DR 수요관리사업

전력시장운영규칙

2018. 8.

제1장 총칙2

제1절 통칙2

제2절 전력거래자 및 발전기 등록10

 

제2장 발전입찰 및 가격결정14

제1절 발전비용 평가절차14

제2절 비용평가위원회19

제3절 발전입찰과 전력수요예측26

제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정29

제5절 송전손실계수의 산정 및 적용35

 

제3장 전력의 거래36

제1절 판매사업자의 전력구매37

제2절 직접구매자의 전력구매38

제3절 구역전기사업자의 전력거래42

제4절 직접구매자 및 구역전기사업자의 재정보증45

 

제4장 계량과 정산 및 결제48

제1절 계량48

제2절 정산51

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관57

 

제5장 전력계통 운영59

제1절 운영발전계획59

제2절 실시간급전계획62

제3절 급전지시64

제4절 송전손실 및 송전혼잡 관리66

제5절 발전기 자기제약66

제6절 보조서비스67

제7절 양수발전기의 양수운영68

제8절 전력계통 안정운영 및 자료제공68

제9절 발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정72

 

제6장 전력시장 감시75

제1절 통칙75

제2절 전력시장감시위원회76

제3절 전력시장 감시절차 및 제재78

제4절 감시결과 보고 및 자율시정조치80

제5절 전기위원회의 사실조사 및 직권시정조치 <삭제 2011.6.30>

 

제7장 분쟁조정84

제1절 통칙84

제2절 분쟁조정위원회84

제3절 분쟁조정 및 불복 절차86

 

제8장 정보공개97

제1절 통칙97

제2절 정보공개위원회98

제3절 정보보호103

 

제9장 규칙개정104

제1절 통칙104

제2절 규칙개정위원회105

제3절 규칙개정 절차109

 

제10장 전력거래시스템111

제1절 전력거래소의 설비111

제2절 발전사업자 및 송전사업자의 설비111

 

제11장 공급인증서거래113

제1절 공급인증서 거래시장의 운영113

제2절 의무이행비용 정산116

 

제12장 수요반응자원의 거래116

제1절 통칙116

제2절 전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록117

제3절 등록시험 및 감축시험120

제4절 수요반응자원의 거래122

제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가125

제6절 정산128

 

제13장 정부승인차액계약132

제1절 정부승인차액계약의 운영132

제2절 정부승인차액계약운영위원회132

 

제14장 보칙136

 

부 칙141

[별 표]

1. 기호 및 변수의 정의156

2. 정산기준188

3. 전력계통 운영 기준252

4. 입찰 운영 절차264

5. 전력수요 예측 절차278

6. 가격결정발전계획 수립 절차282

7. 계량설비의 설치기준 및 운영 절차290

8. 정산 및 결제 절차308

9. 운영발전계획 수립 절차330

10. 연료제약발전기 운영 절차336

11. 실시간 급전운영 절차344

12. 비상시 급전지시 절차356

13. 계통운영시스템 운영 절차370

14. 고장파급방지시스템 적용 절차391

15. 기기번호 부여 절차401

16. 계통보호 절차413

17. 전력설비 정지관리 절차424

18. 발전기정지 및 휴전업무 절차428

19. 보조서비스 절차444

20. 발․변전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토절차454

21. 발전기병렬운전 및 공급방안 업무절차460

22. 시장시스템 운영 절차464

23. 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정470

24. 비상시 전력시장운영 절차476

25. 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차484

26. 수요반응자원의 정산 기준496

27. 수요반응자원 전력거래시스템 운영 절차510

28. 고객기준부하 산정 기준512

29. 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준516

30. 정부승인차액계약 처리 절차518

[별지 서식]

 

1. 발전소별 연료 사용단가 내역서526

2. 발전소별 연료 발열량 내역서527

3. (삭제 2006.12.27)

4. 복합발전소 기동연료비․소내소비전력․용수 산출내역서528

5. 화력발전소 기동연료비․소내소비전력․용수 산출내역서530

6. 원자력발전소 기동비용 산출내역서531

7. 발전기별 발전비용 평가자료서532

7-1. 전기저장장치 특성자료533

8. 발전비용평가 특별성능시험 요청서534

9. 발전기 특별성능시험 결과표535

10. 발전비용평가 특별성능시험 입회서536

11. 비용평가위원회 의결사항 부의안건 작성서식537

12. 비용평가위원회 개최통지서538

13. 비용평가위원회 서면위원회 통지서539

14. 비용평가위원회 서면결의표540

15. 비용평가위원회 의사록541

16. 비용평가위원회 결과통지서542

17. 채무불이행 통지서543

18. 거래정지 통지서544

19. 조사요원 증표545

20. 시정조치 요구에 대한 조치결과 보고서546

21. 분쟁조정신청서547

22. 정보공개신청서548

23. 정보공개위원회 부의안건 작성서식549

24. 정보공개위원회 개최통지서550

25. 정보공개위원회 회의록551

26. 정보공개 신청결과 통지서552

26-1. 정보공개위원회 서면결의 통지서553

26-2. 정보공개위원회 서면결의표554

27. 정보공개 목록표555

28. 전력시장운영규칙 개정제안서556

29. 규칙개정위원회 심의결과 통지서557

30. 위임장558

31. 발전입찰서(최초)559

31-2. 송전사업자용 전기저장장치 운영계획서(최초)560

32. 양수계획서561

32-1. 충전계획서562

33. 발전입찰서(변경)563

33-2. 송전사업자용 전기저장장치 운영계획서(변경)564

34. 월간 시운전계획서565

35. 주간 시운전계획서566

36. 발전시설용량 변경/개시/폐지 계획567

37. 계량등록부(원본)568

38. 계량등록부 및 계량데이터 열람 신청서570

38-1. 전력거래용 전력량계 직접시험 보고서571

39. 정산금통지서572

39-1. 정산금통지서 <비과세분>573

40. 전력거래대금 등 청구서/수정청구서574

40-1. 전력거래대금 등 청구서/수정청구서 <비과세분>575

41. 전력거래대금 등 청구요청서/수정청구요청서576

41-1. 전력거래대금 등 청구요청서/수정청구요청서 <비과세분>577

42. ~ 49. (삭제 2004.11.30.)

42-1. 채권양도(질권설정) 통지서 <양수인이 1인(1법인)인 경우>578

42-2. 채권양도(질권설정) 통지서 <양수인이 다수이거나 신탁사인 경우>580

43-1. 채권양도(질권설정) 해지통지서582

44-1. 전력거래 정산계좌 변경신청서583

50. 정산결과조정(이의)신청서584

51. 조정(이의)신청등록관리부585

52. 정산조정회의 개최 통지서586

53. 정산조정회의록587

54. 조정(이의)신청처리결과통지서588

55. 정산(이의)신청처리결과통지서589

56. 발전기정지계획서590

57. 운영발전계획 제약 검토서591

58. 월간 제약연료 운영계획 제출양식592

59. 전력설비 변경 예정서593

60. 전기고장 속보594

61. 전기고장 상보595

62. 휴전작업 승인서596

63. 휴전계획서, 휴전작업 통보서597

64. 공사설명서598

65~66. (삭제 2008.10.31)

67. 발전기 조속기 특성자료600

68. 발전기 무효전력 특성자료601

69. 자체기동 시험 검사서602

70~73. (삭제 2008.10.31)

74. 발․변전소 변압기 탭 검토 의뢰서603

75. 발․변전소 변압기 사용 탭 결정서604

76. 전력계통 유효접지 검토의뢰서(주변압기 현황)605

77. 전력계통 유효접지 검토결과 통보서607

78. 전력거래자 등록신청서608

79. 전력거래자 등록신청서609

80. 발전기 등록신청서610

80-1. 전기저장장치 등록신청서611

81. 상업운전개시신고서612

82. 발전설비 기술자료 제출(발전기 및 변압기)613

83. 발전설비 기술자료 제출(조속기)617

84. 발전설비 기술자료 제출(여자기)618

85. 발전설비 기술자료 제출(계통안정화장치)619

86. 전기사용 신청고객 부하 자료 제출620

87. 청렴서약서627

88. 심의 및 의결 참여불가 신청서628

89. 신재생에너지 공급의무화제도 공급인증서 매매계약서(표준)629

90. 신재생에너지 공급의무화제도 공급인증서 매매계약서(자체)630

91. 의무이행 공급인증서 제출 및 월간정산 신청서631

92. 의무이행 공급인증서 제출 및 연간정산 신청서632

93. 공급의무화제도 현물시장 매매체결 확인서633

94. 공급의무화제도 계약시장 거래내용 정산요청 확인서634

95. 전력시장운영규칙 준수 동의서635

96. 신재생에너지 공급인증서 거래시장 참여 등록신청서636

97. 신재생에너지 공급인증서 거래시장 참여 등록신청서637

98. 규칙개정위원회 서면위원회 통지서638

99. 규칙개정위원회 서면결의표639

100. 전력거래자 등록신청서640

101. 수요반응자원 등록신청서641

102. 수요반응자원참여고객 등록신청서642

103. 수요반응자원 정산금통지서643

104. 수요반응자원 청구서/수정청구서644

105. 수요반응자원 청구요청서/수정청구요청서645

106. 수요관리사업 참여를 위한 개인정보 제공 동의서646

107. 차액계약운영위원회 의결사항 부의안건 작성서식647

108. 차액계약운영위원회 개최통지서648

109. 차액계약운영위원회 의사록649

110. 차액계약운영위원회 결과통지서650

[부록]

1. 분쟁조정 비용 및 예납 기준652

2. 전력시장운영규칙 개정이력654

3. 규칙의 약칭과 내용687

4. 규칙 담당부서 및 연락처689

 

5. 규칙 관련 위원회 위원 명단691

전력시장운영규칙

 

 

 

 

2001. 03. 30 제정

2016. 05. 12 부분개정

2001. 12. 21 부분개정

2016. 10. 31 부분개정

2002. 04. 29 부분개정

2016. 12. 30 부분개정

2002. 11. 15 전문개정

2017. 02. 28 부분개정

2003. 05. 07 부분개정

2017. 05. 30 부분개정

2003. 09. 18 부분개정

2017. 12. 29 부분개정

2003. 11. 11 부분개정

2018. 02. 09 부분개정

2004. 04. 22 부분개정

2018. 06. 15 부분개정

2004. 07. 09 부분개정

2018. 08. 02 부분개정

2004. 09. 07 부분개정

 

2004. 09. 24 부분개정

 

2004. 11. 30 부분개정

 

2004. 12. 21 부분개정

 

2005. 01. 21 부분개정

 

2005. 05. 30 부분개정

 

2005. 10. 10 부분개정

 

2006. 01. 26 부분개정

 

2006. 09. 14 부분개정

 

2006. 11. 29 부분개정

 

2006. 12. 26 부분개정

 

2007. 07. 23 부분개정

 

2007. 12. 27 부분개정

 

2008. 04. 22 부분개정

 

2008. 10. 31 부분개정

 

2009. 06. 30 부분개정

 

2009. 12. 31 부분개정

 

2010. 06. 30 부분개정

 

2010. 11. 30 부분개정

 

2010. 12. 28 부분개정

 

2011. 06. 30 부분개정

 

2011. 12. 02 부분개정

 

2012. 05. 31 부분개정

 

2012. 12. 03 부분개정

 

2012. 12. 31 부분개정

 

2013. 02. 28 부분개정

 

2013. 04. 30 부분개정

 

2013. 07. 31 부분개정

 

2013. 10. 01 부분개정

 

2014. 05. 16 부분개정

 

2014. 09. 01 부분개정

 

2014. 10. 02 부분개정

 

2014. 11. 03 부분개정

 

2014. 12. 31 부분개정

 

2015. 03. 17 부분개정

 

2015. 05. 07 부분개정

 

2015. 09. 30 부분개정

 

제1장 총칙

 

제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23]

 

제1.1.1조(목적) 이 규칙은 전기사업법(이하 “법”이라 한다) 제43조 규정에 의하여 전력시장 및 전력계통의 효율적이고 안정적인 운영에 필요한 사항과 신에너지 및 재생에너지 개발‧이용‧보급 촉진법 (이하 “신재생에너지법”이라 한다) 제12조의9에 의하여 신재생에너지 공급인증서 거래시장 운영에 필요한 사항을 정함을 목적으로 한다.<조번호변경 2007.7.23, 개정 2013.2.28>

 

제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다.

1. “중앙급전발전기”라 함은 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 설비용량 20MW 초과 발전기를 말한다.<개정 2007.7.23, 2010.6.30>

1의2. “비중앙급전발전기”라 함은 중앙급전발전기가 아닌 발전기를 말한다. [신설 2007.7.23]

2. “공급가능용량”이라 함은 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 공급 가능한 용량(MWh)을 말한다. <개정 2016.5.12.>

3. “계통한계가격”이라 함은 거래시간별로 적용되는 전력량에 대한 전력시장가격(원/kWh)을 말하며 육지 및 제주지역으로 구분된다. <개정 2006.12.26, 2009.12.31.>

3의2. “정산상한가격”이라 함은 육지 중앙급전발전기의 발전 전력량에 대해 적용하는 전력시장가격의 상한값(원/kWh)을 말한다. [신설 2013.2.28.]

4. “정산조정계수”라 함은 정부의 요금규제를 받는 전기판매사업자가 50%를 초과하는 지분을 소유한 발전사업자의 발전기와 중앙급전 석탄발전기의 전력거래 정산금을 조정하기 위한 계수를 말한다.[신설 2006.12.26], <개정 2008.4.22., 2012.5.31., 2015.9.30.>

5. “용량가격”이라 함은 거래시간별 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 적용되는 전력시장가격(원/kWh)을 말한다. <개정 2006.12.26., 2016.5.12.>

6. “기준용량가격”이라 함은 용량가격 결정기준 발전기가 기본 운영조건에서 해당 고정비 연금액을 회수할 수 있도록 설정된, 단위시간 및 단위출력당 보상가격(원/kWh)을 말한다.<개정 2006.12.26>

7. “하한제약”이라 함은 열공급, 연료의무사용, 시운전 등의 제약사유에 의해 발전기 운전범위의 하한치를 설정해 놓은 것을 말한다.[신설 2006.12.26]

8. “고정출력”이라 함은 열공급, 연료의무사용, 시운전 등의 제약사유에 의해 발전기 출력을 고정된 값으로 설정해 놓은 것을 말한다.[신설 2006.12.26.]

9. “상한제약”이라 함은 열공급, 연료의무사용, 시운전, 대기오염물질 저감 등의 제약사유에 의해 발전기 운전범위의 상한치를 설정해 놓은 것을 말한다.

[신설 2006.12.26.] <개정 2017.5.30.>

10. “용량가격계수(RCFi)”는 최대부하, 공급용량, 송전손실계수를 고려하여 산정한 용량가격 계수를 말한다.[신설 2006.12.26.] <개정 2016.10.31.>

11. “시간대별 용량가격계수(TCFt)”라 함은 시간대별로 기준용량가격을 차등 적용하기 위해 설정한 계수를 말한다.

12. “시간대별 용량가격계수 보정계수(ĸ)”라 함은 발전기에 대해 시간대별 용량가격계수를 적용함으로써 발생하는 공급가능용량에의 정산금 차액을 최소화하기 위한 계수를 말한다.<개정 2006.12.26>

13. “부가정산금(Uplift)”라 함은 제반 제약사항을 반영하지 않은 가격결정 발전계획을 토대로 한 예상정산금과 실제 계통운영 결과 발생한 실제 정산금과의 차이를 말한다.

14. “송전단 전력(Net Output)”이라 함은 발전단 전력에서 주변압기 손실 및 발전소의 소내 소비전력을 사용한 후 송전하는 전력을 말한다.

15. “소내전력률(Auxiliary Power Ratio)”이라 함은 발전 전력량에 대한 소내 전력량의 비율을 말한다.

16. “연료의 열량단가(FC, 원/Gcal )”라 함은 발전기 연료비의 단위열량에 대한 연료가격을 말한다.

17. “열소비 상수(No Load Heat Rate Coefficient, NLHC, Gcal/h)”라 함은 발전기 출력과 소비열량의 관계를 나타내는 2차의 입출력 특성곡선식의 상수를 말한다.

18. “1차 열소비 계수(Linear Heat Rate Coefficient, LHC, Gcal/㎿h)”라 함은 발전기 출력과 소비열량의 관계를 나타내는 2차의 입출력 특성곡선식의 1차계수를 말한다.

19. “2차 열소비계수(Quadratic Heat Rate Coefficient, QHC, Gcal/㎿2h)”라 함은 발전기 출력과 소비열량의 관계를 나타내는 2차의 입출력 특성곡선식의 2차 계수를 말한다.

20. “기동비용(Start Up Cost, SUC)”이라 함은 발전기의 기동과 관련되어 소요되는 비용으로서, 원(Won)단위 양(陽)의 정수로 표시되는 비용을 말한다.

21. “최대발전용량(Maximum Generating Capacity, MGC, [MW])”이라 함은 주변압기 고압측을 기준으로 발전기가 최대로 발전할 수 있는 용량으로서 법 제63조에 따른 ‘사용전 검사’ 또는 법 제65조에 따른 ‘정기검사’ 시 부하운전시험 검사에 합격한 용량에서 소내전력을 차감한 용량을 말한다. 단, 원자력발전소는 원자력법 제16조(검사) 또는 제23조의 2(검사)에 따른 검사용량에서 소내전력을 차감한 용량을 말한다.<개정 2006.9.14>

22. “최소발전용량(Minimum Generation, MG, [㎿])”이라 함은 주변압기 고압측을 기준으로 발전기가 안정한 운전을 유지하기 위하여 발전해야 할 최소용량을 말한다.

23. “출력감소율(Ramp Down Rate, RDR, [㎿/min])“이라 함은 발전기가 분당 출력을 감소시킬 수 있는 능력을 말한다.

24. “출력증가율(Ramp Up Rate, RUR, [㎿/min])”이라 함은 발전기가 분당 출력을 증가시킬 수 있는 능력을 말한다.

25. “최소운전시간(Minimum Up Time, MUT, [h])“이라 함은 발전기가 계통연결 이후 계통분리될 수 있기까지의 최소 시간간격을 말한다.

26. “최소정지시간(Minimum Down Time, MDT, [h])”이라 함은 발전기가 계통분리 이후 계통연결될 수 있기까지의 최소 시간간격을 말한다.

27. “발전기 성능시험”이라 함은 변동비반영발전시장(CBP)의 전력시장에 참여하는 발전기의 특성자료와 정확한 발전비용산정 기초 자료로 활용하기 위해 발전기의 실제 운전비용을 산출하기 위한 성능시험을 말한다.

28. “혼소율(Mixed Fuel Burning Ratio)”이라 함은 2종류 이상의 연료를 혼소하는 국내탄발전소에서 소비되는 보일러 입열 중 연료별로 차지하는 열량비를 말한다.<개정 2004.12.21>

28의2. “국내탄발전소”라 함은 국내탄 사용을 목적으로 설계 및 준공되어 정부가 배정한 국내탄을 소비하는 발전소를 말하며, 국내탄 수급여건에 따라 수입무연탄, 유연탄 등으로 혼소 사용할 경우에도 국내탄발전소로 본다. [신설 2010.6.30]

29. “기본요금”이라 함은 발전소별로 납부한 수전전력요금중 전기요금 청구서상 전력산업 기반기금을 제외한 기본요금을 말한다.

30. “계통운영보조서비스(이하 “보조서비스”)”라 함은 전력계통의 신뢰성, 안정성을 유지하고, 전기품질을 유지하며, 전력거래를 원활하게 하기 위하여 전기사업자가 제공하는 주파수조정, 예비력, 무효전력 및 자체기동 등의 서비스를 말한다. <개정 2006.9.14>

31. “가격결정발전계획”이라 함은 한계가격을 산출하기 위하여 열공급, 연료제약, 송전제약 등의 각종 제약요소를 고려하지 않고 수립되는 거래일의 발전계획을 말하며 수요반응자원의 감축계획을 포함한다.<개정 2014.11.3>

32. “거래기간”이라 함은 거래시간의 기간으로 1시간으로 정한다.

33. “거래시간”이라 함은 한계가격이 산출, 적용되는 거래일의 단위기간으로서, 각 거래시간은 그 단위기간의 끝점으로 표시된다.(즉, 거래시간 06시는 05:00 직후부터 시작하여 06:00에 종료하는 기간을 표시한다.)

34. “거래일”이라 함은 전력시장에서 전력이 거래되는 기간 중의 1일로서, 거래시간 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간을 말한다.

35. “발전계획신고기간”이라 함은 가격결정발전계획이 작성되는 시간단위의 기간으로 거래일 전날 거래시간 19시부터 거래일 익일 거래시간 04시까지로 한다.

36. “유효구매전력량”이라 함은 제3.2.2.1조에서 정한 전력을 직접 구매할 수 있는 자격이 있는 자로서 제3.2.2.3조의 규정에 의한 승인을 얻은 자(이하 “직접구매자”라 한다) 또는 구역전기사업자의 계량점이 발전사업자의 계량기준점과 다름으로 해서 직접구매자 또는 구역전기사업자에 따라 발생하는 송전 또는 배전과정에서 발생하는 손실을 반영하여 물리적인 계량값을 보정한 전력량을 말한다. <개정 2005.1.21>

37. “직접구매 용량보정계수”라 함은 전력시장에서 전력을 거래하는 모든 발전기에 대한 연간 평균입찰용량을 전력시장의 연간 최대부하로 나눈 값을 말한다.

38. “직접구매 용량가격”이라 함은 제2.4.3조에서 정한 일반발전기의 용량가격에 제37호의 직접구매용량보정계수를 적용하여 보정한 용량가격을 말한다.

39. “용량가격 적용전력”이라 함은 직접구매자의 용량가격 정산에 기준전력으로 사용되는 전력으로서 계량점으로 환산한 해당 직접구매자별로 별도 산출된 유효구매전력량을 말한다.

40. “계량점”이라 함은 계량이 이루어지는 지점으로서 주변압기 고압측의 한 지점을 말하며, 법 제15조의 규정에 의한 “송·배전용 전기설비 이용규정”의 접속점을 원칙으로 한다.<개정 2012.12.31>

41. “계량설비”라 함은 계량점과 통신망에 연결되는 지점 간에 있는 전력량 측정 및 측정자료의 전송에 관련된 모든 구성요소의 집합을 말하며, 일반적인 전력거래를 위한 “주 계량설비”와 주 계량설비 고장 시 중단 없는 계량을 위해 추가로 설치되는 “비교 계량설비”, 신재생에너지연계형 전기저장장치의 공급인증서 가중치 계산 등을 위한 “기타 계량설비”로 구성된다. <개정 2015.9.30.>

42. “정산”이라 함은 전력거래소가 전력시장에 참여하는 개별 사업자의 구분에 따라 보상금과 부담금을 산정하는 것을 말하며, 전력의 공급자에 대해서는 공급의 대가로 받아야 할 금액을 산출하고 전력의 구매자에 대해서는 구매의 대가로 부담해야 할 금액을 계산하는 것을 의미한다.

43. “운영발전계획”이라 함은 전력계통에 영향을 주는 제약조건을 고려하여 실제 계통운전을 위해 수립되는 거래일의 발전계획을 말하며 수요반응자원의 감축계획 및 전기저장장치가 제공하는 주파수조정용량을 포함한다. <개정 2014.11.3., 2015.5.7.>

44. “급전지시”라 함은 전력거래소에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운용하기 위하여 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 운영하는 발전사업자와 수요반응자원을 운영하는 수요관리사업자 및 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자에게 지시하는 행위를 말하며, 전력계통 비상상황 시에는 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 운영사업자에 대해서도 지시를 행할 수 있다. 다만, 수요관리사업자에 대한 급전지시는 “수요감축요청”이라 한다. <개정 2010.6.30., 2014.11.3., 2015.5.7., 2016.5.12., 2017.12.29., 2018.2.9>

45. “전력계통”이라 함은 발전소에서 생산한 전기를 전기사용자에게 공급하기 위하여 물리적으로 상호 연결된 전기설비(발전설비, 송변전설비, 배전설비, 기타 부대설비 등)를 말한다.

46. “계통운영”이라 함은 원활한 전기의 흐름과 전기의 품질유지를 위하여 전력계통의 전기 흐름을 통제, 관리, 운영하는 것을 말한다.

