해 송부하기;

- 우편 서비스를 이용하여 제출.

e) 보고서 제출 기한: 연도 N의 전력 시장 운영 보고서를 연도 N+1의 3월 1일 이전에 제출;

g) 보고서 제출 주기: 매년.

5. 긴급 보고서

a) 시장 개입이 발생할 때 긴급 보고서

- 보고서 이름: 시장 개입 상황 보고서.

- 긴급 시장 개입 보고서 내용: 시장 개입 사건에 대한 세부 사항(발생 시간, 원인, 개입 조치, 영향 평가 등);

- 보고 대상: 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관;

- 보고서 수신 기관: 전력 규제국;

- 보고서 제출 방식: 전자 우편 시스템을 통해 제출;

- 보고서 제출 기한: 시장 개입 시간부터 24시간 이내에 제출;

b) 전력 시스템 및 전력 시장 운영기관, 발전업체 및 전력 구매업체는 전력 규제국의 요구에 따라 긴급 전력 시장 운영 보고서를 제출할 책임이 있음.”

36. 이 통지 부록 6을 추가로 발행함.

조 2. 효력 발생

1. 본 통지는 2020년 1월 1일부터 효력을 발생함.

2. 시행 과정에서 문제가 발생할 경우 관련 기관은 전력시장조절국에 보고하여 권한 내에서 처리하거나, 그렇지 않으면 공업부에 보고하여 처리하도록 한다./.