47. “송전망”이라 함은 전기사업자가 소유․관리하는 송전선로, 변압기, 조상설비 및 보호장치 및 전기저장장치 등을 말한다.<개정 2015.3.17.>

48. “계통조작”이라 함은 전력계통의 운전, 정지, 고장복구 등을 위하여 전기설비를 원격 또는 현장 조작하는 행위를 말한다.

49. “수급조절”이라 함은 전력수급의 균형을 유지하기 위한 발전기의 출력 조정(기동 정지포함), 수요반응자원의 전력부하감축, 부하조정, 수요조절, 전압제어, 주파수제어 및 계통 조류조절 등의 조치를 말한다.<개정 2007.12.27., 2014.11.3>

50. “비상상황”이라 함은 발전 및 송전계통의 내부 요인이나 폭풍 및 기타 자연현상 또는 사회혼란, 태업 등과 같은 외부 원인에 의하여 전력계통에 심각한 혹은 광역 정전을 야기할 수 있는 상태 또는 전력수급의 균형유지가 곤란하거나 곤란이 예상되는 상태를 말한다.

51. “고장정지”라 함은 전력설비의 고장, 보호장치의 자동작동에 의해 전력설비가 서비스를 제공할 수 없는 상태로 되는 것을 말한다.

52. “긴급정지”라 함은 설비고장 임박 등 계속 운전할 수 없는 긴급상황 발생으로 설비를 계통에서 분리함으로써 전력설비가 서비스를 제공할 수 없는 상태로 되는 것을 말한다.

53. “휴전계획”이라 함은 주요장치에 대한 점검이나 보수 등을 목적으로 전력설비의 운전을 정지하기 위한 사전계획을 말한다.

54. “조상설비”라 함은 전력계통의 무효전력을 공급 또는 소비함으로써 계통의 적정 전압을 유지하는 설비로 분로리액터, 캐패시터, 정지형무효전력보상기, 동기조상기 등을 말한다.

55. “일간발전계획 프로그램”이라 함은 전력거래소에서 일일 가격결정발전계획 및 운영발전계획을 수립하는데 사용하는 전산프로그램을 말한다.

56. “시운전발전기”라 함은 법 제63조의 규정에 따른 사용전검사를 받지 않은 발전기로서 제12.4조에 따른 상업운전개시 신고를 하지 않은 중앙급전발전기를 말한다.<개정 2007.7.23>

57. “예비력”이라 함은 예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형을 유지하지 못할 경우를 대비하여 전력수요를 초과하여 보유하는 여유용량을 말하며, 공급예비력과 운영예비력으로 구분한다. <개정 2011.12.2., 2015.5.7>

58. “공급예비력”이라 함은 우선적으로 확보해야 하는 운영예비력과 이를 초과하여 급전정지 중인 발전력을 말한다. [신설 2011.12.2]

59. “운영예비력”이라 함은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 주파수조정 예비력과 한국전력거래소(이하“전력거래소“라 한다)의 급전지시 후 120분 이내(동·하계전력수급대책 기간은 20분 이내)에 확보 및 이용이 가능한 대기·대체예비력을 말한다. [신설 2011.12.2]

60. “운전예비력”이라 함은 주파수조정예비력과 대기·대체예비력 중 운전상태를 말한다. [신설 2011.12.2]

61. “공급능력”이라 함은 발전단 용량의 총합으로 계획예방정비 및 출력감소전력 등을 제외한 용량을 말한다. [신설 2011.12.2]

62. “급전정지”라 함은 운영예비력을 초과하여 정지중인 발전력을 말한다.<개정 2011.12.2>

63. “열간기동대기(Hot Standby)”라 함은 급전정지 발전기를 120분 이내에 계통연결이 가능한 상태로 대기하는 것을 말한다. [신설 2011.12.2]

64. “시송전선로”라 함은 전 계통 또는 광역계통 정전 발생 시 자체기동발전기에서 생산된 전력을 다른 발전소 또는 변전소로 공급하기 위하여 사전에 지정한 선로를 말한다. <호순변경 2011.12.2>

65. “자체기동발전소”라 함은 외부로부터의 기동전력 공급 없이 비상발전기 등에 의하여 자체 기동 후 타 발전소의 기동전력 또는 부하에 전력을 공급할 수 있는 발전소를 말한다.<호순변경 2011.12.2>

66. “계통연결”이라 함은 발전기가 기동하여 무부하 정격속도에서 동기 검정장치에 의하여 전력계통에 병렬로 운전될 수 있도록 연결시키는 것을 말한다.<호순변경 2011.12.2>

67. “황색차단기”라 함은 시송전선로에 연결된 차단기로서 정전 시에도 개방하지 않도록 지정된 차단기(모선연락 또는 모선구분 차단기를 포함)를 말한다.<호순변경 2011.12.2>

68. “보호장치”라 함은 전기설비 고장이나 전력계통의 불안정 시 이를 감지하여 고장 또는 불안정요인을 전력계통으로부터 분리시키거나 운영자에게 경고하는 장치를 말한다. <호순변경 2011.12.2>

69. “상정고장”이라 함은 전력계통에서 고장이 발생하여도 계통이 안정을 유지하도록 대비책을 수립하는데 필요한 가상의 단일 또는 다중의 전력설비 고장을 말한다.<호순변경 2011.12.2>

70. “전력IT설비”라 함은 발전 및 송․배전 전력시스템, 시장운영시스템과 정보통신 기술을 접목하여 실시간 통신을 통해 운전, 제어, 감시를 가능하게 하는 지능화 기기 및 시스템을 말한다.[신설 2010.6.30.]<호순변경 2011.12.2>

71. “수요반응자원”이라 함은 이 규칙에 따라 다수의 수요반응참여고객을 통해 전력부하를 감축할 수 있는 자원을 말한다.[신설 2014.11.3.]

72. “수요반응참여고객”이라 함은 수요반응자원을 구성하여 전력부하를 실제로 감축하는 최종 전기소비자를 말하며, 판매사업자 등과의 전기사용계약단위를 기본 단위로 한다.[신설 2014.11.3.]

73. “전력부하감축거래량”이라 함은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량을 합한 것을 말하며 거래당일 별도의 수요감축요청 없이 가격결정발전계획에 따른 전력부하감축거래량(이하 “계획감축량”)과 실시간 수요감축요청에 따른 전력부하감축거래량(이하 “수요감축요청이행량”)으로 구분한다. [신설 2014.11.3.]

74. 배출권 할당대상 발전사업자라 함은 온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률(이하 배출권거래법이라 한다) 제8조 제1항 제1호로 지정된 배출권 할당대상업체 중 전력시장에 참여하는 발전사업자를 말한다.[신설 2015.3.17.]

75. 배출권거래비용이라 함은 할당대상 발전사업자가 발전기를 운전하여 온실가스를 배출하고 온실가스감축목표를 달성하기 위해 지출한 비용을 말한다. [신설 2015.3.17.]

76. 배출권거래비용 기준가격이라 함은 배출권거래비용 정산 시 기준이 되는 가격을 말한다. [신설 2015.3.17.]

77. “전기저장장치”란 전기를 충전하여 이를 다른 에너지로 변환하여 저장 후 방전하는 방식으로 전기를 공급하는 장치를 말한다. 다만, 신재생에너지 발전기와 연계하여 운영하는 전기저장장치는 제외한다. [신설 2015.5.7.] <개정 2016.5.12.>

77의1. “중앙급전전기저장장치”란 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 발전사업자가 소유한 전기저장장치로 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치와 부칙의 별도기준에 따른 주파수조정 서비스만 제공하는 전기저장장치를 말한다. [신설 2016.5.12.] <개정 2017.12.29.>

77의2. “비중앙급전전기저장장치”란 중앙급전전기저장장치가 아닌 발전사업자가 소유한 전기저장장치를 말한다. [신설 2016.5.12.]

77의3. “송전사업자용전기저장장치”란 계통운영보조서비스를 제공하기 위하여 송전사업자가 운영하는 전기저장장치를 말한다. [신설 2016.5.12.]

78. 전력계통 해석 프로그램이라 함은 전력계통에서 발생하는 현상을 예측하거나 분석하는 데 사용하는 상용프로그램으로, 계통운영자가 요구하는 입력데이터 형식을 지원할 수 있는 프로그램을 말한다. [신설 2015.9.30.]

79. “최대충전용량”이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 충전할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

80. “최소충전용량”이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 충전할 수 있는 최소용량(MW)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

81. “최대방전용량”이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 방전할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

82. “최소방전용량”이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전을 유지하면서 방전할 수 있는 최소용량(MW)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

83. “최대저장전력량”이라 함은 전기저장장치가 완전 충전 상태에서 재충전 없이 완전 방전상태에 도달할 때까지 전력계통에 공급할 수 있는 전력량(MWh)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

84. “최소저장전력량”이라 함은 전기저장장치가 안정적인 운전 상태를 유지하기 위하여 최소한으로 저장하여야 하는 전력량(MWh)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

85. “운전저장전력량”이라 함은 전기저장장치가 특정 시점에서 재충전 없이 완전 방전상태에 도달할 때 까지 전력계통에 공급할 수 있는 전력량(MWh)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

86. “충전상태(SOC : State Of Charge)”는 전기저장장치의 충전수준을 나타내는 것으로 최대저장전력량에 대한 운전저장전력량의 백분율(%)로 나타낸다. [신설 2016.5.12.]

87. “최대운전시간”이라 함은 전기저장장치가 완전 충전상태에서 최대방전용량으로 방전 가능한 시간을 말한다. [신설 2016.5.12.]

88. “운전주기효율”이라 함은 전기저장장치의 방전전력량을 투입된 충전전력량으로 나눈 백분율(%)을 말한다. [신설 2016.5.12.]

89. “공급용량계수(ICF)”는 최대수요와 공급용량을 고려하여 산정한 계수를 말한다. [신설 2016.10.31.]

90. “지역계수(LF)”는 지역신호 강화를 위하여 용량손실계수를 이용하여 산정한 계수를 말한다. [신설 2016.10.31.]

91. “용량손실계수(CTLF)”는 지역계수(LF) 산정에 적용하는 값으로 해당 발전기의 정적손실계수 중 동계(12월,1월,2월) 평일 및 하계(7월,8월,9월) 평일에 적용하는 정적손실계수를 평균한 값을 말한다. [신설 2016.10.31.]

92. “용량손실계수가중평균(WACTLF)”은 지역계수(LF) 산정에 적용하는 값으로 해당 발전기의 용량손실계수를 중앙급전발전기의 설비용량으로 가중평균한 값을 말한다. [신설 2016.10.31.]

93. “연료전환성과계수(FSFi)”라 함은 전력수급의 안정을 위한 적정 설비용량의 유지와 온실가스 감축을 통한 기후변화의 효과적 대응을 목적으로 개별발전기의 발전기여도와 환경기여도를 고려하여 산정한 용량가격계수를 말한다. [신설 2016.10.31.]

94. 규칙에서의 “대기오염물질 저감”이라 함은 환경보호를 위하여 녹색성장기본법, 전기사업법, 환경정책기본법, 대기환경보전법, 수도권대기환경에 관한특별법 등 관련법령에 따른 대기오염물질 저감을 말한다. [신설 2017.5.30.]

95. <삭제 2018.2.9>

 

제1.1.3조(적용 범위) 이 규칙은 한국전력거래소(이하 “전력거래소”라 한다)가 운영하는 전력시장 및 전력계통에서의 전력거래와 전력계통 운영에 적용한다.

② 전력거래소와 전력거래소의 회원(법 제39조에서 규정한 자로 이하 “회원”이라 한다)인 자는 규칙을 준수하여야 한다.

③ 전력거래소의 회원이 아닌 자로서 전력거래소가 운영하는 전력계통에 연결된 전기설비를 운영하는 전기사업자 및 자가용전기설비설치자는 이 규칙 제5장을 준수하여야 한다. <개정 2010.6.30>

④ 법 부칙 제8조(2000.12.23 개정ㆍ공포된 전기사업법 부칙 제8조를 말한다. 이하 같다.)에 의하여 전력거래소의 회원이 아닌 자와 수급계약을 체결한 전기판매사업자(이하 “판매사업자”라 한다)는 해당 발전기에 대하여 이 규칙(제5장 제외)에서의 발전사업자의 의무를 준수하여야 한다. 이 경우 판매사업자는 해당 발전기를 소유한 자로 하여금 발전사업자의 의무를 대신 준수하도록 할 수 있다. 단, 전력거래소가 전력계통의 신뢰도 확보를 위해 별도 요청할 경우에는 별표12를 준수하여야 한다.<개정 2003.11.11, 2010.6.30>

⑤ 이 규칙에서 특별히 정하지 않은 경우 구역전기사업자의 전력거래 중 공급부문에 대해서는 발전사업자에 관한 규정을 적용하고 구매부문에 대해서는 판매사업자에 관한 규정을 적용한다.[신설 2005.1.21] <조번호변경 2007.7.23.>

⑥ 이 규칙에서 특별히 정하지 않은 경우, 발전사업자의 중앙급전전기저장장치의 운영에 대해서는 중앙급전발전기에 관한 규정을, 비중앙급전전기저장장치의 운영에 대해서는 비중앙급전발전기에 관한 규정을 적용하고, 전기저장장치의 방전전력은 발전기의 발전전력으로 본다. [신설 2016.5.12.]

 

제1.1.4조(기호 및 변수) 이 규칙에서 사용되는 기호 및 변수의 명칭, 약어, 단위와 그 내용은 별표 1과 같다. <조번호변경 2007.7.23>

 

제1.1.5조(전력거래소 등의 책무) 전력거래소는 전기사용자의 부담이 최소화되도록 경제적이고 안정적으로 전력시장 및 전력계통을 운영하여야 하며 전기사업자와 수요관리사업자는 이에 협조하여야 한다. <조번호변경 2007.7.23.> <개정 2014.11.3.>

 

제2절 전력거래자 및 발전기 등록 [본절신설 2007.7.23]

 

제1.2.1조(등록의무) ① 전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래 자”라 한다)는 다음 각 호의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다.

1. 판매사업자

2. 발전사업자

3. 구역전기사업자

4. 자가용전기설비설치자

5. 직접구매자

6. 수요관리사업자[신설 2014.11.3.]

② 전력거래자가 제1항 각 호의 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다.

제1항 제6호의 수요관리사업자의 등록은 제12장의 규정을 따른다.[신설 2014.11.3.]

 

제1.2.2조(등록신청) ① 전력거래자의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제1항의 등록 신청서류를 갖추어 전력거래 개시 6개월 전까지 전력거래소에 전력거래자의 등록을 신청하여야 한다.

② 발전기 및 전기저장장치의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제2항의 등록 신청서류를 갖추어 전력거래 개시 6개월 전까지 전력거래소에 발전기 및 전기저장장치의 등록을 신청하여야 한다. <개정 2016.5.12.>

③ 전력거래소 회원은 연회비와 등록비를 전력거래소에 납부하여야 하며, 연회비는 전력거래소 회원의 자격이 유효한 기간 동안 매년 납부하여야 한다.[신설 2010.11.30]

④ 연회비 및 등록비 부과금액은 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다.[신설 2010.11.30]

 

제1.2.3조(등록 신청서류) ① 전력거래자의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각호와 같다.

1. 판매사업자

가. 별지 제78호서식의 등록신청서

나. 전기판매사업허가증 사본

다. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본

라. 시장은행 통장 사본 및 사용인감 증명서(인감 이미지화일 포함)

2. 발전사업자(자가용전기설비설치자 포함)

가. 별지 제79호서식의 등록신청서

나. 발전사업허가증 사본(자가용전기설비 설치자는 자가용전기설비공사 공사계획 인가서 또는 신고서 사본)

다. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본

라. 시장은행 통장 사본 및 사용 인감 증명서(인감 이미지화일 포함)

3. 구역전기사업자

가. 별지 제78호서식의 등록신청서

나. 구역전기사업허가증 사본

다. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본

라. 시장은행 통장 사본 및 사용 인감 증명서(인감 이미지화일 포함)

4. 직접구매자

가. 별지 제78호서식의 등록신청서

나. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본

다. 시장은행 통장 사본 및 사용 인감 증명서(인감 이미지화일 포함)

② 발전기의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다.

1. 별지 제80호서식의 발전기 등록신청서 또는 별지 제 80-1호서식의 전기저장장치 등록신청서 <개정 2016.5.12.>

2. 전기사업허가증 사본(자가용전기설비 설치자는 자가용전기설비공사 공사계획 인가서 또는 신고서 사본)

 

제1.2.4조(발전기의 등록기준) ① 발전기의 등록은 1기의 발전기에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 2기 이상의 발전기를 1기의 발전기로 본다.<개정 2013.10.1.>

1. 동일 수계(저수지)를 이용하고 동일한 모선에 연결되어 있는 수력 및 양수 발전기

2. 동일한 주변압기에 연결된 발전기

3. 복합모드로 운전이 가능한 발전기

② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다.

1. 발전기 기동정지, 출력증가/감소 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 발전기

2. 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 발전기의 비용요소를 결정할 수 없는 발전기

3. 자가용 발전기

4. 구역전기사업용 발전기

5. 신에너지및재생에너지개발·이용·보급촉진법 제2조의 규정에 의한 신재생에너지(수력 제외)를 이용하여 전기를 생산하는 발전기

③ 제1항 및 제2항에 따라 등록된 발전기 또는 등록기준에 적합한 신규발전기 중 열과 전기를 동시에 생산할 수 있으나 운전모드(열공급 또는 전기공급) 전환이 불가능한 발전기는 해당 발전기의 공급구역내 열수요 및 설비특성을 고려하여 중앙급전발전기와 비중앙급전발전기 등록을 3년 단위로 변경할 수 있다. [신설 2012.12.31]

1. 최초로 등록을 할 경우에는 중앙급전발전기 또는 비중앙급전발전기를 선택할 수 있다.

2. 발전기 등록을 변경하고자 하는 경우에는 이전 등록일이 포함된 해당월로부터 3년이 경과한 익월부터 적용된다.

3. 변경하고자 하는 사업자는 변경시점으로부터 3개월 전까지 신청해야 한다.

4. 비중앙급전발전기에서 중앙급전발전기로 변경을 할 경우에는 중앙급전발전기 등록요건을 충족해야 한다.

 

제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준) 전기저장장치의 등록은 1기의 전기저장장치에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다. 다만, 동일한 주변압기에 연결된 2기 이상의 전기저장장치는 1기로 본다.

② 전기저장장치의 중앙급전 등록 여부는 다음 각 호에 따라 결정한다.

1. 전기저장장치 1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 경우 중앙급전전기저장장치로, 그 외의 경우에는 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 단, 주파수조정 서비스만 제공할 경우 부칙의 별도기준을 충족시키는 경우 중앙급전전기저장장치로 등록한다. <개정 2017.12.29.>

2. 제1호에도 불구하고 다음 각 목에 해당할 경우 비중앙급전전기저장장치로 등록한다.

가. 기동정지, 출력조정 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 전기저장장치

나. 자가용 전기저장장치

[본조신설 2016.5.12.]

 

제1.2.5조(등록) 전력거래소는 제1.2.2조 제1항의 전력거래자 등록신청에 대하여 다음 각 호의 경우를 제외하고는 전력거래개시 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다.

1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우

2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우

3. 법 및 규칙에서 정한 전력거래에 관한 요건을 갖추지 아니한 경우

② 전력거래소는 제1.2.2조 제2항의 발전기 및 전기저장장치 등록신청에 대해 다음 각호의 경우 외에는 해당 설비의 최초 계통연결 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다.

1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우

2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우

3. 등록하고자 하는 설비가 법 및 규칙에서 정한 설비요건을 갖추지 아니한 경우

4. 규칙에 따른 설비의 계통연결을 위한 기술검토가 완료되지 아니한 경우

<본항개정 2016.5.12.>

 

제1.2.6조(등록변경에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.5조에 관한 규정은 전력거래자, 발전기 및 전기저장장치 등록변경에 관하여 이를 준용한다. <개정 2016.5.12.>

 

제1.2.7조(등록의 말소 신청) 전력거래자가 사업을 폐업하고자 하는 경우에는 3 개월 전까지 전력거래소에 전력거래자 등록 및 설비 등록의 말소를 신청하여야 한다.

② 전력거래자가 보유한 설비를 폐지하고자 하는 경우에는 3개월 전까지 전력거래소에 설비등록의 말소를 신청하여야 한다.

 

제1.2.8조(등록의 말소) ① 전력거래소는 제1.2.7조에 따른 전력거래자의 등록말소 신청에 대하여 특별한 사정이 없는 한 해당 전력거래자의 사업의 폐지 또는 설비의 폐지와 동시에 등록을 말소하여야 한다.

② 전력거래소는 전력거래자가 사업을 폐지하였는데도 불구하고 전력거래자 등록말소를 신청하지 아니한 경우 직권으로 전력거래자 및 설비 등록을 말소할 수 있다.

 

제1.2.9조(판매사업자와 전력수급계약을 체결한 발전사업자에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.8조의 전력거래자, 발전기 및 전기저장장치 등록에 관한 규정은 법 부칙<제6283호, 2000.12.23.> 제8조에 의하여 판매사업자와 전력거래를 하는 발전사업자에게 준용한다. <개정 2016.5.12.>

제2장발전입찰 및 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제1관 발전비용의 결정

제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전 전기저장장치를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력 및 전기저장장치가 방전하는 전력의 시장가격의 계산 및 급전을 하기 위하여 필요한 각 설비의 운전비용 및 기술적 특성자료에 관한 다음 각호의 자료를 작성하여 연료의 열량단가 자료는 매달 말일기준 9일전(실근무일 기준)까지, 기타 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 작성하여 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 송전사업자용 전기저장장치의 기술적 특성자료를 제출하여야 한다. <개정 2009.06.30., 2015.5.7., 2016.5.12.>

② 다음의 자료는 매달 말일기준 9일전(실근무일 기준)까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 열소비 관련계수의 변경사항이 없는 경우에는 제출하지 않을 수 있다. <개정 2006.12.26, 2009.06.30>

1. 연료의 열량단가(FCi, 원/Gcal)

2. 발전기 출력과 소비열량의 관계를 표시하는 계수로서, 열소비상수(NLHCi), 1차열소비계수(LHCi), 2차열소비계수(QHCi)를 포함하는 입출력특성곡선식의 계수

Hi = QHCiPi2 + LHCiPi + NLHCi

여기서 Hi : 발전기 i의 사용열량 (Gcal/hr), Pi : 발전기 i의 출력 (MW)

③ 발전기의 운전비용 및 기술적 특성 자료에 대해 다음의 자료를 작성하여 매 분기가 시작하기 1개월 전까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 최대발전용량, 최소발전용량, 주파수추종운전범위, 자동발전제어운전범위는 특별한 사유발생시 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2010.11.30>

1. 발전기 기동과 관련되어 소요되는 비용으로서, 원(Won)단위 양(陽)의 정수로 표시되는 기동비용(SUCi)

2. 기동소요시간 : 급전지시를 받은 시각부터 발전기가 기동하여 전력계통에 연결 되는 시각까지 소요되는 시간 (단위 : 분)

3. 최대발전용량(Maximum Generating Capability, MGCi)

4. 최소발전용량(Minimum Generation, MGi)

5. 발전출력 수준별 출력증가율 4개 이하

6. 발전출력 수준별 출력감소율 4개 이하

7. 최소운전시간(Minimum Up Time, MUTi)

8. 최소정지시간(Minimum Down Time, MDTi)

9.보조서비스 특성자료(주파수추종 운전범위, 부동대, 속도조정률, 자동발전제어 운전범위)[신설 2008.10.31.]

10. 열공급발전기의 열과 전기 생산비율(열전비) [신설 2016.5.12.]

④ 발전사업자는 전기저장장치의 운전비용 및 기술적 특성 자료에 대해 다음의 자료를 작성하여 매 분기가 시작하기 1개월 전까지(시운전의 경우에는 최초 계통연결 전월 20일 까지) 전력거래소에 제출하여야 한다. [신설 2016.5.12.]

1. 전기저장장치 기동과 관련되어 소요되는 비용으로서, 원(Won)단위 양(陽)의 정수로 표시되는 기동비용(SUCi)

2. 기동소요시간 : 급전지시를 받은 시각부터 발전기가 기동하여 전력계통에 연결 되는 시각까지 소요되는 시간 (단위 : 분)

3. 최대방전용량

4. 최소방전용량

5. 최대충전용량

6. 최소충전용량

7. 최대저장전력량

8. 최소저장전력량

9. 출력 수준별 출력증가율 4개 이하

10. 출력 수준별 출력감소율 4개 이하

11. 최대운전시간

12. 운전주기효율

13.보조서비스 특성자료(주파수추종 운전범위, 부동대, 속도조정률, 원격출력제어 운전범위)

⑤ 제4항에도 불구하고, 전기저장장치의 기술적 특정자료 항목, 제출 빈도 및 기한은 비용평가 위원회에서 달리 정할 수 있다. [신설 2016.5.12.]

중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자는 당해연도 6월부터 다음연도 5월까지의 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 상업운전개시 및 폐지 계획을 당해연도 4월말까지 전력거래소에 제출하여야 한다.[신설 2006.12.26.] <항번호 변경 및 개정 2016.5.12.> <개정 2017.12.29.>

⑦ 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를 거쳐야 한다.<개정 2006.12.26., 2015.5.7.> <항번호 변경 및 개정 2016.5.12.>

제2.1.1.2조(자료의 제출) 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 및 전기저장장치의 운전비용 등 자료는 전력거래시스템을 이용하여 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 전력거래시스템의 장애 등으로 이용 불가시에는 별지 서식에 의거 제출할 수 있다.<개정 2003.11.11., 2016.5.12>

① 매월 제출자료

1. 제출시기 : 매달 말일기준 9일전(실근무일 기준)까지

2. 자료항목

가. 발전기별 1차연료 열량단가(1차연료가 2개 이상인 발전기는 각 1차연료의 열량단가) 및 2차연료의 열량단가

나. <삭제 2006.12.26>

3. 제출양식 : 별지 제1호 및 제2호서식<개정 2006.12.26>

② 매분기 제출자료

1. 제출시기 : 매 분기 시작하기 1개월 전

2. 자료항목

가. 발전기별 1차연료의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용(1차연료가 2개상인 발전기는 1차연료 각각의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용)

나. 발전기별 2차연료(LNG를 주연료로 사용하는 발전기의 경우)의 발전기 입출력 특성계수, 가동변수 및 기동비용

다. 제2.1.1.1조 제4항에 따른 중앙급전전기저장장치의 기술특성자료 [신설 2016.5.12.]

3. 제출양식 : 별지 제4호 내지 제7-1호 서식 <개정 2016.5.12.>

③ 매년 제출자료[신설 2006.12.26.]

1. 제출시기 : 매년 4월 말일까지 <개정 2017.12.29.>

2. 자료항목 : 당해연도 6월부터 다음연도 5월까지의 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 상업운전개시 및 폐지 계획 <개정 2016.5.12., 2017.12.29>

3. 제출양식 : 별지 제36호서식

④ 제1항 및 제2항 자료의 증빙을 위한 서류는 별도로 제출하여야 한다. <항번호변경 2006.12.26.> <개정 2016.5.12.>

⑤ 제1항 제2호 가목의 1차연료가 2개 이상인 발전기의 경우 사용연료 변경시는 발전사업자는 실근무일 기준 3일전까지 이를 전력거래소에 통지하여야 한다.[신설 2003. 11.11]<항번호변경 2006.12.26>

⑥ 발전기의 연료 변경(LNG를 주 연료로 사용하는 발전기의 경우)이 발생하였을 경우에는 그에 대한 관련 자료를 전력거래소에 제출하여야 한다.<항번호변경 2006.12.26>

⑦ 한국가스공사 공급 LNG발전기의 초과부가금이 발생하였을 경우에는 그에 대한 관련 자료를 전력거래소에 제출하여야 한다. [신설 2012.5.31]

1. 제출시기 : 초과부가금 발생 익월, 말일기준 9일전(실근무일 기준)까지

2. 자료항목 : 비용평가위원회의 초과부가금 정산인정 여부를 심의하기 위해 필요한 근거자료

복합모드로 운전가능한 발전기는 전력거래 정산에 필요한 경우 추가로 입출력특성계수, 기동비용 등 운전비용 및 기술적 특성자료를 제출할 수 있다. [신설 2016.5.12.]

⑨ 열공급발전기는 전기생산 기준(전기모드)와 열과 전기 동시 생산기준(열병합 모드) 입출력특성계수를 제출할 수 있으며, 세부사항은 비용평가세부운영규정에서 정한 바에 따른다. [신설 2016.5.12.]

⑩ 열공급발전기는 열과 전기 생산비율을 제출할 수 있으며, 세부사항은 비용평가세부운영규정에서 정한 바에 따른다. [신설 2016.5.12.]

제2.1.1.3조(발전기 발전비용 요소) 전력거래소는 제2.1.1.1조 제3항의 규정에 의하여 정해진 발전기별 운전비용 자료를 이용하여 다음 각호에서 정한 바와 같이 각 발전기의 발전비용 요소를 결정하여야 한다. <개정 2004.9.24, 2006.12.26>

1. 기동비용(SUCi) : 발전기 기동에 소요되는 비용으로, 각 발전기의 발전비용계산에 이용된다.

2. 가격상수(NLPCi) : 열소비상수(NLHCi)와 연료열량단가(FCi)의 곱으로서 발전기의 발전비용계산에 이용된다.

NLPCi = NLHCi × FCi

3. 1차증분가격계수(LPCi) : 1차열소비계수(LHCi)와 연료열량단가의 곱으로서 발전기의 발전비용계산에 이용된다.

LPCi = LHCi × FCi

4. 2차증분가격계수(QPCi) : 2차열소비계수(QHCi)와 연료열량단가의 곱으로서 발전기의 발전비용계산에 이용된다.

QPCi = QHCi × FCi

5.~7. <삭제 2006.12.26.>

제2.1.1.4조(배출권거래비용의 자료제출)배출권 할당대상 발전사업자는 배출권 거래법 제2조의 계획기간 1개월 전까지 다음 각 호의 자료를 제출하여야 한다.

1. 배출권의 할당, 조정 및 취소에 관한 지침(이하 “배출권할당지침”이라 한다) 제2조의 기준연도(이하 “기준연도”라 한다) 온실가스 배출량

2. 기준연도 열판매량, 열생산량 및 전력판매량

배출권 할당 대상 발전사업자는 배출권거래법 제2조의 이행연도(이하“이행연도”라 한다) 종료 후 차기년도 7월말일까지 다음 각 호의 자료를 제출하여야 한다.

1. 배출권거래법 제11조의 배출권 등록부 사본

2. 이행연도 온실가스 배출량

3. 이행연도 열판매량, 열생산량 및 전기판매량

[본조신설 2015.3.17.]

제2.1.1.5조(시운전발전기의 발전비용자료 및 제출기간) ① 법 제9조 제4항의 규정에 의한 사업개시 신고를 하지 아니한 시운전 발전기의 발전비용 자료는 주기기 공급계약서의 자료에 의한다.

제1항의 규정에 의한 시운전 발전기가 상업운전을 개시한 경우에는 상업운전 개시 후 90일 이내에 성능시험을 완료하고 그 결과를 전력거래소에 제출하여야 한다. <조번호 변경 2015.3.17.>

제2.1.1.6조(자료를 제출하지 아니한 경우의 조치) 제2.1.1.2조 및 제2.1.1.4조에서 정한 제출기일까지 발전비용 관련 자료의 전부 또는 일부를 제출하지 아니하거나 허위자료를 제출한 경우에는 최근 1년 이내에 제출한 유효자료 중 가장 불리한 자료를 적용한다. 다만, 제2.1.1.2조 및 제2.1.1.4조에서 정한 자료의 제출기일까지 자료를 제출하지 아니하는 사유서를 제출하였을 경우에는 비용평가위원회에서 이를 심사할 수 있다. <조번호 변경 및 개정 2015.3.17.>

제2.1.1.7조(발전비용의 산출기준)발전기 및 전기저장장치의 요소별 발전비용의 산출 및 적용기준은 비용평가위원회에서 정한다. <개정 2016.5.12.>

법 부칙 제8조의 규정에 의한 수급계약을 체결한 발전기의 발전비용 평가에 관련되는 자료는 전력수급계약서의 발전설비 건설 및 운영기준에 준한다. <조번호 변경 2015.3.17.>

제2.1.1.8조(효력 발생) 제출된 자료는 비용평가위원회의 심의를 거쳐 확정되며, 확정된 자료의 효력일은 비용평가위원회에서 정한다.<조번호 변경 2015.3.17.>

제2.1.1.9조(기준용량가격의 결정) 비용평가위원회는 기준용량가격을 결정하여야 하며, 필요한 경우 기준용량가격보정계수(β)를 운영할 수 있다. <개정 2004.9.24., 2006.12.26.> <조번호 변경 2015.3.17.>

제2.1.1.10조 <삭제 2008.4.22><조번호 변경 2015.3.17.>

제2관 발전기 성능시험의 시행

제2.1.2.1조(성능시험 요청) 비용평가위원회는 사업자가 제출한 발전비용 관련자료가 부적정하다고 판단하는 경우에는 해당사업자에 대하여 해당 발전기의 성능시험을 시행하도록 요청할 수 있으며, 발전사업자도 필요시 별지 제8호서식에 의하여 성능시험을 요청할 수 있다.

제2.1.2.2조(성능시험의 시행) ① 비용평가위원회가 발전기의 성능시험을 요청한 경우와 발전사업자가 성능시험을 요청한 경우에 발전사업자는 특별사유가 없는 한 3개월 이내에 비용평가위원회가 별도로 정하는 시행기준에 의거 성능시험을 수행하고, 그 결과를 제2.1.1.2조에 준하여 별지 제9호서식으로 제출하여야 한다.

② 전력거래소는 사업자가 성능시험 수행시 입회하고 별지 제10호서식에 의한 입회서를 작성하여야 하며 그 결과를 적용하여야 한다.

제2.1.2.3조(성능시험을 시행하지 아니한 경우의 조치) 발전사업자가 비용평가위원회로부터 성능시험을 요청받고 기한 내에 이를 시행하지 아니할 경우에는 기한만료일 다음날부터 유사한 조건을 갖는 타 발전기의 자료를 고려하여 비용평가위원회에서 결정한 값을 적용한다.

제2.1.2.4조(성능시험의 시행기준 및 시행기관) ① 성능시험의 범위 및 조건을 포함한 시행기준은 비용평가위원회에서 정한다.

② 성능시험의 시행기관은 비용평가위원회에서 정한다.

제2절 비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.1조(설치 및 구성) ① 전력거래소에 제2.1.1.2조의 규정에 의한 발전비용 관련 자료심사와 제2.2.1.4조의 규정에 의한 기능을 수행하기 위하여 비용평가위원회(이하 “비용위원회”라 한다)를 둔다.

② 비용위원회는 위원장을 포함하여 6인 이상 9인 이내의 위원으로 구성한다.

비용위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다. <개정 2018.8.2>

1. 전력거래소 임직원

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. 전력거래소 회원의 대표(발전사업자, 판매사업자) 소속 임직원

4. 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자

④ 제3항 제4호와 관련하여 적합한 자격을 지닌 전문가단(Pool)을 구성하여 운영할 수 있다. 이 경우 적합한 자격이라 함은 전력, 경제, 법률 등의 분야에서 제2.2.1.1.조의2 각 호와 같다.

<개정 2011.6.30., 2012.5.31., 2014.9.1., 2018.8.2>

⑤ 비용위원회의 원활한 운영을 위하여 비용위원회에 간사 1인을 두며, 동 간사는 전력거래소 소속 직원 중에서 전력거래소 이사장이 지명한다. <번호변경 2018.8.2.>

제2.2.1.1조의2(위원의 자격) 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원 및 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다. [신설 2012.5.31]

1. 대학(전문대학 등을 포함)에서 조교수 이상의 경력이 3년 이상인 자

2. 박사자격을 취득하고 당해분야에서 5년 이상 종사한 자

3. 공인된 연구기관에서 선임연구원으로 5년 이상의 경력이 있는 자

4. 그 밖에 경력 등이 1호부터 3호까지의 기준에 상당하다고 인정되는 자

제2.2.1.2조(위원장의 직무 및 회의) ① 비용위원회의 위원장은 비용위원회를 대표하며, 비용위원회의 직무를 통할한다.

② 위원장은 비용위원회의 회의를 소집하며, 그 의장이 된다.

③ 위원장이 부득이한 사유로 직무를 수행할 수 없을 때에는 위원장이 지명한 위원이나 비용위원회에서 정한 위원이 그 직무를 대행한다.

제2.2.1.3조(위원의 임기) ① 제2.2.1.1조 제3항 제1호 및 제2호의 규정에 의한 위원의 임기는 해당 직위 보유기간으로 한다.

② 제2.2.1.1조 제3항 제3호 및 제4호의 규정에 의한 위원의 임기는 3년으로 하되, 1회 연임할 수 있다.

③ 제2.2.1.1조 제3항 제3호의 경우 직위가 변경된 경우에는 후임자가 전임자의 잔여임기동안 위원의 자격을 승계한다.

④ 제2항에도 불구하고, 제2.2.1.1조 제3항 제4호의 규정에 의한 위원의 경우 비용평가 업무의 연속성을 유지하기 위하여 연간 기준으로 해당위원 총수의 1/2 범위 내에서 교체할 수 있다. 단, 위원이 사임을 요청하는 경우는 그러하지 아니하다.

⑤ 제2.2.1.1조 제3항 제3호 및 제4호의 규정에 의한 위원은 임기가 만료된 경우라도 그 후임자가 위촉될 때까지 계속 위원으로서의 자격을 유지한다.

<개정 2012.5.31., 2018.8.2.>

⑥ 위원이 사임하고자 할 때에는 그 취지를 서면으로 작성하여 전력거래소 이사장에게 제출하여야 한다. <번호변경 2018.8.2>

제2.2.1.3조의2(위원의 청렴의무 및 해촉) ① 위원으로 선정된 자는 별지 제87호의 청렴서약서를 작성하여 제출하여야 한다.[신설 2012.5.31]

② 다음 각 호에 해당하는 사유가 발생할 경우에는 전력거래소 이사장은 해당위원을 해촉할 수 있다.

1. 전기사업법 등 국내법령 위반으로 금고이상의 형을 선고받았을 경우

2. 비용평가업무와 관련하여 금품수수 또는 부정한 청탁 등 비위사실이 확인된 경우

3. 심신쇠약 및 장기간 국내부재 등으로 위원으로서서 역할을 정상적으로 수행할 수 없는 경우

4. 위원회 활동 중 알게 된 정보를 누설 또는 공개하여 타사업자에게 피해를 일으킨 경우

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.4조, 제2.1.1.7조, 제2.1.1.9조, 제2.1.1.10조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.2.5조, 제12.3.2.2조, 제12.3.5.1조, 제12.6.2.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다. <개정 2006.12.26, 2008.10.31., 2013.2.28., 2014.11.3., 2015.3.17., 2015.9.30.>

① 심의 및 의결사항

1. 발전기 연료의 열량단가

2. 발전기 출력과 소비열량의 관계를 표시하는 계수 및 기술적 특성자료 <개정 2009.06.30>

3. 발전기 기동과 관련되어 소요되는 비용

4. 정산조정계수 <개정 2006.12.26, 2008.4.22, 2012.5.31>

5. 기준용량가격 및 기준용량가격 보정계수

6. <삭제 2006.12.26>

7. 계통운영보조서비스 제공에 대한 정산기준에 적용할 정산단가

8. 직접구매자에 대한 부가정산금단가, 손실계수, 발전측 송전요금 및 직접구매 용량보정계수

9. 양수발전기 및 중앙급전전기저장장치별 용량가격지급률 <개정 2004.4.22., 2016.5.12>

10. 구역전기사업자에 대한 손실계수 및 발전측 송전요금[신설 2005.1.21]

11. 발전기별 정적손실계수(STLFi) [신설 2006.12.26]

12. 시간대별용량가격계수(TCFt)[신설 2006.12.26]

13. 용량가격계수(공급용량계수, 용량손실계수 및 용량손실계수가중평균, 가중치())[신설 2009.06.30.] <개정 2016.10.31.>

14. 한국가스공사 공급 LNG발전기의 약정물량 허용오차 초과부가금 정산 인정 여부[신설 2009.12.31.]

15. 신재생에너지 공급인증서 기준가격[신설 2013.02.28.] <개정 2015.9.30.>

16. 신재생에너지 공급의무자의 연간 의무이행비용 [신설 2013.02.28.] <개정 2015.9.30.>

17. <삭제 2015.9.30.>

18. 의무이행비용 소요계획[신설 2013.02.28.]

19. 수요반응자원의 순편익가격 산정 방식[신설 2014.11.3.]

20. 배출권 거래비용 [신설 2015.3.17.]

21. 송전사업자용 전기저장장치의 기술적 특성자료[신설 2015.5.7.]

22. 중앙급전전기저장장치의 기술적 특성자료 [신설 2016.5.12.]

23. 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.]

② 검토 및 조정사항

1. 입찰서 및 보조서비스 관련 발전기 및 전기저장장치별 기술적 특성자료의 검토<개정 2008.10.31., 2016.5.12.>

2. 기준용량가격, 용량가격계수, 연료전환성과계수 산정시 적용될 변수 선정 <개정 2006.12.26., 2016.10.31.>

3. 발전비용 평가관련 제출 자료의 적정성

4. 국가 공급인증서 거래관련 사항 [신설 2013.02.28.]

5. 신재생에너지 공급인증서 중간적용가격(연2회) [신설 2015.9.30.]

6. 수요반응자원의 전력거래 요건 관련 사항[신설 2014.11.3.] <호번호 변경 2015.9.30.>

7. 기타 발전비용에 관련된 사항 [신설 2013.02.28.]<호번호 변경 2014.11.3., 2015.9.30.>

비용위원회는 특정한 사안에 대하여 실무협의회에서 심의․조정하도록 위임할 수 있다.

제2.2.1.5조(위원의 제척․기피․회피) 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.[신설 2012.5.31]

1. 위원 또는 그 배우자나 배우자였던 자가 그 사항의 당사자가 되거나 그 사항에 관하여 공동권리자 또는 의무자의 관계에 있는 경우

2. 위원이 그 사항의 당사자와 민법 제777조에 따른 친족이거나 친족이었던 경우

3. 위원이 최근 3년 이내에 심의·의결대상 기관(회사)에 재직한 경우

4. 기타 공정한 심의·의결을 수행할 수 없다고 판단되는 경우

② 당사자는 위원에게 심의·의결의 공정을 기대하기 어려운 사정이 있는 경우에는 별지 제88호 서식을 이용하여 기피신청을 할 수 있다.

③ 위원은 제1항 또는 제2항의 사유에 해당하면 스스로 그 사항의 심의·의결을 회피할 수 있다.

제2관 비용위원회 회의

제2.2.2.1조(회의개최 및 소집) ① 비용위원회는 매월 개최하는 것을 원칙으로 한다.

② 위원장은 제2.2.1.4조의 규정에 의한 기능수행을 위하여 회의를 소집한다. 다만, 위원장 유고시에는 위원 2인 이상의 발의로 회의를 소집할 수 있다.

③ 비용위원회의 위원은 별지 제11호서식에 의한 부의안건을 기록하여 위원장에게 제출함으로써 회의소집을 요청할 수 있다.

④ 제3항의 회의소집 요청에 대하여 위원장이 비용위원회를 개최하지 아니하기로 결정한 경우에는 비용위원회의 간사는 회의를 개최하지 아니한 사유를 위원에게 통지하여야 한다.

⑤ 제2항에 의하여 비용위원회를 소집하는 경우에 비용위원회의 간사는 비용위원회 개최 예정일로부터 2일전(실근무일 기준)까지 부의안건 및 관련자료와 함께 별지 제12호서식으로 전 위원에게 통지하여야 한다. 다만, 긴급을 요하는 경우에는 24시간 전에 통지할 수 있다. 또한 회의개최 및 소집사항에 대해서는 정보공개홈페이지에 게재하여야 한다. <개정 2012.5.31>

제2.2.2.2조(부의안건 및 등록절차) ① 의결사항은 위원장 또는 위원이 제안한다.

② 제1항에 의하여 의결사항을 제안하고자 할 때는 별지 제11호서식에 의한 의안을 작성하여 비용위원회 개최 예정일로부터 10일 전에 전력거래소에 등록하여야 한다.

제2.2.2.3조(서면결의) ① 위원장은 긴급한 의안으로서 회의의 소집이 곤란하다고 인정할 때에는 서면결의에 의한 의안처리를 결정할 수 있다.

② 서면결의에 의하여 의안을 처리하고자 할 때에는 부의안과 함께 별지 제13호 서식에 의한 서면위원회통지서 및 별지 제14호 서식에 의한 서면결의표를 각 위원에게 배부하여 찬성․반대의 의사를 표시하게 하여야 한다.

③ 위원장은 서면결의표에 의한 의결 결과를 확인하여야 한다.

④ 서면결의를 위한 의안의 통지 기일은 제2.2.2.1조 제5항의 규정에 의한다.

⑤ 서면결의는 연속 2회를 초과할 수 없다. [신설 2012.5.31]

제2.2.2.4조(성립과 의결) ① 비용위원회는 재적위원 과반수의 출석으로 성립되고 출석위원 과반수의 찬성으로 의결한다.

위원장은 표결에 참여하며, 표결 결과 가․부 동수일 경우에는 부결된 것으로 본다.

③ 정부, 전력거래소 및 회원을 대표하는 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있으며, 위촉위원의 경우에는 대리인이 참석할 수 없다. 참석하는 대리인은 별지 제30호서식에 의한 위임장을 회의 시작 전까지 위원장에게 제출하여야 한다. <개정 2012.5.31>

④ 간사는 비용위원회의 운영을 담당하며 표결권을 보유하지 아니한다.

제2.2.2.5조(관계인 출석) ① 비용위원회는 필요할 경우 상정된 의안의 관계인을 출석시켜 심의에 필요한 사항을 질문할 수 있으며, 관계인에게 문서 또는 전자적 방법(홈페이지 게시, 문자메시지 전송, 이메일 통지 등)을 이용하여 출석을 요청하여야 한다. <개정 2012.5.31>

② 관계인이 제1항의 규정에 의한 출석요청을 받고 정당한 사유 없이 출석하지 아니할 때에는 심의 요청된 상정 의안을 제안 위원과 협의하여 기각할 수 있다.

제2.2.2.6조(결과통지 및 공개) ① 비용위원회의 간사는 비용위원회에 입회하여 별지 제15호 서식에 의한 의사록과 회의록을 작성하여 비용위원회 위원장과 참석위원의 서명(날인)을 받아 의안과 함께 전력거래소에 보존하고 그 의사록 사본을 10일 이내에 전 위원에게 송부하여야 하며, 서면결의의 경우도 또한 같다. <개정 2012.5.31>

② <삭제 2012.5.31>[이하신설 2012.5.31]

③ 비용위원회의 간사는 작성된 회의록을 차기 회의 시 요약 보고하여야 한다.

회의 결과는 비용위원회 종료 후 10일 이내에 정보공개홈페이지에 게재하여야 한다.

제2.2.2.7조(실비 지급) 비용위원회 및 실무협의회 위원에게는 회의참석 여비 및 비용위원회 업무와 관련되는 국내출장 여비, 자료의 수집․분석에 필요한 수용비, 수수료 등을 지급할 수 있다.<개정 2008.10.31>

제2.2.2.8조(세부운영규정) 이 규칙에서 정한 사항 외에 비용위원회 운영에 관하여 필요한 세부사항은 비용위원회의 의결을 거쳐 위원장이 별도로 정할 수 있다.

제3관 실무협의회

제2.2.3.1조(설치 및 구성) ① 비용위원회 산하에 전력시장 비용평가실무협의회(이하 “비용실무협의회”라 한다)와 신재생에너지 공급의무이행 비용평가실무협의회(이하 “신재생비용실무협의회”라 한다)를 둔다. <개정 2013.2.28>

② 각 실무협의회는 의장을 포함하여 10인 이상 13인 이내로 구성하며, 비용실무협의회 의장은 비용위원회의 간사로, 신재생비용실무협의회 의장은 전력거래소의 관련업무 담당 부서장으로 한다. <개정 2013.2.28., 2014.9.1>

③ 비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. 전력거래소 직원

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. 전력거래소 회원의 대표(발전사업자, 판매사업자) 소속 직원

4. 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자

<개정 2011.6.30., 2013.2.28., 2018.8.2.>

④ 신재생비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다. <개정 2013.2.28., 2018.8.2.>

1. 전력거래소 직원

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. 한국에너지공단 신재생에너지센터 직원

4. 공급인증서 거래회원 소속 직원

5. 판매사업자 소속 직원

6. 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자

⑤ <삭제>

⑥ 제3항 제4호와 관련하여 적합한 자격을 지닌 전문가단(Pool)을 구성하여 운영할 수 있다. 이 경우 적합한 자격이라 함은 전력, 경제, 법률 등 분야에서 제2.2.1.1.조의2 각 호와 같다. <신설 2018.8.2.>

제4항 제6호와 관련하여 적합한 자격을 지닌 전문가단(Pool)을 구성하여 운영할 수 있다. 이 경우 적합한 자격이라 함은 전력, 경제, 법률 또는 신재생 등의 분야에서 제2.2.1.1.조의2 각 호와 같다. <신설 2018.8.2.>

⑧ 실무협의회의 원활한 운영을 위하여 각 실무협의회에 간사 1인 씩을 두며, 각 실무협의회의 간사는 전력거래소 이사장이 지명하고, 위원이 간사를 겸임할 수 있다.<개정 2008.10.31., 2013.2.28., 번호변경 2018.8.2.>

제2.2.3.1조의 2(실무협의회 위원의 임기) ① 제2.2.3.1조 제3항 제1호 및 제2호와 제4항 제1호 내지 제3호의 규정에 의한 위원의 임기는 해당 직위 보유기간으로 한다.

② 제2.2.3.1조 제3항 제3호 및 제4호와 제4항 제4호 내지 제6호의 규정에 의한 위원의 임기는 3년으로 하되 1회에 한하여 연임할 수 있다.

③ 제2.2.3.1조 제3항 제3호와 제4항 제4호 및 제5호의 경우 직위가 변경된 경우에는 후임자가 전임자의 잔여임기동안 위원의 자격을 승계한다.

④ 제2항에도 불구하고, 제2.2.3.1조 제3항 제4호와 제4항 제6호의 규정에 의한 위원의 경우 업무의 연속성을 유지하기 위하여 연간 기준으로 해당위원 총수의 1/2 범위 내에서 교체할 수 있다. 단, 위원이 사임을 요청하는 경우는 그러하지 아니하다.

⑤ 제2.2.3.1조 제3항 제3호 및 제4호와 제4항 제4호 내지 제6호의 규정에 의한 위원은 임기가 만료된 경우라도 그 후임자가 선임될 때까지 계속 위원으로서의 자격을 유지한다.

<신설 2018.8.2.>

제2.2.3.2조(임무)비용실무협의회는 전력시장의 운영과 관련하여 비용위원회에 상정할 내용을 검토‧조정한다.<개정 2013.2.28>

신재생비용실무협의회는 제2.2.1.4조 1항의 15 내지 18호 및 제2.2.1.4조 2항의 4호와 관련하여 비용위원회에 상정할 내용을 검토‧조정한다.[신설 2013.2.28]

각 실무협의회는 비용위원회로부터 위임받은 사항을 심의‧조정하며 그 결과를 차기 비용위원회에 상정하며 필요시 비용위원회에 출석하여 안건에 대한 설명을 할 수 있다.<개정 2013.2.28>

제2.2.3.3조(회의) ① 각 실무협의회는 필요할 경우 수시로 개최할 수 있다.

② 각 실무협의회의 회의 소집에 관하여는 제2.2.2.1조 제2항을 준용한다.

제3절 발전입찰과 전력수요예측

제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 각 발전기를 기준으로 발전을 위한 입찰서, 양수계획서(양수발전기를 보유한 발전사업자에 한한다.) 및 전기저장장치 충전계획서(전기저장장치를 보유한 발전사업자에 한한다)를 거래일 전일 오전 10시(이하 “마감시간”이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 발전단 공급가능용량은 11시까지 제출하여야 한다. <개정 2012.12.31., 2016.5.12>

② 제1항의 규정에 의한 입찰서, 양수계획서, 전기저장장치 충전계획서의 제출절차 및 기타 입찰운영에 필요한 세부사항은 별표 4와 같다. <개정 2016.5.12.>

③ 전력거래소는 동일한 발전기 또는 중앙급전전기저장장치에 대하여 2이상의 입찰서가 제출되는 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. <개정 2016.5.12.>

④ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 입찰서에 제2.3.2조 제1항에서 정한 입찰서의 내용 중 전부 또는 일부가 누락되거나 모사전송방식에서 입찰서를 제출한 자의 서명이 누락된 경우에는 입찰서를 제출하지 아니한 것으로 간주한다.

전력거래소는 입찰서를 제출 받은 때에는 접수된 시각을 기록하여 관리하여야 한다.

비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치에 대해서는 입찰서를 제출하지 아니한다.[신설 2005.10.10.] <개정 2016.5.12.>

제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.3.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. <개정 2016.5.12.>

1. 기동소요시간(단위 : 분)

2. 최대발전용량(MGCi)

3. 최소발전용량(MGi)

4. 출력 수준별 출력증가율(RURi)<개정 2006.9.14>

5. 출력 수준별 출력감소율(RDRi)<개정 2006.9.14>

6. 최소운전시간(MUTi)

7. 최소정지시간(MDTi)

8. 제약운전(열공급, 연료제약, 대기오염물질 저감 등)에 따른 발전계획량 <개정 2017.5.30.>

9. 발전기 호기별 운전정보(복합, 수력 및 양수발전기) [신설 2006.9.14.] <개정 2014.5.16>

10. 자동발전제어서비스 제공가능 여부 [신설 2006.9.14]

11. 주파수추종서비스 제공가능 여부 [신설 2006.9.14]

12. 연료량(시간대별 사용연료배분에 의한 발전가능량, OFCAi,t) [신설 2006.12.26]

13. 2차연료 사용여부(SFFi) [신설 2006.12.26.]

14. 자체기동서비스 가능 여부(BSFi,t) [신설 2014.11.3.]

② 발전기의 공급가능용량은 발전계획신고기간 내의 각 거래시간을 기준으로 “0”이상으로 하되, 최대발전용량을 초과하지 않아야 하며, 시간대별 사용연료배분에 의한 발전가능량은 공급가능용량을 초과할 수 없고, 제약사유에 따른 하한제약보다는 커야한다. <개정 2006.12.26>

③ 양수발전기를 보유한 발전사업자는 발전계획신고기간 내의 각 거래시간을 기준으로 상부저수지의 최대저수용량을 초과하지 않는 범위 내에서 발전입찰량과 양수입찰량을 연계하여 각 발전소의 양수계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 이러한 경우, 양수계획시간대의 당해 발전기의 발전계획량은 “0”으로 한다. <개정 2006.12.26., 2016.12.30.>

④ 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 최대부하저장량과 운전저장전력량을 고려하여 운전 가능한 범위 내에서 시간대별 발전량 및 충전량을 결정하고 별지 32-1호서식의 전기저장장치 충전계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 거래 시간대별 입찰량은 운전저장전력량을 고려하여 거래시간동안 균일한 출력을 유지할 수 있는 용량으로 입찰하여야 한다. [신설 2016.5.12.]

⑤ 제1항 제1호 내지 제7호의 자료는 발전기의 시험 등 특별한 사유가 발생하거나 발전기의 기술적 특성이 변경되지 않는 한 변경하여 입찰할 수 없으며, 변경하여 입찰하여야 하는 사유가 발생하는 경우에는 입찰 시 해당 사유를 명기하여 전력거래소에 제출하여야 한다. <항번호 변경 2016.5.12.>

⑥ 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 적용할 출력증가/감소율은 최소발전용량과 최대발전용량 사이의 출력 수준별 출력증가/감소율을 단순 평균하여 산정한다.[신설 2006.9.14.] <항번호 변경 2016.5.12.>

제2.3.2조의2(대기오염물질 저감을 위한 상한제약 입찰) ① 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 다음 각 호의 경우 제1.1.2조 제9호에 따라 대기오염물질 저감을 이유로 상한제약 입찰을 할 수 있다.

1. 상업운전 개시(또는 발전기 준공) 후 30년이 경과된 노후석탄화력발전기. 다만, 기간은 3월에서 6월까지로 한다.

2. 전기사업법 시행령 제5조의2 제7호에 따라 발전사업자가 해당 행정기관의 장 등으로부터 전기공급의 정지를 요청받은 경우

3. 전기사업법 또는 다른 법률에 따라 상한제약 입찰이 허용된 경우

② 제1항의 경우에도 불구하고 전력계통운영 등을 위해 필요한 경우 전력거래소는 입찰내용과 다르게 급전지시를 할 수 있다.

[본조신설 2017.5.30.]

제2.3.3조(마감시간 이후 입찰자료의 변경) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 마감시간이 지난 경우에도 발전기의 공급가능용량 및 기술적 특성 등 입찰내용을 변경할 필요가 있는 경우, 해당 거래시간의 1시간 이전까지 그 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 양수발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량은 마감시간 이후에는 마감시간에 제출한 공급가능용량을 초과하여 변경할 수 없다. 또한, 기술적 특성을 변경할 경우에는 해당 사유를 변경된 입찰서에 명기하여야 한다.<개정 2006.12.26., 2016.5.12>

② 발전기의 고장 및 별표4의 제약이 발생한 경우에는 즉시 중앙전력관제센터에 통보하며, 변경된 입찰자료를 신속하게 전력거래소에 제출하여야 한다.<개정 2011.12.2, 2012.5.31>

③ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에 의하여 변경된 입찰자료를 제출 받은 때에는 접수된 시각을 기록하여 관리하여야 한다.

제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우) ① 전력거래소는 발전기 및 전기저장장치에 대한 입찰자료를 제출 받지 아니한 경우에는 그 발전기에 대한 입찰은 다음 각 호의 방식에 의하여 이루어진 것으로 본다.

1. 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량은 가장 최근에 제출된 전일의 유효한 입찰자료의 같은 시간대 값을 적용한다.

2. 발전기 및 전기저장장치의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 비용평가위원회에서 결정된 자료의 값을 적용한다. <개정 2014.5.16.>

3. 열공급 제약은 가장 최근에 제출된 전일의 유효한 입찰자료의 같은 시간대 값을 적용하고 기타제약은 없는 것으로 본다.

<본항개정 2006.9.14., 2016.5.12>

② 전력거래소는 거래전일 오전 5시까지 제1항을 고려하여 거래일의 입찰자료를 생성하여야 한다. 단, 거래전일 오전 5시 이전에 거래일의 입찰자료를 제출한 발전기는 제외한다. [신설 2006.9.14]

제2.3.5조(전력수요예측) ① 전력거래소는 전력거래가격의 결정, 운영발전계획의 수립, 실시간 계통운영, 장․단기 전력수급 분석 등을 위하여 전력수요를 예측하여야 한다. <개정 2006.9.14>

② 전력수요예측은 일간수요예측, 실시간 수요예측, 주간수요예측, 월간수요예측, 단기수요예측, 장기수요예측으로 구분한다. <개정 2006.9.14>

③ 일간수요예측에서는 가격결정 및 운영발전계획수립을 위한 발전계획신고기간에 속하는 기간에 대한 시간대별 전력수요를 예측한다.

④ 주간수요예측에서는 향후 7일에 대한 일별 최대부하를 예측한다.

⑤ 월간수요예측에서는 향후 1개월에 대한 일별 최대부하를 예측한다.

⑥ 단기수요예측에서는 향후 2년에 대한 주별 최대부하를 예측하고, 월 단위의 발전전력량을 예측한다.

⑦ 장기수요예측에서는 향후 7년 이상의 기간에 대하여 연간 최대부하 및 연간 발전전력량을 예측한다.

제2.3.6조(수요예측 방법 및 절차) 제2.3.5조 제3항 및 제4항의 규정에 의한 전력수요예측에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 5와 같다.

제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 15시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.<개정 2014.11.3.>

② 전력거래소는 제2.3.5조 제4항 내지 제7항에 의한 전력수요예측 결과를 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개한다.

제2.3.8조(운영발전계획수립용 자료제출) ① 발전사업자는 발전단 공급가능용량 및 발전기 상태별(Cold,Warm,Hot) 기동특성을 반영한 기동소요시간과 기동시간대의 출력증가/감소율을 입찰서와 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 발전단 공급가능용량은 기상상황 등을 고려하여 거래일 당일 오전 11시까지 최신자료로 변경하여야 한다. [신설 2011.12.2]<개정 2012.12.31>

제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정

제2.4.1조(가격결정발전계획)전력거래소는 한계가격을 산출하기 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 제2.5.6조에 의한 발전기별 조정손실계수를 고려하여 1일 단위로 가격결정발전계획을 수립하여야 한다. <개정 2006.9.14., 2006.12.26., 2014.11.3., 2016.5.12., 2016.10.31.>

② 전력거래소는 발전계획신고기간에 적용될 가격결정발전계획의 수립을 위하여 일간발전계획 프로그램을 사용하여야 하며 세부 기준, 방법, 절차 등은 별표 6과 같다.

③ 제1항의 규정에 의한 가격결정발전계획 수립결과는 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개한다.

제2.4.2조(한계가격의 결정) ① 지역별 한계가격은 거래일의 각 거래시간에 대하여 제2.4.1조의 규정에 의한 자료를 이용하여 산출된 지역별 각 발전기의 유효 발전가격 중 가장 높은 가격으로 한다. 다만, 다음 각 호의 경우에는 전체 발전기의 유효 발전가격 중 가장 높은 가격으로 한다. <개정 2009.12.31., 2013.07.31.>

1. 지역간 송전제약이 없는 경우

2. 지역별 한계가격을 구할 수 없는 경우

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의한 한계가격의 결정에 있어서 기술적 특성에 의한 제약으로 2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획에 포함된 발전기 및 수요반응 자원은 제외한다. <개정 2014.11.3.>

③ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에 의한 계통한계가격을 거래일의 거래시간별로 계산하여야 한다.<개정 2006.12.26>

④ 전력거래소는 제1항의 규정에 의한 한계가격을 거래일 전일 15시까지 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개한다.

⑤ 한계가격의 결정기준은 다음 각호와 같다.

1. 계통한계가격

가. 발전가격 계산

1) 각 거래시간의 기동가격은 아래와 같다.

가) PSEi,t 〉0이고 PSEi,t-1 = 0인 가격결정발전계획상의 거래시간 t에 대한 발전기 i의 기동가격(SUPi,t)은 다음과 같이 정해진다.

SUPi,t = SUCi

단, 규칙 제14.10조의 적용을 받는 열병합발전기 중 초기입찰의 MEGWi,t > 0이며, 제약사유코드가 7인 경우에는 SUPi,t = 0 [단서신설 2012.5.31]

나) 모든 다른 단위 거래시간들에 대해, SUPi,t = 0

2) 각 발전기에 대한 각 연속운전시간을 다음 각호와 같은 방법으로 확인한다.

가) 거래시간 x에 대해서

PSEi,x 〉0이고, x = 발전계획신고기간의 첫 단위 거래시간이거나

또는, PSEi,x 〉0 이고 PSEi,x-1 = 0 이면 거래시간 x에서 연속운전시작

나) 거래시간 x이후의 순차적인 거래시간으로서, PSEi,y 〉0이고, y = 발전계획 신고기간의 마지막 거래시간이거나

또는, PSEi,y 〉0 이고 PSEi,y+1 = 0이면 거래시간 y에서 연속운전 종료

다) 규칙 제14.10조의 적용을 받는 열병합발전기의 연속운전시간 x에서 y 사이에 초기입찰의 MEGWi,t >0이며, 제약사유코드가 7인 거래시간이 존재할 경우, 해당시간은 연속운전시간에서 제외한다. [신설 2012.5.31]

3) 임시 발전가격(IGPi,t)은 다음과 같이 계산한다.<개정 2006.12.26, 2009.12.31>

가) PSEi,t = 0이면, IGPi,t = 0

나) PSEi,t > 0이면,



단, 규칙 제14.10조의 적용을 받는 열병합발전기 중 PSEi,t > 0이고, 초기입찰의 MEGWi,t > 0이며, 제약사유코드가 7인 발전기의 임시발전가격은 다음과 같이 계산한다.

– PSEi,t ≤ MEGWi,t 이면,


– PSEi,t > MEGWi,t 이면,



여기서, QPCi : 발전기의 2차 증분가격계수

LPCi : 발전기의 1차 증분가격계수

NLPCi : 발전기의 가격상수

ASTLFi,t : {1 – (1 – TLFi,t) × IMF}

IMF : 송전손실계수에 대한 연도별 완화계수

4) 계통한계가격의 급등을 방지하기 위하여, 1시간 이내 운전되는 임시 발전가격은 아래와 같은 조정절차를 거쳐 발전가격(GPi,t)으로 계산된다.<개정 2006.12.26>

가) PSEi,t-1 = 0 이고 PSEi,t > 0, PSEi,t+1 = 0 이면

GPi,t = Min[IGPi,t, [2 × QPCi × Ai,t + LPCi + (NLPCi – QPCi × Ai,t2) / Ai,t + SUPi,t / (Ai,t × TPD)] / 1,000 / ASTLFi,t]

나) 이외의 경우

GPi,t = IGPi,t

나. 한계가격 계산에서 제외되는 발전기 결정

발전기가 거래시간동안 한계가격 결정에 자격이 있으면 발전기의 가격결정 표시기(NPSIi,t)는 1이 되고, 자격이 없으면 0이 되며 이는 발전기가 자신의 기술적 특성에 의하여 발전이 계획된 것을 의미한다.

발전기의 가격결정 표시기(NPSIi,t)의 결정절차는 아래와 같다.

1) 각 발전기의 가격결정 표시기 초기상태는 1로 주어진다.

즉, NPSIi,t = 1

2) 발전기가 발전하도록 계획됐지만, 거래시간 동안 그 발전량이 최소발전용량(MGi)에 허용한도를 더한 값을 초과하지 않는 발전력 이하로 운전하는 발전기라면, 그 거래시간 동안 자격 상실된 것으로 간주한다.

즉, 0 < PSEi,t ≤ (MGi + TO_MG) × TPD이면, NPSIi,t = 0

TO_MG : 최소발전 허용한도로서 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다.

3) 발전기가 자신의 최대 속도로 출력증가할 경우, 그 거래시간 동안 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다. 즉, 특정 거래시간 동안의 최소 출력증가시간이 거래기간에 허용한도를 더한 값 이상이면, 그 거래시간 동안 한계가격을 정하는데 제외된다.

즉, PSEi,t 〉0 이고, TUPi,t ≥ (TPD + TO_RR)이면 NPSIi,t = 0

TO_RR : 출력증가/감소시간 허용한도로서 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다.

이때, 최소 출력증가시간(TUPi,t)은 발전기의 출력증가율(RURi)에 의하여 아래와 같이 계산한다.

발전기의 발전량 경사기울기가 양(PSEi,t – PSEi,t-1 〉0)일 경우에만 최소 출력증가시간이 계산되고, 그렇지 않는 경우 0으로 정해진다.

즉, PSEi,t-1 < PSEi,t 이면, TUPi,t = (PSEi,t – PSEi,t-1) / (RURi × 60)

그렇지 않으면, TUPi,t = 0

4) 발전기가 자신의 최대 속도로 출력감소할 경우, 그 거래시간 동안 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다. 즉, 특정 거래시간 동안의 최소 출력감소시간이 거래기간에 허용한도를 더한 값 이상이면, 그 거래시간 동안 한계가격을 정하는데 제외된다.

즉, PSEi,t-1 〉0 이고 TDNi,t ≥ (TPD + TO_RR)이면

NPSIi,t = 0

이때, 최소 출력감소시간(TDNi,t)은 발전기의 출력감소율(RDRi)에 의하여 아래와 같이 계산한다.

발전기의 발전량 경사기울기가 음(PSEi,t ­ PSEi,t-1〈 0)일 경우에만 최소 출력감소시간이 계산되고, 그렇지 않는 경우 0으로 정해진다.

즉, PSEi,t-1 〉 PSEi,t 이면,

TDNi,t = (PSEi,t-1 ­ PSEi,t) / (RDRi × 60)

그렇지 않으면, TDNi,t = 0

5) 한계가격을 결정을 위해 이용되는 각 발전기의 유효 발전가격(SPi,t)는 한계가격 결정을 위한 발전기의 자격여부를 고려하여 계산된다.

즉, SPi,t = GPi,t × NPSIi,t

다. 한계가격 결정

각 거래시간의 지역별 한계가격은 해당 거래시간 해당지역 각 발전기의 유효 발전가격 중 최대가격으로 결정한다.<개정 2009.12.31., 2013.07.31.>

즉, SMPt = Max(SPi,t)

2. <삭제 2006.12.26>

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)전력거래소는 당해연도 7월부터 다음연도 6월까지 적용될 기준용량가격을 당해 연도 7월 전까지 결정하여 그 내용을 공개하여야 한다. 이때 제주지역 발전기에 적용하는 기준용량가격은 별도로 정할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2017.12.29.>

② 각 대상 설비의 시간대별 용량가격은 기준용량가격에 용량가격계수, 시간대별용량가격계수, 연료전환성과계수를 반영하며, 용량가격계수와 시간대별용량가격계수의 산정 및 적용시기는 아래 각 호와 같다. 단, 기준용량가격, 용량가격계수, 시간대별용량가격계수, 연료전환성과계수를 산정기준 변경 등의 사유 발생으로 비용위원회에서 재산정을 결정한 경우에는 재산정일 이후부터 다르게 반영할 수 있다.<개정 2011.6.30., 2016.10.31.>

1. 시간대별용량가격계수는 매 회계연도를 기준으로 적용하며, 매 회계연도가 시작하기 전까지 산정한다. [신설 2016.10.31.]

2. 용량가격계수는 당해년도 7월부터 다음연도 6월을 기준으로 적용하며, 당해연도 7월이 시작하기 전까지 산정한다. [신설 2016.10.31.]

제2항의 용량가격계수(RCFi)는 공급용량계수(ICF)와 지역계수(LFi)를 곱하여 산출한다. [신설 2006.12.26] <개정 2012.12.31., 2016.10.31.>

제3항의 공급용량계수는 제주지역을 제외하고 다음 각 호에 따라 산정하며 제주지역은 1.0으로 한다. [신설 2006.12.26.] <개정 2016.10.31.>

1. 최대부하 시현기간은 하계는 7월부터 9월까지, 동계는 12월부터 익년 2월까지로 한다. [신설 2016.10.31.]

2. 최대부하 시현기간은 직전 3년 중 과반이상의 최대부하 시현 시점을 기준으로 하계 및 동계 중에서 결정한다. [신설 2016.10.31.]

3. 공급용량은 최대부하 시현기간이 하계인 경우 6월말을 기준으로 하고, 동계인 경우 11월말을 기준으로 하며, 중앙급전발전기 및 전력시장 참여 비중앙발전기 용량과 수요반응자원의 의무감축용량을 합하여 산출한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.>

4. 최대부하는 직전 최대부하 시현기간의 최대부하 시점의 중앙급전발전기 거래량, 전력시장 참여 비중앙발전기 거래량 및 수요반응자원의 전력부하감축거래량을 합한 값에 직전 3년간의 최대부하 평균 증가율을 곱하여 산출한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.>

5. 적정공급용량은 최대부하의 1.15배로 정한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.>

6. 공급용량계수는 적정공급용량을 공급용량으로 나누어 산정한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.>

7. <호번호 변경 및 삭제 2016.10.31.>

8. 당해년도 7월부터 다음연도 6월까지 실제 적용하는 공급용량계수는 그 직전 2년의 공급용량계수 실적치를 포함한 3년의 평균값으로 한다. [신설 2007.12.27.] <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.>

⑤ 제3항의 지역계수는 비용평가위원회에서 결정한 용량손실계수, 용량손실계수가중평균 및 가중치(aLF)를 이용하여 다음과 같이 산정하며 제주지역의 중앙급전발전기와 수요반응자원에 대해서는 지역계수를 1.0으로 적용한다. [신설 2006.12.26.] <개정 2016.10.31.>


제4항의 공급용량계수 산정에 필요한 용량은 다음의 각호에 따라 산출하며, 비용위원회의 검토와 조정을 거쳐야 한다. [신설 2006.12.26.] <개정 2016.10.31.>

1. 중앙급전발전기의 용량은 법 제61조에 의한 인가용량에서 직전 3년간 평균 소내전력률을 인가용량에 곱하여 산정한 소내소비전력을 차감하여 적용한다.<개정 2007.12.27., 2016.10.31.>

2. <삭제 2016.10.31.>

3. <개정 2010.6.30.> <삭제 2016.10.31.>

4. 비중앙발전기의 용량은 직전 최대부하 시현시점의 전력거래량에 직전 3년간 최대부하 시현시점의 3년 평균 증가율을 적용하여 산정한다. [신설 2016.10.31.]

⑦ 시간대별용량가격계수(TCFt)는 다음 각 호를 고려하여 비용위원회에서 결정한다.[신설 2006.12.26.]

1. 거래연도의 각 거래일은 평일과 공휴일로 구분한다. 여기서 공휴일은관공서의 공휴일에 관한 규정」 제2조의 “공휴일” 및 토요일을 말한다. <개정 2014.11.3.>

2. 시간대별용량가격계수는 월별로 다르게 산정하고, 수요에 의한 피크기여도가 높은 시간대의 계수는 피크기여도가 낮은 시간대의 계수보다 커야 한다. <개정 2014.11.3.>

3. 시간대별용량가격계수는 피크기여도에 의한 가중평균이 1이 되도록 작성해야 한다.

⑧ 연료전환성과계수(FSFi)는 다음 각 호를 고려하여 비용위원회에서 결정한다.

[신설 2016.10.31.]

1. 연료전환성과계수는 개별발전기의 발전기여도와 환경기여도를 감안하여 산정하며, 산정에 관한 세부기준 및 절차는 비용위원회에서 별도로 정한다.

2. 발전기여도는 발전기의 제약사유를 고려하여 산출할 수 있으며, 전력거래소는 필요시 제약사유 입력과 관련한 증빙자료를 발전사업자에게 요구할 수 있다.

3. 환경기여도는 배출권거래법의 온실가스 배출량을 이용하여 산출하며, 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 이행연도 온실가스 배출량 자료를 차기연도 6월10일까지 제출하여야 한다.

4. 전력수급의 적정 신뢰도 확보를 위한 최소 목표 예비율 수준 이내의 발전기는 발전기여도를 충족한 것으로 본다.

5. 연료전환성과계수는 각 부문별 가중치를 감안한 발전기여도와 환경기여도를 합산한 계수의 용량가중평균이 1이 되도록 산출한다.

제2.4.4조(정산상한가격의 산정 및 적용) ① 정산상한가격은 제2.4.3조 제1항의 기준용량가격을 결정하기 위한 건설투자비 산정의 기준이 되는 발전기의 변동비 단가로 한다.

② 제1항의 정산상한가격(PC)은 다음과 같이 계산한다.

PC(원/kWh) = 열소비율(Gcal/MWh) × 열량단가(원/Gcal) / 1000

③ 제2항의 열소비율은 기준 발전기 공급계약서의 송전단 정격출력에서의 열소비율을 적용하고, 열량단가는 매월 비용평가위원회에서 결정한 한국가스공사가 공급하는 LNG의 열량단가를 적용한다.

④ 정산상한가격은 육지 중앙급전발전기의 발전전력량 정산금 산정시에 한하여 적용한다. 단, 정산 발전기의 발전가격이 정산상한가격을 초과하는 경우, 해당 발전기의 발전가격을 적용하며, 세부사항은 별표2의 정산기준에 따른다.

[본조신설 2013.2.28.]

제2.4.5조(배출권거래비용 기준가격의 결정) ① 전력거래소는 이행연도 종료 후 차기년도 9월 말일까지 이행연도의 배출권거래비용 기준가격을 결정한다.

② 배출권거래비용 기준가격은 배출권거래법 제12조에 따라 할당된 배출권(이하 “할당배출권”이라 한다)기준가격, 배출권거래법 제29조의 상쇄배출권 기준가격으로 구분하여 결정한다.

[본조신설 2015.3.17.]

제5절 송전손실계수의 산정 및 적용 [본절신설 2006.12.26]

제2.5.1조(송전손실계수의 산정) 발전기의 송전손실계수(TLFi)는 한계손실계수로서 임의모선의 단위부하 공급에 필요한 기준모선의 발전량을 말한다.

② 발전기의 송전손실계수는 발전소 주변압기 고압측을 기준으로 한다.

③ 비중앙급전발전기의 송전손실계수는 1.0으로 한다.

송전손실계수는 정적손실계수(STLFi), 동적손실계수(DTLFi), 조정손실계수(ASTLFi)로 구분한다.

⑤ 수요반응자원의 송전손실계수는 1.0으로 한다. [개정 2014.11.3.]

제2.5.2조(동적손실계수 산정)실시간 급전계획을 위한 동적손실계수(DTLFi)는 실시간 계통상태를 반영하여 계통운영시스템의 상태추정(이하 “상태추정”이라 한다) 주기마다 산정한다. <개정 2014.10.2.>

제1항의 동적손실계수는 실시간급전계획 수립을 위한 계통운영시스템의 계통해석과정에 의해 산정한다. <개정 2014.10.2.>

제2.5.3조(정적손실계수의 산정) 정적손실계수(STLFi)는 계절별, 요일별로 구분함을 원칙으로 한다. 단, 전력거래소가 안정적 계통운영 및 시장운영에 필요하다고 판단한 경우 정적손실계수를 시간대별로 구분할 수 있다.

② 전력거래소는 전년도 동적손실계수 등을 고려하여 다음 해에 적용될 정적손실계수를 산정하여야 한다. 단, 운영발전계획 수립에 적용하는 정적손실계수는 전력설비 신․증설 등 계통상황 변경을 반영하여 산정할 수 있다.

③ 직접구매자, 구역전기사업자, 중앙급전전기저장장치의 정적손실계수는 지리적으로 가장 인접한 중앙급전발전기의 정적손실계수를 적용한다. <개정 2016.5.12.>

제2.5.4조(용량손실계수의 산정) ① 전력거래소는 정적손실계수 중 동계(12월,1월,2월) 평일 및 하계(7월,8월,9월) 평일에 적용하는 정적손실계수를 평균하여 산정하여야한다.

② 직접구매자, 구역전기사업자, 중앙급전전기저장장치의 용량손실계수(CTLF)는 지리적으로 가장 인접한 중앙급전발전기의 용량손실계수를 적용한다.

[본조신설 2016.10.31.]

제2.5.5조(정적손실계수 및 용량손실계수의 결정 및 공개) 전력거래소는 비용위원회의 의결을 거쳐 당해연도 7월부터 다음연도 6월까지 적용될 정적손실계수, 발전기별 용량손실계수 및 용량손실계수가중평균을 당해연도 6월 전까지 결정하여 이를 공개하여야 한다. <조번호 및 본조 제목변경, 개정 2016.10.31.> <개정 2017.12.29.>

제2.5.6조(조정손실계수의 산정) 가격결정발전계획 및 정산을 위한 조정손실계수(ASTLFi)는 제 2.5.3조의 정적손실계수에 아래 표의 연도별 완화계수를 고려하여 산정한다. <조번호 변경 2016.10.31.>

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016년

이후

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

제3장전력의 거래 <본장제목개정 2005.1.21>

 

제1절판매사업자의 전력구매

 

제3.1.1조(전력량가격의 적용) 판매사업자가 전력시장으로부터 구입한 전력량에 대한 가격은 제2.4.2조의 규정에 따라 정한 계통한계가격을 적용한다. <개정 2006.12.26, 단서삭제 2008.4.22>

 

제3.1.2조(용량가격의 적용) 판매사업자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격(기준용량가격 보정계수 포함)에 시간대별 용량가격계수(TCFt), 용량가격계수(RCFi), 연료전환성과계수(FSFi)를 적용한다. <개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2016.10.31.>

 

제3.1.3조(제약정산금의 적용) 판매사업자에 대한 제약정산금은 별표 2에 따라 적용한다.

 

제3.1.4조(채무불이행시 조치)판매사업자가 제4.3.2조 제2항의 규정에 의한 결제금액을 결제일의 지정된 시간까지 제4.3.4.조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 설정 해당회원 정산계좌에 입금하지 않을 경우 채무불이행이 발생한 것으로 본다. <개정 2003.5.7>

② 판매사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 채권확보를 위한 모든 행위를 수행<개정 2003.5.7>

3. 제1호에서 정한 기한까지 판매사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우 당일 자정(24:00)에 거래정지가 이뤄짐을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보<개정 2003.5.7>

4. 거래정지 통지를 발송한 후 즉시 관련된 시장참여자에게 거래정지통지 사본을 통보

5. 거래정지 통지를 받은 판매사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지

③ 판매사업자가 채무불이행에 대한 의무를 이행하고 거래정지 해지를 요청하는 경우 전력거래소는 특별한 사유가 없는 한 거래정지를 해지한 후 해당 판매사업자와 관련 시장참여자에게 그 사실을 즉시 통보한다.

 

제3.1.5조(연체이자 산정 및 납부) 판매사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다.

연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일

 

제2절직접구매자의 전력구매

 

제1관 직접구매 가격의 적용

 

제3.2.1.1조(전력량가격) 직접구매자가 구입한 전력량에 대한 가격은 제2.4.2조의 규정에 따라 정한 계통한계가격을 적용한다. <개정 2009.06.30>

 

제3.2.1.2조(용량가격)직접구매자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격에 시간대별용량가격계수(TCFt), 직접구매용량보정계수, 용량가격계수(RCFi), 연료전환성과계수(FSFi) 등을 적용한다. <개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2016.10.31.>

② 직접구매자는 전기설비의 역률을 90%(기준역률)이상으로 유지하여야 하며, 직접구매자의 역률이 90%에 미달될 경우에는 미달 비율만큼 용량가격을 할증하여 적용한다.

③ 제2항의 규정에 의한 역률은 거래시간별로 산정하고, 역률의 산정에는 평균 지상무효전력과 평균 유효전력을 적용한다.

 

제3.2.1.3조(부가정산금) ① 직접구매자에 대한 부가정산금(Uplift)은 부가정산금단가(원/kWh)를 연간 일정하게 유효구매전력량에 적용한다.

② 제1항의 규정에 의한 부가정산금단가는 전년도의 전력시장에서 발생된 부가정산금액을 토대로 비용위원회에서 정한다.

 

제3.2.1.4조(손실계수) ① 송전망에서 발생하는 송전손실계수(TLFC)는 제2.5.3조에 따라 산정한 정적손실계수를 적용하며, 배전망에서 발생한 배전손실계수(DLFC)는 연간 일정비율을 모든 직접구매자에게 동일하게 적용한다.<개정 2006.12.26>

② 직접구매자의 계량기 설치위치가 계량점과 다름으로 해서 발생하는 개별적인 손실계수(이하 “개별손실계수”라 한다)는 제4.1.1조의 규정 등의 합리적인 방법으로 산정하고 제1항의 손실계수에 합산하여 해당 구매자의 송전손실계수로 적용한다.<개정 2005.1.21>

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 손실계수는 비용위원회에서 별도로 정한다.

 

제3.2.1.5조(손실계수의 적용) 전력거래소는 제3.2.1.1조 내지 제3.2.1.3조의 규정에 의한 가격에 적용하기 위한 유효구매전력량과 용량가격 적용전력을 결정하는 경우에 제3.2.1.4조의 규정에 의한 손실계수를 반영하여 산정한다.

 

제3.2.1.6조(송전요금) ① 직접구매자에 대한 발전측 송전요금은 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 발전측 송전요금을 기초로 하여 동 요금의 적용기준 및 적용방법은 비용위원회에서 별도로 정한다.

② 직접구매자에 대한 부하측 송전요금은 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 “송·배전용 전기설비 이용규정”에 따르며 이 규칙에서는 적용하지 아니한다.<개정 2005.1.21, 2012.12.31>

 

제3.2.1.7조(직접구매 전력량) 직접구매자의 구입전력량은 유효구매전력량을 적용한다.

 

제3.2.1.8조(직접구매 용량보정계수의 결정) 제3.2.1.2조의 규정에 의한 직접구매용량보정계수는 비용위원회에서 별도로 정한다.

 

제3.2.1.9조(용량가격 적용전력의 결정) ① 전력거래소는 제3.2.1.2조의 규정에 의한 용량가격을 적용하기 위하여 직접구매자별 용량가격 적용전력을 결정하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 용량가격 적용전력은 역월 단위로 적용하고, 거래당월에 대한 용량가격 적용전력은 거래 당월을 포함하지 않은 직접구매자의 직전 12개월 중의 7월, 8월, 9월 및 거래전월 중의 거래기간 최대 유효구매전력량으로 한다. 다만, 거래기간 최대 유효구매전력량이 수전설비 용량(역률 90%를 적용한 유효전력 기준)의 30% 이하인 경우에는 수전설비 용량의 30%로 한다.

③ 직접구매자가 전력시장에서 전력을 거래한 기간이 1년에 미달한 경우에는 당해 직접구매자에 대한 용량가격 적용전력의 결정은 제2항의 규정을 준용하되, 거래개시 전의 최대부하는 15분 최대부하에 제3.2.1.4조의 규정에 의한 손실계수를 반영하여 적용한다.

 

제3.2.1.10조(자료제출) 전력시장에서 전력을 직접구매하고자 하는 자는 다음 각호의 자료를 거래개시 희망일 1개월 전까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

1. 제3.2.1.4조 제2항의 규정에 의한 개별손실계수 산정을 위하여 필요한 자료

<개정 2005.1.21>

2. 제3.2.1.9조의 규정에 의한 용량가격 적용전력 산정을 위하여 필요한 자료

 

제2관 직접구매의 시행 및 관리

 

제3.2.2.1조(직접구매자의 자격) ① 전력시장에 참여하여 전력을 직접구매할 수 있는 자격은 법 제32조 및 동법 시행령 제20조에서 정한 기준을 충족한 자로서 전력거래소의 회원으로 가입한 자로 한다.

② 법 시행령 제20조에서 규정한 수전설비용량은 토지, 건물, 전기사용 시설 등을 소유자나 최종 사용자별로 구분한 단일의 전기 사용장소 및 단일의 최종 전기사용자에 대한 용량으로 한다.

 

제3.2.2.2조(직접구매의 신청) 전력을 전력거래소에서 직접구매하고자 하는 자는 전력거래소의 정관이 정하는 바에 따라 전력거래소에 신청하여야 한다.

 

제3.2.2.3조(직접구매의 승인) 전력거래소는 제3.2.2.2조의 규정에 의한 신청이 있는 경우에는 다음 각호의 요건에 부합하다고 판단하는 경우에 이를 승인할 수 있다. 다만, 다음 각호의 1의 요건을 충족하지 못하는 것으로 판단하는 경우에는 이를 승인하지 아니할 수 있다.

1. 제3.2.2.1조 제2항의 규정에 의한 설비용량의 충족여부

2. 제4.1.1조의 규정에 의한 계량설비 등 규칙에서 정한 설비의 완비여부

3. 제3.4.1조의 규정에 의한 재정보증의 제공여부<개정 2005.1.21>

4. 제5.1.4조의 규정에 의한 운영예비력 저하 또는 저하 예상 시 조치사항의 수용여부<개정 2011.6.30, 2011.12.2>

5. 기타 신청자의 기술적인 사유로 전력계통 운영에 지장을 초래할 가능성 여부

 

제3.2.2.4조(전력거래에 관한 약정체결) ① 전력거래소는 제3.2.2.3조의 규정에 의하여 직접거래를 승인하는 경우에는 당해 직접구매자와 전력거래에 따른 세부적인 사항에 관하여 별도의 약정을 체결하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 약정에는 다음 각호의 사항이 포함되어야 한다.

1. 전력의 직접구매 종료 희망시 사전통보 및 거래종료 절차에 관한 사항

2. 채무불이행시 채무불이행금의 납부독촉 및 전기공급 중단에 관한 사항

3. 거래대금 결제일정 및 대금결제에 관한 세부사항

4. 기타 직접구매와 관련하여 전력거래소 이사장이 필요하다고 인정하는 사항

 

제3.2.2.5조(직접구매의 거래개시) 직접구매자에 대한 거래는 전력거래소로부터 거래승인을 받은 후 전력거래소가 지정하는 시점부터 개시한다.

 

제3.2.2.6조(직접구매자의 의무존속기간) ① 직접구매자는 제3.2.2.5조의 규정에 의한 거래개시일로부터 1년이 경과하여야 전력시장에서 전력거래를 종료할 수 있다. 다만, 직접구매자가 전력거래를 지속할 수 없는 타당한 사유가 발생한 경우에는 예외로 할 수 있다.

② 제1항의 규정에 의하여 전력거래를 종료한 자가 거래종료일로부터 1년 이내에 제3.2.2.2조의 규정에 의한 신청을 하는 경우에는 전력거래소 정관이 정하는 바에 의하여 그 신청을 제한할 수 있다.

 

제3.2.2.7조(직접구매수수료의 부과) ① 전력거래소는 직접구매자에게 직접구매자의 진입에 따라 수반되는 정산․결제와 채권확보 및 사후관리 등에 소요되는 제반 경비충당을 위해 직접구매수수료(이하 “구매수수료”라 한다)를 전력거래소 정관이 정하는 바에 따라 부과한다.

전력거래소는 제1항의 규정에 의한 구매수수료를 징수하는 경우에는 직접구매자에 대하여 전력거래소 정관 제12조의 규정에 의한 전력거래수수료를 면제할 수 있다.

 

제3.2.2.8조(전력산업기반기금의 부과) 직접구매자는 법 제51조의 규정에 따라 전력구매금액에 따라 부과되는 전력산업기반기금을 부담하여야 한다.

 

제3.2.2.9조(채무불이행시 조치) ① 직접구매자가 다음 각호의 1에 해당하는 경우에는 채무불이행이 발생한 것으로 본다.

1. 직접구매자가 제4.3.2조 제2항의 규정에 의한 결제금액을 결제일의 지정된 시간까지 지불하지 않는 경우<개정 2003.5.7>

2. 직접구매자가 전력거래소에 제공하여야 할 재정보증금액을 제3.4.4조 제1항 및 제2항에서 정한 기한까지 제공하지 못하는 경우<개정 2003.5.7, 2013.4.30>

3. 재정보증인의 신용에 다음 각호의 1의 사유가 발생하는 경우

가. 재정보증인의 주요 사업부분이 중단되거나 중단이 임박했을 경우

나. 재정보증인에 대하여 법정관리, 청산인, 파산 관재인 또는 관련법에 따라 유사한 기능을 행사하는 사람이 지명되는 경우

다. 기타 재정보증인이 자신의 채무와 직접구매자에 대한 재정보증의 이행에 대한 능력이 없다고 판단되는 경우

② 직접구매자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우에는 전력거래소는 제3.4.1조 제1항의 제1호 또는 제2호의 재정보증에서 직접구매자의 채무불이행금액을 변제하도록 청구하여 대금결제를 실행하며, 연체이자 계산은 제3.2.2.10조에 따른다.<개정 2003.5.7., 2013.4.30>

3. 제1호에서 정한 기한까지 직접구매자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우에는 당일 자정(24:00)에 거래정지가 이뤄짐을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호의 서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보<개정 2003.5.7>

4. 해당 직접구매자에게 거래정지 통지를 발송한 후 즉시 해당 직접구매자와 관련 시장참여자에게 거래정지 통지 사본을 통보

5. 거래정지 통지를 받은 직접구매자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지

③ 직접구매자가 채무불이행에 대한 의무를 이행하고 거래정지 해지를 요청하는 경우 전력거래소는 특별한 사유가 없는 한 거래정지를 해지한 후 해당 직접구매자와 관련 시장참여자에게 그 사실을 즉시 통보한다.<항번호변경 2003.5.7>

 

제3.2.2.10조(연체이자 산정 및 납부) 직접구매자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다.

연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일

 

제3절 구역전기사업자의 전력거래 [본절신설 2005.1.21]

 

제1관 구역전기사업자의 전력거래 관리

 

제3.3.1.1조(전력거래 요건) 구역전기사업자가 전력시장에서 전력을 거래할 수 있는 경우는 법 시행령 제19조 제4항에서 규정한 경우로 한다.

② 구역전기사업자는 발전기의 고장․정기점검 및 보수 등으로 인한 경우, 또는 산업통상자원부령이 정하는 기간 동안 공급구역의 열수요 감소에 따른 발전기 가동단축으로 인한 부족전력을 충당하기 위한 경우를 제외하고 당해 특정한 공급구역의 수요가 허가받은 공급능력 이내일 때에 구매전력이 발생하지 않도록 하기 위한 제어설비를 구비하고 구비완료 증빙서류를 전력거래소에 제출하여야 한다.<개정 2009.12.31>

③ 법 시행령 제19조 제4항 제3호에 의한 전력거래를 하고자 하는 구역전기사업자는 열수요 이상 발전기를 가동해야 하며, 그 실적을 입증할 열판매량, 발전량 등 증빙서류를 전력거래소에 제출하여야 한다.[신설 2009.12.31]

④ 전력거래소는 익년 1월말까지 제3항에 의한 구역전기사업자의 전력시장 거래기간 중 발전기가동실적을 분석하고, 전력시장감시위원회의 심의를 거쳐 전기위원회에 보고하여야 한다.[신설 2009.12.31.] <개정 2017.12.29.>

⑤ 전력시장감시위원회는 제4항의 심의결과 법 시행령 제19조를 위반한 구역전기사업자에 대해서는 전기위원회의 승인을 얻어 익년도에 일정기간 전력시장 거래를 제한할 수 있다. 다만, 당해 사업자의 열수요가 최소발전량에 미달한 경우에는 예외로 할 수 있다.[신설 2009.12.31]

 

제3.3.1.2조(전력거래의 신청) 전력거래소와 전력거래를 하고자 하는 구역전기사업자는 전력거래소의 정관이 정하는 바에 따라 전력거래소에 신청하여야 한다.

 

제3.3.1.3조(전력거래의 승인) 전력거래소는 제3.3.1.2조의 규정에 의한 신청에 대하여 다음 각호의 요건을 충족시키는 것으로 판단하는 경우에 이를 승인한다.

1. 제3.3.1.1조의 전력거래 요건 충족

2. 제4.1.1조의 규정에 의한 계량설비 등 이 규칙에서 정한 설비의 완비

3. 제3.4.1조의 규정에 의한 재정보증의 제공

4. 제5.1.4조의 규정에 의한 운영예비력 저하 또는 저하 예상 시 조치사항의 수용<개정 2011.6.30, 2011.12.2>

5. 기타 신청자의 기술적인 사유로 전력계통 운영에 지장을 초래할 우려가 없을 것

 

제3.3.1.4조(전력거래에 관한 약정체결) 전력거래소는 제3.3.1.3조의 규정에 의하여 거래를 승인한 경우에는 다음 각호의 1의 사항에 대한 약정을 체결할 수 있다

1. 구역전기사업 종료 희망시 사전통보 및 거래종료 절차에 관한 사항

2. 채무불이행시 채무불이행금의 납부 및 전기공급 중단에 관한 사항

3. 거래대금 결제일정 및 대금결제에 관한 사항

4. 기타 구역전기사업자의 전력거래와 관련하여 전력거래소 이사장이 필요하다고 인정하는 사항

 

제3.3.1.5조(전력거래의 개시) 구역전기사업자에 대한 거래는 전력거래소로부터 거래 승인을 받은 후 전력거래소가 지정하는 시점부터 개시한다.

 

제3.3.1.6조(구역전기사업자의 의무존속기간) ① 구역전기사업자는 제3.3.1.5조의 규정에 의한 거래개시일로부터 1년이 경과하여야 전력시장에서의 전력거래를 종료할 수 있다. 다만, 구역전기사업자가 제3.3.1.1조 제3항에 따라 산업통상자원부령이 정하는 기간동안 해당 공급구역의 열수요가 감소함에 따라 발전기 가동을 단축하여 발생한 부족전력을 충당하기 위해 거래하는 경우, 또는 전력거래를 지속할 수 없는 정당한 사유가 있는 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2009.12.31>

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 전력거래를 종료한 구역전기사업자가 거래종료일로부터 1년 이내에 거래재개 신청을 하는 경우에는 거래재개를 제한할 수 있다.

 

제3.3.1.7조(채무불이행시 조치) ① 구역전기사업자가 다음 각호의 1에 해당하는 경우에는 채무불이행이 발생한 것으로 본다.

1. 구역전기사업자가 결제금액을 제4.3.2조 제2항의 규정에 의한 기한까지 입금하지 않는 경우

2. 구역전기사업자가 전력거래소에 제공하여야 할 재정보증금액을 제3.4.4조 제1항 및 제2항에서 정한 기한까지 제공하지 못하는 경우

3. 재정보증인에게 다음 각목의 1의 사유가 발생하는 경우

가. 재정보증인의 주요 사업부문이 중단되거나 중단이 임박했을 경우

나. 재정보증인에 대하여 법정관리인, 청산인, 파산관재인 또는 관련법에 따라 유사한 기능을 행사하는 사람이 지명되는 경우

다. 기타 재정보증인이 자신의 채무와 구역전기사업자에 대한 재정보증의 이행에 대한 능력이 없다고 판단되는 경우

② 구역전기사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체 없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우에는 제3.4.1조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액을 대상으로 구역전기사업자의 채무불이행금액을 청구하여 대금결제를 실행하며, 연체이자 계산은 제3.3.1.8조에 따름

3. 제1호에서 정한 기한까지 구역전기사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우에는 그 기한이 속하는 날의 자정(24:00)에 거래가 정지됨을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

4. 해당 구역전기사업자에게 거래정지 통지서를 발송한 후 즉시 해당 구역전기사업자와 관련된 시장참여자에게 거래정지 통지서 사본을 발송

5. 거래정지 통지를 받은 구역전기사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지

③ 구역전기사업자가 채무불이행에 대한 의무를 이행하고 거래정지 해지를 요청하는 경우 전력거래소는 특별한 사유가 없는 한 거래정지를 해지한 후 해당 구역전기사업자와 관련된 시장참여자에게 그 사실을 즉시 통보한다.

 

제3.3.1.8조(연체이자 산정 및 납부) 구역전기사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다.

연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일

 

제2관 구매가격의 적용

 

제3.3.2.1조(전력량가격의 적용) 구역전기사업자가 전력시장에서 구매한 전력량에 대한 가격은 제2.4.2조의 규정에 따라 정한 계통한계가격을 적용한다.<개정 2006.12.26, 단서삭제 2008.4.22>

 

제3.3.2.2조(용량가격의 적용) 구역전기사업자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격에 시간대별 용량가격계수(TCFt)와 용량가격계수(RCFi), 연료전환성과계수(FSFi)를 적용한다.<개정 2006.12.26., 2016.10.31.>

 

제3.3.2.3조(제약정산금의 적용) 구역전기사업자에 대한 제약정산금은 별표 2에 따라 적용한다.

 

제3.3.2.4조(손실계수) ① 송전망에서 발생하는 송전손실계수(TLFL)는 제2.5.3조에 따라 산정한 정적손실계수를 적용하며 배전망에서 발생한 배전손실계수(DLFL)는 연간 단일치를 정하여 모든 구역전기사업자에게 동일하게 적용한다.<개정 2006.12.26>

② 구역전기사업자의 계량기 설치위치가 계량점과 다름으로 해서 발생하는 개별손실계수는 제4.1.1조의 규정에 의해 산정한다.

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 손실계수는 비용위원회에서 별도로 정한다.

 

제3.3.2.5조(손실계수의 적용) 전력거래소는 구역전기사업자의 유효구매전력량을 결정할 경우 제3.3.2.4조의 규정에 의한 손실계수를 반영한다.

 

제3.3.2.6조(송전 및 배전요금) ① 구역전기사업자의 발전측 송전요금은 비용위원회에서 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 발전측 송전요금을 반영하여 산정한다.

② 구역전기사업자에 대한 부하측 송전요금 및 배전요금은 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 “송·배전용 전기설비 이용규정” 및 “배전용 전기설비 이용규정”에 따르며 이 규칙에서는 적용하지 아니한다.<개정 2012.12.31>

 

제3.3.2.7조(구매 전력량) 구역전기사업자의 구매전력량은 유효구매전력량을 적용한다.

 

제3.3.2.8조(자료제출) ① 구역전기사업자는 제3.3.2.4조 제2항의 규정에 의한 개별손실계수 산정을 위하여 필요한 자료를 거래개시 희망일로부터 1개월 전까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 구역전기사업자는 제6.1.3조 제8호의 규정에 의한 시장감시를 위하여 전력시장감시위원회가 요청할 경우 시간대별 발전전력량, 발전에 필요한 소내소비전력량 및 관련 변압기손실량, 열판매량 등에 대한 일간, 월간, 연간 실적과 발전기의 고장․정기점검 및 보수 등의 자료를 제출하여야 한다.<개정 2009.12.31>

 

제4절 직접구매자 및 구역전기사업자의 재정보증<절명칭개정 2005.1.21>

 

제3.4.1조(재정보증의 설정) ① 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력시장에 참여하여 거래를 하는 기간에는 전력거래소에 지속적으로 다음 각 호의 재정보증을 별도로 제공한다. <개정 2015.3.17.>

1. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금을 제외한 대금지급을 위한 재정보증

2. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금 지급을 위한 재정보증

② 제 1항의 각 재정보증의 형태는 다음 각호의 1과 같다. <신설 2015.3.17.>

1. 현금 재정보증

2. 비현금 재정보증<개정 2005.1.21>

③ 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 직접구매자 또는 구역전기사업자의 보증금계좌에 예치된 자금으로 하며 다음 각호의 요건을 충족하여야 한다.<항번호 변경 2015.3.17.>

1. 전력거래대금 지급만을 위한 재정보증일 것

2. 전력거래대금의 결제를 이행하지 아니할 때는 전력거래소가 직접구매자 및 구역전기사업자의 동의 없이 인출할 수 있을 것

3. 전력거래소의 동의없이는 직접구매자 및 구역전기사업자가 보증금을 인출할 수 없을 것<개정 2005.1.21>

④ 비현금 재정보증은 다음과 같은 형태로 제공할 수 있다.<항번호 변경 2015.3.17.>

1. 적정자격을 가진 재정보증제공자로부터의 재정보증이며, 재정보증제공자가 될 수 있는 자는 한국은행의 신용관리하에 있는 은행이나 금융기관에 한함

2. 전력거래소가 인정하는 형식의 보증서 또는 은행신용장

⑤ 제1항 1호의 재정보증 기간은 매년 1월부터 12월까지의 전력거래에 대한 최초결제일부터 최종결제일의 익일까지로 한다.[신설 2013.4.30.]<항번호 변경 및 개정 2015.3.17.]

⑥ 제1항 제2호의 재정보증 기간은 매년 1월부터 12월까지의 최초 전력거래일로부터 해당 전력거래에 대한 배출권거래비용의 최종결제일 익일까지로 한다. [신설 2015.3.17.]

 

제3.4.2조(관련자료 제출) ① 직접구매자 및 구역전기사업자는 다음 연도의 월별 예상구매량을 매년 11월 말까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 제3.3.1.1조 제3항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 월별 예상구매량을 거래개시 1개월전까지 제출할 수 있다.<개정 2005.1.21., 2013.4.30>

② 직접구매자 또는 구역전기사업자로 시장에서 거래를 하고자 하는 자는 거래개시 희망일로부터 1개월 전까지 다음의 자료를 제출하여야 한다.<개정 2010.11.30>

1. 거래개시 직전연도의 월별 전력사용량 및 증빙<개정 2013.4.30.>

2. <삭제 2013.4.30.>

3. 거래기간이 속한 연도의 월별 예상구매량<개정 2013.4.30.>

4. 구역전기사업자의 경우 공급예정구역에 대해 산업통상자원부장관으로부터 허가받은 사업허가증 사본[신설 2010.11.30]

③ <삭제 2010.11.30>

④ <삭제 2013.4.30.>

⑤ 제1항 및 제2항 제3호의 월별 예상구매량은 전력시장에서의 월별 구매전력량에서 해당월의 판매전력량을 차감한 값으로 한다.[신설 2013.4.30.]

 

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) 다음 각 호의 재정보증금액은 구분하여 산정한다. [신설 2015.3.17.]

1. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금을 제외한 대금지급을 위한 재정보증

2. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금 지급을 위한 재정보증

② 제1항 제1호의 재정보증금액은 직접구매자별 및 구역전기사업자별로 월 최대 전력구매대금을 해당월의 일수로 나누어 산출한 일평균 구매금액의 40배로 한다. 재정보증금액 = 월 최대 전력구매대금 / 해당월일수 × 40일 <개정 2010.11.30., 2013.4.30.><항번호 변경 및 개정 2015.3.17.>

1.~3. <삭제 2010.11.30.>

③ 제1항 제1호의 월 최대 전력구매대금은 다음 각호의 거래월별 값을 비교하여 가장 큰 값으로 한다. 단, 월 최대 전력구매대금이 0원 보다 적으면 0원으로 간주한다.[신설 2010.11.30.]<개정 2013.4.30.><항번호 변경 및 개정 2015.3.17.>

1. 제3.4.2조 제1항 및 제2항 제3호의 월별 예상구매량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값<개정 2013.4.30.>

2. 재정보증금액 통지기한 이전까지 거래월별 결제가 종료된 최근 12개월의 월별 결제금액<개정 2013.4.30.>

3. 제3.4.2조 제2항 제1호의 월별 전력사용량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값[신설 2013.4.30.]

④ 제1항 제2호의 금액은 배출계수, 조정계수 및 전년도 배출권 평균단가를 적용하여 산출한 연간 정산금액으로 한다.

재정보증금액 = Max(전년도 구매량, 연간 예상 구매량) × 배출계수 × (1 – 발전·에너지부문 배출권 할당 조정계수) × 전년도 배출권 평균단가 [신설 2015.3.17.]

⑤ 전력거래소는 제2항 및 제4항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.<항번호변경 2010.11.30.><개정 2013.4.30.><항번호 변경 및 개정 2015.3.17.>

1. 직접구매자 및 구역전기사업자에게는 매년 12월 10일 이전까지. 단, 제3.3.1.1조 제3항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 거래개시 20일 전까지.<개정 2013.4.30.>

2. 직접구매를 하고자 하는 자 및 전력시장에서 전력을 구매하고자 하는 구역전기사업자에게는 거래개시 희망일 20일전까지.<개정 2005.1.21>

 

제3.4.4조(재정보증금액 납부 및 검증) ① 직접구매자 및 구역전기사업자는 제3.4.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.4.1조 제2항의 규정에 의한 현금 또는 동조 제3항의 규정에 의한 비현금의 형태로 매년 12월 24일까지 전력거래소에 납부하여야 한다. 단, 제3.3.1.1조 제3항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 거래개시 7일 전까지 납부할 수 있다.<개정 2005.1.21., 2013.4.30>

② 직접구매를 하고자 하는 자 및 전력시장에서 전력을 구매하고자 하는 구역전기사업자는 제3.4.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.4.1조 제2항의 규정에 의한 현금 또는 동조 제3항의 규정에 의한 비현금의 형태로 거래개시 희망일 7일전까지 전력거래소에 납부하여야 한다.<개정 2005.1.21>

③ 전력거래소는 직접구매자 또는 구역전기사업자가 제공한 재정보증이 제3.4.1조에서 정한 요건을 충족시키지 못하는 것으로 판단하는 경우에는 당해 직접구매자 또는 구역전기사업자와의 전력거래를 정지할 수 있다.<개정 2005.1.21.>

 

제3.4.5조(채무불이행시 해소 등) ① 채무불이행을 해소하기 위해서는 다음 각호의 조건을 모두 충족하여야 한다.[신설 2010.11.30]

1. 연체이자를 포함한 거래대금의 완납

2. 우선 집행된 재정보증의 회복

② 당해 회원사에서 채무불이행이 발생한 차수의 연체금액을 변제하지 못한 경우에는 차후 도래하는 차수에서 거래소에 청구할 금액이 있다고 하더라도 이를 근거로 우선 변제를 요구할 수 없다.[신설 2010.11.30]

③ 제1항 제2호의 재정보증 회복에 있어 비현금재정보증은 현금형태의 재정보증으로 전환하여야 한다.[신설 2010.11.30]

 

제3.4.6조(재정보증의 해지) 직접구매자 또는 구역전기사업자가 전력시장을 통한 전력거래의 해지를 요청하거나 전력거래가 해지되는 경우에는 전력거래소는 해당 직접구매자 또는 구역전기사업자에 대한 재정보증을 해지한다. <조번호변경 2010.11.30>

제4장계량과 정산 및 결제

 

제1절계량

 

제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지․관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기 및 전기저장장치, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.<개정 2007.12.27., 2016.5.12>

② 구역전기사업자의 송전용 전력량계와 수전용 전력량계는 별도로 설치하여야 하며 변성기는 공용할 수 있다.[신설 2005.1.21]

③ 전기사업자 및 직접구매자의 계량설비가 계량점이 아닌 장소에 설치된 경우에는 시간대별 변압기손실량과 선로손실량을 다음 산식에 따라 보정한다.

변압기손실량(㎾h) = 무부하손실량(㎾h) + [변압기 부하량(㎾h) / (변압기 정격용량(kVA)×부하역률×1h)]2 × 정격부하손실량(㎾h)

선로손실량(㎾h) = [선로전력량(kWh) / (선로정격용량(kVA) × 부하역률 × 1h)]2 × 정격선로손실량(㎾h)

정격선로손실량(㎾h) = 3 x 1상 선로의 저항(Ω) x 1상 선로의 정격전류(kA)2 x 1h

기타 계량설비 설치가 필요한 전기사업자는 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지·관리하여야 한다. [신설 2015.9.30.]

 

제4.1.2조(계량데이터 취득 및 처리) ① 전력거래소는 전기사업자 및 직접구매자로부터 계량설비의 계량데이터를 전송받아 계량시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지․관리하여야 한다.

② 전기사업자는 제1항의 규정에 의한 계량데이터의 전송을 위하여 별표 7에 따라 계량시스템과 연결되도록 통신회선 구축 등 필요한 조치를 하여야 한다.

③ 발전사업자가 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 계량데이터를 전송하지 못한 경우에는 별표 7에 따르되 송전단 전력량은 다음 산식에 따라 계산한다.

송전단 전력량 = 발전단전력량 – 변압기 손실전력량 – 소내소비전력량 <개정 2005.10.10>

④ 배전사업자 또는 직접구매자가 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 계량데이터를 전송하지 못한 경우에는 전력거래가 정상적으로 이루어진 최근 10일의 평균 거래량으로 계량데이터를 산정한다. 다만, 공휴일과 근무일은 구분하여 산정한다.<개정 2005.1.21>

⑤ 발전사업자의 경우에 제3항의 규정에도 불구하고 모든 전력량계가 고장 또는 기타 원인으로 동작하지 않을 때에는 전력거래소는 다음의 우선순위에 따라 계량데이터를 작성한다.

1. 계통운영시스템(EMS)의 발전소 상대단 전력소(변전소) 인입 전력<개정 2010.6.30>

2. 지역급전시스템(SCADA)의 발전소 상대단 전력소(변전소) 인입 전력

3. 발전소 운영 및 기록 자료

4. 기타 자료

⑥ 구역전기사업자의 송전전력 계량에 관한 사항은 이 절 중 발전사업자에 관련된 규정을 따르며, 수전전력 계량에 관한 사항은 이 절 중 배전사업자에 관련된 규정을 따른다.[신설 2005.1.21]

⑦ 전력거래소의 계량시스템에 저장된 계량데이터와 전기사업자 또는 직접구매자의 전력량계에 저장되어 있는 데이터가 일치하지 않는 경우에는 전력량계에 저장되어 있는 데이터를 우선한다.<항번호변경 2005.1.21>

 

제4.1.3조(계량설비의 시험 및 검사) ① 전기사업자 및 직접구매자는 별표 7에 따라 계량설비에 대한 시험을 실시하고, 그 결과를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 전력거래소는 전력시장의 원활한 운영을 위하여 계량설비에 대한 시험을 요청할 수 있으며, 이 경우 해당 설비를 보유한 자는 정당한 사유가 없는 한 이에 응하여야 한다.

② 전력거래소는 계량설비의 봉인 등과 관련된 안전성 검사를 계량설비 시험시기에 맞추어 실시하며, 필요하다고 인정되는 경우 수시로 실시한다.<개정 2010.11.30>

 

제4.1.4조(계량등록부의 기재) ① 전력거래소는 계량데이터의 유효성과 정확도를 검증하기 위하여 전기사업자 및 직접구매자로부터 계량설비에 관한 세부사항을 제출받아 계량등록부에 기록하고 관리하여야 하며, 계량등록부에 기재되어야 할 사항은 별표 7과 같다.

② 전력거래소는 계량등록부의 기재내용과 계량설비의 제원이 일치하지 아니하는 경우에는 해당 전기사업자 및 직접구매자에게 이에 대한 시정을 요청하여야 하며, 이 경우 요청을 받은 자는 정당한 사유가 없는 한 지체없이 응하여야 한다.

③ 전력거래소의 회원은 계량설비에 관한 계량등록부를 열람할 수 있다.

 

제4.1.5조(계량설비의 봉인 또는 봉인해제) ① 전력거래소는 계량데이터의 공정성을 보장하기 위하여 계량설비에 대한 봉인을 실시하여야 하며, 필요한 경우 봉인해제를 할 수 있다.

② 전기사업자 및 직접구매자는 제1항의 규정에 의한 봉인해제 또는 봉인이 필요한 경우에는 전력거래소에 사전 요청하여야 한다. 단, 봉인이 필요한 경우 전기사업자간 체결한 송․배전용전기설비 이용계약서를 제출하여야 한다. <개정 2018.8.2.>

③ 전기사업자 및 직접구매자는 위험ㆍ가압설비에 봉인이 필요한 경우에는 관련설비의 휴전 등 사전에 적절한 안전조치를 취하여야 하며, 전력거래소는 이를 확인 후 봉인하여야 한다.[신설 2003.11.11]

 

제4.1.6조(안전성 확보를 위한 암호) ① 전력거래소는 계량데이터의 안전성 확보를 위해 전력량계에 대해 읽고 입력할 수 있는 암호를 설정하여야 한다.

② 전력거래소는 전기사업자 및 직접구매자가 보유한 전력량계에 대한 읽기전용 암호를 해당자에게 제공하여야 한다.

 

제4.1.7조(계량설비의 변수 및 설정 데이터변경) ① 전기사업자 및 직접구매자는 전력거래소의 승인을 얻어 계량설비의 변수 및 설정된 데이터를 변경할 수 있으며, 변경 사항을 전력거래소에 지체없이 통지하여야 한다.

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 통보 받은 내용을 계량등록부에 기재하고 계량 데이터베이스의 내용을 수정, 기록관리 하여야 한다.

 

제4.1.8조(계량시각의 일치) 전력거래소는 계량시각의 일치를 위하여 위치표정장치(GPS : Global Positioning System)를 운영하여야 한다.

 

제4.1.9조(자가용전기설비설치자의 계량) ① 법 제31조 제2항 단서의 규정에 의하여 전력을 거래하는 자가용 전기설비를 설치한 자의 계량에 관한 사항은 발전사업자에 따른다.

자가용전기설비를 설치한 자 중 전기사업법 시행령 제19조 제2항 제2호에 정하여진 태양광 설비 외의 설비를 설치한 자가 해당 설비를 통하여 생산한 전력의 연간 총생산량의 50% 미만 범위 내에서 전력거래를 하는지 여부를 확인하기 위하여 총 생산량을 계량하기 위한 설비와 전력거래량을 계량하기 위한 설비를 각각 구분 시설하여야 한다. 단, 전기사업법 시행령 제19조 제2항 제1호에 정하여진 태양광 설비를 설치한 자가 해당 설비를 통하여 생산한 전력 중 자기가 사용하고 남은 전력을 거래하는 경우는 제외한다. [신설 2012.12.31.] <개정 2017.12.29.>

③ 전력거래소는 전기사업법 시행령 제19조 제2항 제2호에 정하여진 태양광 설비 외의 자가용전기설비 설치자가 자기가 생산한 전력의 연간 총 생산량의 50% 미만 범위 내에서의 전력거래를 하는지 여부를 연 2회 이상 확인 점검하여야 한다. 단, 전력공급예비력 부족 등으로 전력거래소의 급전지시에 의해 발전한 전력량은 전력거래 비율 산정량에서 제외한다. [신설 2012.12.31] <개정 2017.12.29.>

 

제4.1.10조(계량 세부사항) 이 절에서 정하지 않은 계량에 관한 세부사항은 별표 7에 따른다.

 

제2절 정 산

 

제1관발전사업자에 대한 정산

 

제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표 2에 따라 정산한다.<개정 2006.12.26>

1. 가격결정발전계획에 포함된 전력량

2. 가격결정발전계획에 포함되지 않았으나 운영발전계획이나 급전지시에 의해 추가로 발전한 전력량

3. 가격결정발전계획에 포함되었으나 운영발전계획이나 급전지시에 의해 발전하지 않은 전력량

4. 가격결정발전계획에 포함된 전력량에 자기발전기의 기술적 특성에 의하여 계통한계가격결정시 제외된 발전기가 발전한 전력량

5. 거래일의 가격결정발전계획에 포함된 기동횟수와 실제 운영에서의 기동횟수간 차이 발생분

6. 단시간(1시간이하) 운전되도록 발전계획된 발전기가 발전한 전력량

7. 전력수급상 LNG를 연료로 사용하는 발전기가 LNG 공급의 부족으로 대체연료를 사용하는 경우

8. 급전지시에 의하여 기동대기만 하고 계통에 연결하지 못한 발전기의 기동비용

9. 자기발전기의 사유로 급전지시에 순응하지 못한 경우

10. LNG를 연료로 사용하는 발전기의 약정물량 허용오차 초과로 부가금이 발생한 경우[신설 2009.12.31.]

11. 화력발전에 대한 지역자원시설세 정산금 [신설 2016.5.12.]

12. 기타 정산기준에서 정한 사항 <호번호변경 2009.12.31., 2016.5.12>

 

제4.2.1.2조(공급가능용량에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 발전사업자가 입찰한 공급가능용량에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.<개정 2008.10.31>

② 제1항의 규정에도 불구하고 제2.1.1.1조 제6항에 의하여 제출한 상업운전 예정일과 실제 상업운전 개시일이 다를 경우 다음 표의 조건에 해당하는 적용 발전기는 제출된 상업운전 예정일 1일전까지 공급가능용량에 대한 정산금은 지급하지 않는다. 단, 전력거래소 요청에 의해 상업운전개시일이 제출한 예정일보다 앞당겨지는 경우에는 정산금을 지급한다.<개정 2006.12.26., 2008.10.31., 2017.12.29.>

 

조건

적용대상

제2.4.3조 제4항 제2호에 의한 최대부하 시현기간이 하계인 경우

당해연도 7월1일(포함) 이후로 상업운전 예정일을 제출하고 실제 상업운전은 7월1일 이전에 개시하는 발전기

제2.4.3조 제4항 제2호에 의한 최대부하 시현기간이 동계인 경우

당해연도 12월1일(포함) 이후로 상업운전 예정일을 제출하고 실제 상업운전은 12월1일 이전에 개시하는 발전기

 

 

제4.2.1.3조(보조서비스 정산) 전력거래소는 발전사업자가 제공한 다음 각호의 보조서비스에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.

1. 주파수조정 <개정 2008.10.31>

가. 주파수추종

나. 자동발전제어

2. 대기․대체예비력 <개정 2011.12.2>

가. 대기예비력 <삭제 2011.12.2>

나. 대체예비력 <삭제 2011.12.2>

3. 자체기동

4. 기타 정산기준에 정한 사항

② 전력거래소는 제1항 제1호의 정산단가 산정시 송전사업자의 전기저장장치가 제공한 주파수조정서비스량을 고려하여야 한다. [신설 2015.5.7.]

[본조신설 2006.9.14.]

 

제4.2.1.4조(배출권거래비용에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 다음의 각호의 원인으로 발생한 배출권거래비용에 한하여 정산한다.

1. 발전연료의 사용으로 발생하는 온실가스 배출

2. 대기오염방지 설비 운영으로 발생하는 온실가스 배출

3. 그 외 발전소 운영에 따라 발생하는 온실가스 직접배출

4. 양수동력 및 전기저장장치 충전을 위해 사용되는 전기소비로 인한 온실가스 간접배출 <개정 2016.5.12.>

부생가스발전, PPA 계약발전 및 자가용발전은 배출권거래비용 정산에서 제외한다.

③ 그 밖에 배출권거래비용의 정산에 관한 구체적인 사항은 비용위원회에서 정한 바에 따른다.

[본조신설 2015.3.17.]

 

제4.2.1.5조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 발전사업자에게 지급할 전력거래대금보다 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 전력거래소에 지급한 전력거래대금이 적은 경우에는 다음과 같이 각 발전사업자별로 거래대금을 산정하여 결제한다.

발전사업자의 할인된 거래대금 = 구매자가 지불한 총거래대금 × 각발전사업자가 받아야할 거래대금 / 모든 발전사업자가 받아야할 총거래대금<개정 2005.1.21>

② 채무불이행된 거래대금과 지연에 따른 이자가 회수되는 경우에는 발전사업자가 원래 지급받아야할 거래대금에서 전력거래대금, 지연에 따른 이자 순으로 조정하여 지급한다. <조문번호변경 2006.9.14.><조번호 변경 2015.3.17.>

 

제2관판매사업자에 대한 정산

 

제4.2.2.1조(계획발전 전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자의 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.<개정 2005.1.21., 2014.11.3.>

 

제4.2.2.2조(공급가능용량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 공급가능용량에 대한 정산금액은 별표 2에 따라 산정한 전체 발전사업자의 시간대별 공급가능용량 정산금 총액에서 제4.2.3.2조의 규정에 따라 산정한 직접구매자의 시간대별 용량정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2005.1.21., 2014.11.3.>

 

제4.2.2.3조(제약발전에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 제약발전에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 제약발전에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 계획발전전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2005. 1.21. 2014.11.3.>

 

제4.2.2.4조 (배출권거래비용에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 배출권거래비용에 대한 정산금액은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 판매사업자가 구매한 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.<개정 2015.3.17.>

 

제3관직접구매자에 대한 정산

 

제4.2.3.1조(전력량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산금액은 제2.4.2조의 규정에 의한 계통한계가격에 직접구매자의 유효구매전력량을 곱하여 산출한 금액으로 한다.<개정 2009.06.30>

 

제4.2.3.2조(용량가격에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 용량가격의 정산금액은 제3.2.1.2조의 규정에 의한 시간대별 용량가격에 직접구매자별 용량가격 적용전력과 역률조정계수를 곱하여 산출한 금액으로 한다.

 

제4.2.3.3조(부가정산금에 대한 정산) 직접구매자에게 적용하는 부가정산금에 대한 정산금액은 제3.2.1.3조 제2항의 규정에 의한 부가정산금 단가에 직접구매자의 시간대별 유효구매전력량을 곱하여 산출한 금액으로 한다.

 

제4.2.3.4(배출권거래비용에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 배출권거래비용에 대한 정산금액은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 직접구매자가 구매한 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.<개정 2015.3.17.>

 

제4관구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산 [본관신설 2005.1.21]

 

제4.2.4.1조(계획발전 전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 계획 발전 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자의 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2014.11.3.>

 

제4.2.4.2조(공급가능용량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 공급 가능용량에 대한 정산금액은 별표 2에 따라 산정한 전체 발전사업자의 시간대별 공급가능용량 정산금 총액에서 제4.2.3.2조의 규정에 의한 모든 직접구매자의 시간 대별 용량정산금을 합한 금액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량 에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2014.11.3.>

 

제4.2.4.3조(제약발전에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 제약발전에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 제약발전에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 계획발전전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2014.11.3.>

 

제4.2.4.4조(배출권거래비용에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 배출권거래비용에 대한 정산금액은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 구역전기사업자가 구매한 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2015.3.17.>

 

제5관정산 명세서 <본관번호변경 2005.1.21>

 

제4.2.5.1조(정산을 위한 사전조정) 전력거래소는 명백한 입찰오류 등에 대하여 정산결과를 통지하기 전에 사전조정을 할 수 있다.

 

제4.2.5.2조(초기정산) 전력거래소는 거래일로부터 2일째 되는 날 14시까지 초기정산을 위하여 필요한 거래일의 시간대별 계량데이터를 수집하여야 한다.

② 전력거래소는 거래일로부터 6일 이내에 초기정산을 하고 그 결과를 거래일로부터 9일 이내에 거래당사자에게 통지하여야 한다.

 

제4.2.5.3조(초기정산에 대한 조정신청) ① 거래당사자는 제4.2.5.2조 제2항의 규정에 의한 초기정산결과를 통지 받은 경우에, 거래일로부터 18일 이내에 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다.<개정 2007.7.23>

② 제1항의 규정에 의한 조정신청이 거래일로부터 21일 이내에 협의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.<개정 2007.7.23>

 

제4.2.5.4조(최종정산) 전력거래소는 제4.2.5.3조의 규정에 의한 조정신청 처리결과를 반영하여 거래일로부터 20일 이내에 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 22일 이내에 거래당사자에게 통지하여야 한다.

 

제4.2.5.5조(최종정산에 대한 이의신청) ① 거래당사자는 제4.2.5.4조의 규정에 의한 최종정산결과를 통지받은 후, 거래일로부터 60일 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. 단, 이의신청기간 이내에 계량기 고장 등에 의한 비정상적인 계량(과다, 과소)이 명백하고 단일건으로서 연속성이 인정되는 경우에 한하여 60일을 초과한 정산분에 대하여도 이의신청 할 수 있다.<개정 2005.1.21, 2007.7.23, 2008.10.31>

② 제1항의 규정에 의한 이의신청이 거래일로부터 85일 이내에 합의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.<개정 2007.7.23.>

 

제4.2.5.5조의 2(정산정정통지) ① 전력거래소는 정산결과통지 후 발전에 대한 과다 정산, 구매전력에 대한 과소정산 및 계량자료의 오류 등에 의한 명백한 정산오류를 발견하였을 경우, 이를 정정하고 그 결과를 해당 거래당사자에게 통지하여야 한다.[신설 2010.11.30]

② 최종정산 이전에 정산정정통지 사유가 발생하는 경우, 최종정산과 동시에 제1항의 정산정정통지를 시행할 수 있다.[신설 2010.11.30]

③ 최종정산 통지 후 제1항의 정산정정통지가 있고 이에 대해 회원사의 이의가 있는 경우, 회원사는 통지 후 10일 이내 또는 거래일로부터 60일 이내에 이의신청을 할 수 있다.[신설 2010.11.30]

④ 제3항에 의한 이의신청이 신청 후 15일과 거래일 이후 85일이 경과할 때까지 합의되지 아니하면 제7장 제3절의 규정에 따른다.[신설 2010.11.30]

 

제4.2.5.6조(재정 신청) 제4.2.5.3조 및 제4.2.5.5조의 규정에 의한 처리결과에 불복하는 경우에는 법 제57조의 규정에 따라 전기위원회에 재정을 신청할 수 있다.<개정 2005.1.21>

 

제4.2.5.7조(거래대금의 청구) ① 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자는 별표 2에 따라 전력거래차수별 결제일 이전에 전력거래대금을 전력거래소에 청구하여야 한다.<개정 2005.1.21>

전력거래소는 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자로부터 청구서를 접수받은 후 별표 2에 따라 각 전력거래차수별 결제일 이전에 전력거래 대금을 판매사업자, 발전사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 청구하여야 한다.<개정 2005. 1.21>

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 대금청구일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.

④ 제4.2.5.3조 제2항 및 제4.2.5.5조 제2항의 규정에 의한 분쟁조정절차에 따르는 이의신청의 경우에는 제7장의 규정에 의한 분쟁조정결과에 따라 정산을 한다. <개정 2005.1.21.>

⑤ 전력거래소는 회원사의 고의 또는 과실로 발생하는 각종 가산세 등의 비용을 귀책 회원사에게 청구하여야 한다. [신설 2013.10.1.]

 

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

 

제4.3.1조(자금이체) ① 전력거래소는 제4.3.2조의 규정에 의한 결제금액 이체를 위하여 자금이체 설비를 갖추고 이용이 가능하도록 하여야 한다.

② 거래당사자는 전력거래 대금결제를 위하여 전력거래전담 금융기관에 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 정산계좌를 설정하여 이를 전력거래소에 신고하여야 한다. <개정 2017.12.29.>

③ 거래당사자로부터 전력거래 대금채권을 양수받은 자는 별표 8이 정하는 절차에 따라 정산계좌를 신고하여야 한다. [신설 2017.12.29.]

④ 제1항의 규정에 의한 자금이체 설비를 갖출 경우, 전력거래소는 동 설비의 사용이 거래당사자의 정상적인 은행 업무에 불필요한 제한을 가하지 않도록 노력하여야 한다. <항번호변경 2017.12.29.>

 

제4.3.2조(거래대금 결제) ① 전력거래소와 거래당사자간 거래차수별 전력거래대금, 거래수수료, 구매수수료 및 결제수수료 등의 결제일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.<개정 2003.5.7., 2010.11.30>

② 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자는 제1항에서 결정된 전력거래 차수별 결제일 오전 10시까지 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 시장참여자 정산계좌에 결제금액을 입금하여야 한다.<개정 2005.1.21>

③ 전력거래소는 전력거래차수별 결제일에 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌에서 거래차수별 결제금액을 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 전력거래소 결제계좌에 이체하도록 전력거래전담 금융기관에게 지시하며, 전력거래소 결제계좌에 이체된 금액을 전력거래차수별 결제일 오후 3시까지 발전사업자와 수요관리사업자 정산계좌에 이체하도록 전력거래전담 금융기관에게 지시한다.<개정 2005.1.21., 2014.11.3.>

회원사는 전력거래 대금채권을 제3자에게 양도하거나 담보로 제공할 수 없다. 다만, 채권양도에 한하여 별표 8이 정하는 절차에 따라 대항요건을 갖추는 경우 그 효력을 인정한다. [신설 2017.12.29.]

회원사에 지급하는 거래대금을 대상으로 채권양도 및 가압류, 압류 등이 진행되는 동안에는 거래대금 결제가 제한될 수 있다.[신설 2012.5.31.] <항번호변경 2017.12.29.>

 

제4.3.3조(송전요금 결제) <삭제 2010.11.30>

 

제4.3.4조(전력거래전담 금융기관의 지정)전력거래소는 제4.3.1조의 규정에 의한 자금이체, 제4.3.2조의 규정에 의한 거래대금 결제 및 이를 위한 설비를 관리하기 위하여 전력거래전담 금융기관(이하 “시장은행”이라 한다)을 지정하여야 한다.<개정 2010.11.30>

② 시장은행은 이 규칙에서 규정한 거래대금의 결제에 관한 업무를 엄격히 수행하는 책임을 진다.

③ 시장은행의 업무에는 다음 각호의 사항이 포함된다.

1. 시장은행계좌의 제공 및 관리

2. 전력거래소의 지시에 따른 시장은행계좌간 자금이체

 

제4.3.5조(약정체결) ① 전력거래소는 제4.3.4조 제2항 및 제3항의 규정에 의한 업무수행을 위한 세부적인 사항에 관하여 시장은행과 별도의 약정을 체결할 수 있다.

② 제1항의 규정에 의한 약정에는 다음 각호의 사항이 포함되어야 한다.

1. 시장은행이 준수하여야 할 사항 및 이를 위반하였을 경우의 조치에 관한 사항

2. 전력시장의 자금이체 및 거래대금 결제에 관한 세부적인 사항

3. 전력시장 운영 및 시장참여자에 대한 지원에 관한 사항

 

제4.3.6조(시장은행 계좌) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1. 전력거래소 결제계좌

2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌

3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 계좌<개정 2010.11.30>

4. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌<개정 2005.1.21>

각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.<개정 2003.5.7, 2005.1.21>

 

구 분

계 좌 수

인 출 권 한

전력거래소 결제계좌

1개

전력거래소

시장참여자 정산계좌

시장참여자별 각1개

전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자

전력거래소 수수료계좌

1개

전력거래소

직접구매자 및 구역전기사업자

보증금계좌

직접구매자 및 구역전기사업자별 각1개

전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요

 

 

제4.3.7조(시장은행의 지정해지) 전력거래소는 시장은행이 다음 각호의 1의 경우에는 그 지정을 해지할 수 있다.

1. 규칙에서 정한 시장은행의 책무를 이행하지 아니한 경우

2. 전력거래소와 시장은행간에 체결한 약정에 대한 중대한 위반행위를 한 경우

3. 시장은행으로 지정된 금융기관이 시장은행으로서의 임무를 정상적으로 수행할 수 없는 것으로 판명되는 경우

4. 전력거래소와 지정된 금융기관 쌍방이 시장은행의 지정해지를 합의한 경우

 

제4.3.8조(청문) ① 전력거래소는 제4.3.7조 제1호 내지 제3호의 규정에 의하여 시장은행의 지정을 해지하고자 하는 경우에는 청문을 실시하여야 한다.

제1항의 규정에 의한 청문에 관한 구체적인 사항은 전력거래소에서 별도로 정한다.

 

 

제4.3.9조(정산 및 결제 세부절차) 제2절 및 제3절에서 정하지 않은 정산 및 결제에 관한 세부사항은 별표 8에 따른다.

제5장전력계통 운영

 

제1절운영발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14>

 

제5.1.1조(운영발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 운영발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각호의 제약사항을 고려하여야 한다.<개정 2006.12.26>

1. 발전사업자가 입찰시 제출한 열공급 및 연료제약

2. 전력거래소에 의하여 평가되는 송전제약

3. 기타 제약

가. 전력거래소에 의하여 결정되는 전압조정, 무효전력 및 주파수조정

나. 전력계통의 안정도

다. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 시운전발전기의 기술적특성 <개정 2016.5.12.>

라. 예비력 수준

마. 수력 및 양수발전기의 발전계획량, 중앙급전전기저장장치의 방전계획량과 양수발전기의 양수계획량, 중앙급전전기저장장치의 충전계획량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정 <개정 2011.12.2., 2016.5.12>

바. 발전기의 시험과 시운전 발전기 발전계획량

사. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위한 제약사항 등

아. 최대부하 삭감 및 예비력 확보 등을 위한 수요반응자원의 수요감축요청량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정 [신설 2014.11.3.]

② 제1항 각호의 규정에 의한 제약은 수요반응자원의 감축계획량, 열공급, 연료제약, 송전제약, 기타제약의 순서로 고려되어야 하며 운영발전계획수립에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 9와 같다. <개정 2014.11.3.>

③ 전력거래소는 제1항의 예비력 수준을 고려시 송전사업자의 전기저장장치에 의한 주파수조정용량을 반영하여 운영발전계획을 수립하여야 한다. [신설 2015.5.7.]

④ 송전사업자는 별표 4의 전자입찰시스템 또는 별지 서식 제31호의2 및 제33호의2에 의거하여 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부를 전력거래소에 제출하여야 한다. [신설 2015.5.7.]

 

제5.1.2조(운영발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조의 규정에 의한 운영발전계획의 결과를 거래일 전일 18시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지하여야 한다. <개정 2015.5.7.>

② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다.

1. 해당 발전기 및 전기저장장치의 계통연결 및 분리시각

2. 해당 발전기 및 전기저장장치의 시간대별 발전계획

3. 기타 발전기 및 전기저장장치의 운전과 관련된 사항 등

<본항개정 2016.5.12.>

 

제5.1.3조(운영발전계획의 변경 및 통지)전력거래소는 제5.1.2조의 규정에 의한 통지 이후에도 다음 각호의 사유가 발생하는 경우에는 운영발전계획을 변경할 수 있다.

1. 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

2. 예상하지 못한 송전설비의 장애

3. 중대한 예측수요의 변화

4. 기타 운영발전계획의 수정을 필요로 하는 중요한 사안의 발생

② 전력거래소는 제1항 각호의 규정에 의한 운영발전계획을 변경시 일간발전계획 프로그램을 이용하기 위한 시간부족 등 긴급한 상황에서는 별표 11에 따른다.

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 운영발전계획이 변경됨에 따라 계통연결 또는 계통분리 시각 등이 변경될 때에는 이를 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 즉시 통지하여야 한다. <개정 2015.5.7.>

 

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다.<개정 2011.6.30, 2011.12.2., 2012.12.3., 2014.11.3.>

② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.<개정 2011.6.30., 2011.12.2., 2014.11.3.>

③ 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.<개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3., 2014.11.3.>

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

 

예비력

(MW)

경보

수준

필요 조치사항

구분

4,000이상

5,000미만

준비

(경보수준 아님)

ㅇ수요관리사업자에게 수요감축요청 발령 전력수요감축 시행

계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보

발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악

운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동(중앙급전발전기)

비중앙급전발전기 및 구역전기사업자 등 가동 준비·지시

전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%)

ㅇ수요조정지원제도(주간예고) 시행

ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영

ㅇ수급경보 “관심” 발령

3,000이상

4,000미만

관심

(Blue)

2,000이상

3,000미만

주의

(Yellow)

ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령

ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시

ㅇ수요조정지원제도(긴급절전) 시행

1,000이상

2,000미만

경계

(Orange)

1,000미만

심각

(Red)

ㅇ수급경보 “심각” 발령

ㅇ긴급 부하조정(부하차단)

 

 

④ 전력거래소 또는 한전은 일간 수요예측 결과 운영예비력이 4,000㎿미만으로 예상될 경우 산업부에 통보한 후 다음 각 호 중에 해당하는 조치를 취할 수 있다. [신설 2011.12.2]

1. 상기 전력위기 단계별 조치 시행 준비

2. 방송사에 보도요청(한전 시행)

3. 전력예보 또는 예비경보

 

제2절실시간급전계획 [본절신설 2006.9.14]

 

제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) <본조 제목변경 및 개정 2014.10.2.> ① 전력거래소는 계통운영시스템을 통해 실시간 급전계획을 수립해야 하며, 이를 위해 계통운영시스템의 다음 기능을 사용하여 발전기 및 전기저장장치의 유효전력을 지시할 수 있다. [신설 2014.10.2.] <개정 2016.5.12.>

1. 경제급전(Economic Dispatch)

2. 안전도제약경제급전(Security Constrained Economic Dispatch)

② 경제급전은 발전기 비용과 예비력 제약을 포함한 발전기 제약과 송전손실 계수를 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다. [신설 2014.10.2.]

1. 전력계통 발전량·부하·연계선의 조류의 급격한 변화

2. 계통연결발전기의 상태 변화

3. AGC 대상 발전기의 상태 변화

4. 기타 필요 상황 발생시

③ 안전도제약경제급전 기능은 경제급전 기능에서 고려할 수 있는 제약과 과도한 과부하를 초과하는 상정고장 제약을 포함한 송전선로 제약 등을 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다. [신설 2014.10.2.] <개정 2016.12.30.>

 

제5.2.2조(실시간급전계획 수립방법) 전력거래소는 각호의 순서와 방법에 따라 실시간급전계획을 수립한다. <본조 제목변경 및 개정 2014.10.2.>

① ∼ ② <삭제 2014.10.2.>

1. 다음 각 목의 사항을 보정하기 위해 매 1분 주기로 상태추정을 시행하며, 전력거래소가 발전기별 현장 출력을 추정할 수 없는 경우에는 발전기의 현재 출력값은 최근 취득한 값으로 한다. [신설 2014.10.2.]

가. 통신 및 시스템 장애로 인한 전력계통 자료 미취득

나. 현장 설비의 성능저하 등으로 인한 오차 발생 등

2. 상태추정 주기에 따라 매 5분마다 향후 1시간에 대한 5분 단위 수요를 예측한다. [신설 2014.10.2.]

3. 향후 10분 후의 예측 수요를 기반으로 다음 각목을 고려하여 총 계통비용이 최소화 되도록 하는 것을 원칙으로 5분 단위의 안전도제약경제급전계획을 수립한다. [신설 2014.10.2.]

가. 발전기 증분비용

나. 발전사업자가 제출한 발전기별 입찰자료 및 발전기 자기제약

다. 송전손실계수 및 송전혼잡

라. 보조서비스 요구량

마. 발전기별 보조서비스 특성 자료

바. 기타 계통안정에 필요한 사항 등

4. 상기 3호의 안전도제약경제급전계획에 의해 계산된 발전기별 한계치를 기반으로 다음 각 목을 고려하여 최종적으로 1분 단위의 실시간 경제급전계획을 수립한다. [신설 2014.10.2.]

가. 발전기 증분비용

나. 발전사업자가 제출한 발전기별 입찰자료 및 발전기 자기제약

다. 보조서비스 요구량

5. 복합발전기는 개별 가스터빈과 스팀터빈으로 구분하여 상태추정, 급전계획 및 계통해석을 시행한다. [신설 2014.10.2.]

 

제5.2.3조(실시간급전계획 수립) <삭제 2014.10.2.>

 

제5.2.4조(실시간급전계획 통보) <삭제 2014.10.2.>

 

제3절급전지시 [본절신설 2006.9.14]

 

제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자 및 송전사업자에게 다음 각호의 사항에 관하여 급전지시를 하여야 한다. <개정 2015.5.7.>

1. 발전기 및 전기저장장치의 계통연결 또는 분리 <개정 2016.5.12.>

2. 유효전력 및 주파수 조정

3. 발전출력지시

4. 무효전력 및 전압 조정

5. 자동발전제어 및 주파수 추종(Governor Free) 운전

6. 동기조상기 모드 운전

7. 수력, 양수발전기 및 전기저장장치의 발전계획량과 양수발전기의 양수계획량 및 전기저장장치의 충전계획량 <개정 2011.12.2., 2016.5.12>

8. 열간기동대기(Hot Standby) [신설 2011.12.2]

9. 용량시험 등 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항 [신설 2011.12.2]

10. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항

② 전력거래소는 송전사업자에게 전력계통의 안정적, 효율적 운영을 위하여 발전기 출력조정과 관련된 급전지시에 따라 송전선로 조류 조정 및 적정전압 유지를 위해 다음 각호의 사항에 관하여 급전지시를 하여야 한다.

1. 송전선로 과부하, 차단기 차단용량 등을 고려한 계통연계 및 분리

2. 지역별 조상설비 투입 및 차단

전력거래소는 원활한 전력계통운영을 위하여 보호계전기, 자동재폐로계전기, 송전사업자용 전기저장장치 등에 관한 운전지시를 송전사업자에게 요구할 수 있고, 송전사업자는 특별한 사유가 없는 한 이에 협조하여야 한다. <개정 2015.5.7.>

④ 전력거래소는 양수발전기, 수력발전기 및 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 거래일의 총 발전계획량을 전력계통 신뢰성 확보를 위해 발전사업자가 제출한 입찰시간대 발전계획량을 초과 또는 미만으로 조정하여 급전지시 할 수 있다. <개정 2011.12.2., 2016.5.12>

⑤ 급전정지중인 발전기의 기동은 연료비 순위를 원칙으로 하되 발전기의 Cold, Warm, Hot 등의 상태에 의한 기동시간을 고려할 수 있다. <개정 2011.12.2.>

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 수요감축요청을 할 수 있다. [신설 2014.11.3.]

1. 제5.1.4조 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당되거나 예상되는 경우

2. 거래일의 전력수요 예측값이 당해 동·하계 전력수급대책상의 목표수요를 초과할 것으로 예상되는 경우. 다만, 당해 동·하계 전력수급대책 수립 시 정한 예비력 수준을 고려하여 수요감축요청 여부를 결정한다. <개정 2016.12.30., 2018.2.9., 2018.6.15>

3. <삭제 2018.2.9>

 

제5.3.2조(급전지시 예외) 전력거래소는 제5.3.1조의 규정에 의한 급전지시를 다음과 같은 사유로 이행하기 어려운 경우에는 급전지시를 다르게 할 수 있다.

1. 발전기, 전력계통의 사고 등에 의해 운영발전계획을 수립하기에 충분한 시간적 여유가 없을 때

2. 기타 전력계통의 안정을 위해 긴급하게 급전지시가 필요한 때

 

제5.3.3조(유효전력에 관한 급전지시의 기준) 전력거래소는 중앙급전발전기의 주변압기 고압측(송전단)을 기준으로 유효전력(MW)에 대한 급전지시를 하며, 공급능력 확인을 위해서는 발전단 유효전력(MW)으로 급전지시를 할 수 있다. <개정 2011.12.2>

 

제5.3.4조(급전지시의 방법 등) ① 전력거래소의 급전지시는 자동발전제어(AGC), 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여야 하며, 급전전화는 어떠한 경우에도 최우선적인 통화가 가능하도록 하여야 한다. <개정 2014.10.2>

② 전력거래소와 제1항의 규정에 의한 급전지시를 받은 전기사업자는 급전지시 사항을 일지의 작성 또는 녹음의 방법 등으로 기록하여 관리하여야 한다.

③ 제1항에도 불구하고 전력거래소의 수요관리사업자에 대한 수요감축요청은 수요반응자원 수요감축요청관리시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여야 한다. [신설 2014.11.3.]

④ 전력거래소와 제3항의 규정에 의한 수요감축요청을 받은 수요관리사업자는 수요감축요청 사항을 일지에 작성 또는 로그자료 등으로 기록하여 관리하여야 한다. [신설 2014.11.3.]

 

제5.3.5조(급전지시의 이행) 5.3.1조의 규정에 의해 급전지시를 받은 전기사업자와 수요감축요청을 받은 수요관리사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다. <개정 2014.11.3., 2017.12.29.>

 

제5.3.6조(급전지시의 철회 또는 변경) ① 제5.3.1조의 규정에 의한 급전지시를 받은 전기사업자는 설비나 인명의 안전에 위해가 예상되어 급전지시를 이행하지 아니하거나 이행할 수 없을 경우에는 지체없이 그 사유 및 이행 예상시기를 전력거래소에 통지하여야 한다.<개정 2006.1.26>

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 통지를 받은 경우에는 제5.3.1조의 규정에 의한 급전지시를 철회 또는 변경할 수 있다.

 

제5.3.7조(비상시 급전지시) 전력거래소는 천재지변 등으로 전력계통운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 있을 경우, 전력계통의 복구 및 운전 신뢰도 유지를 위하여 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자에게 별표 12에 따라 송․변전설비 등의 정지 또는 수급조절 등을 지시할 수 있다.<개정 2010.6.30., 2014.11.3.>

 

제4절송전손실 및 송전혼잡 관리 [본절신설 2006.9.14]

 

제5.4.1조(송전손실의 적용) 전력거래소는 운영발전계획을 위해서 제2.5.3조의 정적손실계수를 고려하여야 한다. <개정 2006.12.26>

 

제5.4.2조(계통제약 및 송전혼잡관리) ① 전력거래소는 송전계통의 물리적 상태를 고려한 계통조건을 평가하여 계통제약 및 혼잡을 관리하여야 한다.

② 전력거래소는 계통제약 및 혼잡을 가장 경제적이고 효과적으로 관리하여야 한다.

<조번호변경 2006.12.26>

 

제5절발전기 자기제약 [본절신설 2006.9.14]

 

제5.5.1조(발전기 자기제약 운영원칙) ① 전력거래소는 발전사업자가 제출한 제약운전량을 고려하여 급전지시를 하여야 한다.

② 전력거래소는 다음 각호의 사항이 발생하거나, 예상되는 경우에는 해당 사업자에게 제약운전량을 변경하도록 요청할 수 있다. 이 경우 해당 사업자는 특별한 사유가 없는 한 변경입찰을 통해 제약운전량을 변경하여야 한다.

1. 발전기 자기제약이 전력계통의 안정적 운영을 저해하는 경우

2. 계통의 총비용이 현저하게 증가되는 경우 등

③ 제2항 제1호에 따른 전력거래소의 변경입찰 요청을 해당사업자가 받아들이지 않는 경우, 전력거래소는 급전지시를 통해 계통분리 또는 출력조정을 할 수 있다.

④ 발전사업자는 가능한 수요가 높은 시간대에 제약운전을 요청하여야 한다.

 

제5.5.2조(연료제약발전기 연료량 배분방법) ① 중앙급전발전기로서 법 제49조 제6항의 규정에 의한 전력산업기반기금에 의하여 지원 받는 발전기 중 국내 무연탄 또는 액화천연가스를 사용하는 발전기를 보유한 발전사업자(법 부칙 제8조의 규정에 의해 판매사업자에게 전기를 공급할 수 있는 발전사업자 포함)는 해당 연료량을 연소하기 위한 월간계획을 해당 월 개시 10일전까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 발전사업자의 해당연료 물량배정방법은 별표 10과 같다.

 

제5.5.3조(연료부족시의 대책) 전력거래소가 사용연료의 부족으로 인해 안정적 전력공급이 곤란하다고 판단할 경우에는 아래 각호의 사항을 결정하기 위하여 정부, 전력거래소, 시장참여자와 발전연료공급자로 구성된 협의체를 운영할 수 있다.<개정 2007.12.27>

1. 연료부족에 따른 대책적용시기

2. 연료제약발전기의 발전기별 일간사용연료량

3. 기타 안정적인 전력공급에 필요한 사항

[본조신설 2006.12.26]

 

제6절보조서비스 [본절신설 2006.9.14]

 

제5.6.1조(보조서비스의 확보) ① 전력거래소는 별표 3에 따라 다음 각호의 보조서비스를 확보하여야 한다.

1. 주파수조정

가. 주파수추종(G/F)

나. 자동발전제어(AGC)

다. 송전사업자용 전기저장장치의 주파수추종 및 원격출력제어 [신설 2015.5.7.]

2. 대기․대체예비력 <개정 2011.12.2>

3. 무효전력

4. 자체기동

5. 기타 계통운영의 안정에 요구되는 사항

② 주파수추종서비스는 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 발전기의 자동발전제어서비스 및 전기저장장치의 원격출력제어서비스는 5분 동안 제공가능한 용량으로 산정한다. <개정 2015.5.7., 2016.5.12>

③ 전력거래소는 제1항의 보조서비스 확보를 위한 요구조건을 반영하여 운영발전계획 및 실시간 급전계획을 수립하여야 한다.

 

제5.6.2조(보조서비스의 운영) ① 전기사업자의 전력설비에 대한 보조서비스 성능은 별표 3의 성능요건을 충족하여야 한다.

② 전력거래소는 신뢰도기준에서 정한 전압을 유지하기 위해, 발전사업자와 송전사업자에게 다음 각호의 사항을 지시할 수 있다.

1. 발전기 및 동기조상기의 경우

가. 발전기 단자전압 조정 또는 무효전력량 조절<개정 2011.6.30>

나. 발전단 변압기의 탭 변환 등

2. 송변전설비의 경우

가. 리액터, 커패시터 등의 무효전력 공급설비의 개폐 또는 단자전압 제어<개정 2011.6.30>

나. 변압기 탭 변환

다. 선로 개폐 등

③ 보조서비스의 세부운영방법은 별표 11 및 별표 19에 따른다.

④ 전기사업자는 제5장 제3절에 따라 보조서비스 공급에 관한 전력거래소의 급전지시를 이행하여야 한다.

 

제7절양수발전기의 양수운영 <본절번호변경 2006.9.14>

 

제5.7.1조(양수운영계획의 수립) ① 양수발전기를 보유한 발전사업자가 양수계획을 변경할 경우에는 거래일 전일 16:00까지 별표 4에 따라 양수계획서를 제출한다.

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 제출된 양수계획을 고려하여 양수계획을 수립하고, 거래일 전일 18:00까지 해당 발전사업자에게 통지하여야 한다.

 

제5.7.2조(양수운영계획 변경 및 통지) ① 양수발전기를 보유한 발전사업자는 거래일 전일 16:00이후에는 양수계획을 변경할 수 없다. 다만, 설비의 중대고장이 발생하거나 시운전 양수발전기의 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2005.10.10>

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 양수계획이 변경 제출된 경우, 양수운영계획을 재수립하고 그 결과를 해당 발전사업자에게 통지하여야 한다.

 

제5.7.3조(양수의 시행) ① 양수발전기를 보유한 모든 발전사업자는 제5.7.1조 및 제5.7.2조의 규정에 의한 양수운영계획을 통지 받은 후 양수를 계획대로 시행함으로써 전력계통의 안정적 운영에 협조하여야 한다.

② 전력거래소는 양수발전기를 보유한 발전사업자가 제출한 거래일의 총 양수계획량을 경제적이고 안정된 계통운영을 위하여 조정하여 양수를 시행할 수 있다.

 

제8절전력계통 안정운영 및 자료제공 <본절번호변경 2006.9.14>

 

제5.8.1조(전력계통의 안정적 운영을 위한 기준) ① 전력거래소는 정상 및 비정상 상황하에서의 안정적인 전력계통 운영을 위하여 신뢰도 및 안정도 기준의 준수에 최대한 노력하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 신뢰도 및 안정도 운영기준은 별표 3과 같다.

 

제5.8.2조(계통안정화 대책) ① 전력거래소는 제5.8.1조의 규정에 의한 신뢰도 및 안정도 운영기준을 만족하기 위한 계통안정화 대책을 별표 14에 따라 수립하여야 한다.

② 전기사업자는 제1항의 규정에 의한 계통안정화 대책에 협조하여야 한다.

 

제5.8.3조(저주파계전기 운영) ① 전력거래소는 계통분리 및 대용량 발전력 탈락시 전력계통의 수급균형을 확보하기 위하여 저주파계전기의 부하차단방식 및 부하차단량을 결정하고, 각 전기사업자는 전력거래소에서 결정한 부하차단량을 확보한다.

② 제1항의 규정에 의한 저주파계전기 운영에 관한 세부사항은 별표 16과 같다.

 

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공) ① 송전사업자는 전기사업법시행령 제17조(전기설비의 시설계획 및 전기공급계획의 신고)에 의거, 매년 12월말까지 전기설비의 시설계획 및 전기공급계획서를 산업통상자원부장관에게 신고함과 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다.[신설 2003.11.11]

② 송전사업자가 제1항의 규정에 따라 전력거래소에 제출하는 자료에는 다음 각호의 내용을 포함하여야 한다.

1. 설비계획 기준

2. 연도별, 전압별 전력설비 신증설계획 및 변동내역

3. 사업건별 투자비 내역서

4. 설비계획 수립시 사용한 설비데이터의 제원 및 정수

5. 연도별 송전계통도

6. 계통해석용 TOOL에서 구동되는 데이터 파일

7. 기타 계통모의를 위해 확인이 필요한 설비관련 자료[신설 2003.11.11]

③ 송전사업자는 전력거래소가 요청할 경우 다음 각호의 전력설비 제원 및 정수를 전력거래소에 제공하여야 한다.<항번호변경 2003.11.11>

1. 송전망 설비자료

2. 고장조사 및 분석에 관련된 자료

3. 기타 전력거래소에서 요구하는 계통운영 관련자료

④ 송전사업자는 송전망접속신청시 송전망접속을 위해 송전망 사용자로부터 제공받은 아래 각호의 전력설비관련자료 및 기록들을 전력거래소에 제공하여야 한다.

1. 계량점의 세부사항(구성, 개폐장치 정격, 공칭전압, 보호, 상호차단방안, 특수 자동화설비 등)

2. 송전망사용자 설비에 영향을 미치는 계통의 분할 또는 절체계획

3. 발전기 특성 및 관련 제어시스템 자료

4. 발전소내 각 변압기 및 여자시스템 자료

5. 보호 및 제어 계전기 정정/고장제거시간

6. 송전망사용자의 전력송전용량 및 전력수전용량

7. 발전사업자에게 공급될 수요

8. 계량점과 관련된 보호시스템의 시험주기

9. 유지보수 협조를 위해 합의된 원안

10. 망접속설비의 모든 기존자산의 세부적인 리스트

11. 부지별 특수조건, 예외 및 면제조항 등

12. 기타 필요한 사항

⑤ 전력거래소는 필요시 송전망사용자에게 제4항의 각호와 관련한 자료를 요구할 수 있으며 송전망사용자가 제출한 자료 및 기록들이 별표 3의 기준에 적합한지 검토하여야 한다.<항번호변경 2003.11.11>

⑥ 전력거래소는 모든 발전설비․전력계통설비 및 송전망사용자의 설비에 관련된 자료를 유지․관리하여야 한다.<항번호변경 2003.11.11>

⑦ 비중앙급전발전기를 운영하는 전기사업자 및 자가용전기설비설치자는 전력거래소가 전력계통의 신뢰도 확보를 위해 별도 요청할 경우에는 발전기 정지, 운영계획 및 추가 공급가능량 등을 제공하여야 한다.[신설 2010.6.30]

⑧ 전력거래소는 필요시 전기저장장치에 대해서 제1항 내지 제5항의 내용을 제출하도록 송전사업자에게 요청할 수 있다. [신설 2015.5.7.]

 

제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① 전기사업자 및 직접구매자는 전력설비의 신․증설시에는 계통가압 또는 계통연결 예정일 6개월 전에 시험 및 가압일정과 제5.8.4조에서 정한 제출자료 중 변경사항을 전력거래소에 서면으로 통지하여야 한다.

② 전력설비를 변경 및 폐지시에도 제1항의 규정을 적용한다.

③ 신설 전력설비의 최초 가압시 전력거래소의 승인을 받은 후 계통가압을 시행하여야 하며, 준공시험결과를 3개월 이내에 전력거래소에 통보하여야 한다.

④ 송전사업자는 비중앙급전발전설비가 전력계통에 연계될 경우 병렬운전 관련 사항을 전력거래소에 제출하며, 세부사항은 별표21에 따른다.<개정 2004.7.9>

⑤ 전기판매사업자는 154kV 이상 전기사용자가 전력계통과 연계할 경우 계통의 안정 운영을 위하여 계통운영에 관한 제반사항을 전력거래소와 협의하여야 하며, 세부사항은 별표 21에 따른다.[신설 2004.7.9.]

⑥ 전력시장에 참여하는 단위기 500MVA 이상의 동기발전기는 계통안정화장치를 구비하여야 하고, 전력계통 특성에 적합하도록 계통안정화장치의 운전특성을 유지하여야 한다.[신설 2015.9.30.]

⑦ 전력거래소는 선로명칭 및 기기번호를 별표 15에 따라 부여하여야 한다.<항번호변경 2004.7.9., 2015.9.30.>

전력계통에 발전설비의 접속을 신청하는 자는 접속되는 발전기 및 부속제어기의 기술특성자료를 별지 서식 제82~85호에 의거, 대용량 전력 사용을 신청하는 자는 전력부하의 기술특성 자료를 별지 서식 제86호에 의거하여 전력거래소에 제출하여야 한다.[신설 2009.06.30.] <항번호 변경 2015.9.30.>

⑨ 전력계통에 전기저장장치의 접속 및 계통연결을 신청하는 자는 관련 제어시스템의 계통해석용 TOOL(PSS/E)에서 구동되는 동특성 데이터 파일이 포함된 기술특성자료를 전력거래소에 제출하여야 한다. [신설 2015.5.7.] <항번호 변경 2015.9.30.>

 

제5.8.6조(설비특성의 확인) ① 전력거래소는 제출된 설비자료의 정확성 검증을 위하여 설비소유자와 협의하여 다음 각호의 사항을 확인할 수 있다.

1. 이 규칙에 명시된 기술적 사항의 준수 여부

2. 신규접속 발전기의 계통연결을 위한 준비사항

3. 전력계통 안전성에 대한 과거 또는 잠재적 위험성

4. 발전기 및 전기저장장치 등 전력설비의 기술적 특성자료 [개정 2015.5.7.]

② 전력거래소는 설비소유자에게 설비특성의 확인을 위한 시험을 요청할 수 있으며, 시험시 입회할 수 있다.

 

제5.8.7조(보호장치 및 관련설비 적용과 운영) ① 전력거래소는 전력계통의 안정적인 운영을 위하여 법 제45조 제3항의 규정에 의하여 전력거래소가 운영하는 송전망과 중앙급전발전기의 보호장치 운영기준을 설정하여 각 전기사업자에게 제시하고, 각 전기사업자는 이 기준을 적용한다.

② 전력거래소는 전력계통 보호를 위하여 계통전반에 관한 보호방식 적용방안을 제시할 수 있으며 전기사업자는 특별한 사유가 없는 한 이를 적극 수용하여야 한다.

③ 전력거래소는 전력거래소가 운영하는 송전망 및 중앙급전발전기의 보호장치에 대하여 각 전기사업자가 정정한 보호장치 정정치 검토 및 조정의견 제시와 동작분석을 수행한다.

④ 전기사업자는 보호장치 정정치 검토 및 동작분석에 필요한 자료를 전력거래소에 제출하여야 한다.

⑤ 전기사업자는 전력계통의 이상현상 분석을 위하여 전력거래소가 요청할 경우 계통현상분석장치(PQVF, 고장기록장치 등)설치를 최대한 반영하고, 전력거래소에서 지정한 특정 계통현상분석장치에 대한 통신수단 확보에 협조하여야 한다.

⑥ 보호장치 및 관련설비 적용과 운영에 관한 세부사항은 별표 16과 같다.

 

제5.8.8조(고장보고․조사 및 고장통계) ① 전기사업자는 전력계통 고장 발생시, 고장내용을 전력거래소에 통보하여야 하고, 전력거래소는 통보받은 사항에 관해 산업통상자원부에 보고하여야 한다.<개정 2012.5.31, 2012.12.31>

② 전력거래소 이사장은 전력계통의 안정적 운영과 전기품질 확보를 위하여 고장조사가 필요할 때에는 산업통상자원부와 협의를 거쳐 하여야 하며, 재발방지대책 수립 후 이를 산업통상자원부에 보고하여야 한다.<개정 2012.12.31>

③ 전력거래소는 고장통계를 작성․관리하여야 하고, 이를 종합하여 산업통상자원부에 보고하여야 한다.<개정 2012.12.31>

④ 기타 보고대상인 고장의 종류, 보고방법, 고장조사반 구성 및 통계 작성․관리 등 세부적인 사항은 별표 17에 따른다.

 

제5.8.9조(신재생에너지발전기의 순시전압저하시 유지성능) 신재생에너지발전기는 인근계통 고장시 순시전압저하에 대해 별표3에서 정한 기준에 따라 연계운전이 가능해야 한다.[신설 2010.6.30]

 

제9절 발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정

<본절 번호변경 2006.9.14.> <본절 제목변경 2016.5.12.>

 

제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) <본조 제목변경 2016.5.12.>발전사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 및 전기저장장치의 정지계획을 수립하여 전력거래소에 제출하여야 하며 제출대상 발전기는 다음과 같다.<개정 2008.10.31., 2015.5.7., 2015.9.30.>

1. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 송전사업자의 송전사업자용 전기저장장치

2. 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

<본항개정 2016.5.12.>

발전 및 송전사업자는 매년 다음 1년간의 연간휴전계획을 전력거래소에 매년 제출하여야 하며, 다음 1개월간의 월간휴전계획을 매월 전력거래소에 제출하여야 한다.[신설 2008.10.31] <개정 2012.12.31., 2015.3.17.>

③ 발전사업자가 등록한 중앙급전전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정, 변경제출, 비상상황 조치, 긴급정지 통보 등에 대한 사항은 제5.9.2조 부터 제5.9.6조까지의 발전기에 대한 규칙을 준용한다. [신설 2016.5.12.]

 

제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) ① 전력거래소는 제5.9.1조의 규정에 의하여 제출된 연간 발전기 정지계획에 대하여 다음 각호의 방법으로 검토ㆍ조정할 수 있다.

1. 발전사업자가 제출한 발전기 정지계획의 적정성

2. 연간 적정예비력 확보를 위하여 관련자와 상호 협의

3. 발전사업자가 제출한 발전기 정지계획에 대한 조정을 권고하고 이견이 있는 경우 별표 18에 따라 발전기 정지계획일정을 조정

② 전력거래소는 제5.9.1조의 규정에 의하여 제출된 연간 휴전계획에 대하여 다음 각호의 방법으로 검토ㆍ조정할 수 있다.

1. 전기사업자가 제출한 휴전계획의 적정성

2. 예상되는 계통제약을 최소화하기 위해 관련자와 상호 협의

3. 전기사업자가 제출한 휴전계획에 대한 조정을 권고하고 이견이 있는 경우 별표 18에 따라 휴전계획일정을 조정

③ 발전기 정지, 송전사업자용 전기저장장치 정비계획 및 휴전계획 수립일정 시한은 다음 표와 같다. <개정 2015.5.7.>

1. 발전기 및 송전사업자용 전기저장장치 정지계획 수립일정 <개정 2015.3.17. 2015.5.7.>

 

기준일

관련자

조치사항

4월말까지

발전사업자 및 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자

발전기 정지 계획 및 송전사업자용 전기저장장치 정비계획 제출

6월말까지

전력거래소

최초 계획 발표

7월말까지

발전사업자 및 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자

최초 발표계획에 대한 의견 제시

9월말까지

전력거래소

최종 계획 발표

익년1월1일

모든 참여자

일정의 시작

 

 

2. 휴전계획 수립일정<개정 2004.4.22, 2008.10.31>

가. 연간휴전계획 수립일정

전기사업자는 자체 조정된 다음 1년간의 휴전계획에 대하여 매년 8월말까지 휴전계획서를 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 동년 11월 말까지 조정결과를 발표한다.

나. 월간휴전계획 수립일정

전기사업자는 매월 1일까지 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 익월 월간휴전계획을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 동월 20일까지 조정결과를 발표한다. <개정 2012.12.31.><개정 2015.3.17.>

 

제5.9.3조(발전기 정지 및 휴전계획 변경제출) ① 발전사업자 및 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자는 연간 정지계획의 변경이 있을 경우 전력거래소에 월간 정지계획 및 임시정지계획을 제출하여야 하며, 전력거래소는 적정예비력 확보를 위해 관련자와 상호 협의하여 해당 계획을 조정할 수 있으며, 발전사업자 및 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자는 정비작업 개시일 이전에 정지요청서를 제출하여야 한다. <개정 2015.5.7.>

② 전기사업자는 휴전작업 개시일 이전에 전력거래소에 휴전계획서를 제출하여야 한다. 최초 휴전계획서를 전월 1일까지 제출하며, 추후 확정된 휴전계획일정의 변동이 있을 경우 휴전시행일 7일전에 변동사항을 제출하여야 하며, 전력거래소는 다음 우선순위에 따라 모든 휴전작업을 고려한다.<개정 2004.4.22, 2008.10.31>

1. 긴급 및 고장 정지

2. 휴전계획일정에 포함되도록 제출일에 맞춰 휴전계획서를 제출한 것

3. 휴전계획일정에는 포함되지 않았으나, 전력거래소에 임시휴전계획서를 제출한 것

 

제5.9.4조(운영여건 변경시 조치) ① 전력거래소는 발전기 정지계획수립 이후 계통운영 여건이 변하여 발전기 정지계획일정의 전반적인 재조정이 필요하다고 판단될 경우 발전사업자와 협의하여 정지계획일정을 조정할 수 있다.

② 전력거래소는 휴전계획 수립 이후 계통운영 여건이 변하여 휴전계획일정의 재조정이 바람직하다고 판단되는 경우 전기사업자와 협의하여 휴전계획일정을 조정할 수 있다.<개정 2004.4.22>

③ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에 의한 조정사항을 전기사업자에게 공개하여야 한다.

 

제5.9.5조(비상상황) 전력거래소는 비상상황 시 다음 각호의 조치를 취할 수 있다. <개정 2011.6.30>

1. 전력거래소는 제5.1.4조의 기준에 따라 발전기 정지계획을 변경하여 공급가능용량을 향상시킬 수 있다. 발전사업자는 변경계획에 대하여 이견이 있을 경우 부족전력이 해소된 후 조정을 요구할 수 있다. <개정 2011.6.30>

2. 전력거래소는 제5.8.1조의 규정에 의한 기준에 따라 전체 계통운영이 위험하게 될 우려가 있다고 판단되는 경우, 어떠한 휴전작업 및 발전기 정지작업도 연기하거나 취소할 수 있으며, 이러한 경우 전기사업자에게 그 사유를 통보하여야 한다. <개정 2004.4.22, 2010.6.30>

 

제5.9.6조(긴급정지 통보)중앙급전발전기와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자가 발전기를 긴급정지 하여야 할 경우에는 정지이전에 전력거래소에 통보하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 불가피한 경우에는 정지 후 즉시 통보하여야 한다.<개정 2003.5.7., 2015.9.30.>

② 전기사업자는 고장발생 우려 등 긴급조치를 요하는 사항이 발생한 경우 전력거래소에 긴급정지를 요청할 수 있다.<개정 2004.4.22>

 

제5.9.7조(전력수급전망) ① 전력거래소는 전력수급의 안정성 유지, 발전사업자의 발전기정지계획수립 및 연료수급계획수립을 지원하기 위하여 전력수요, 발전설비 신․증설 및 폐지, 발전기 정지계획 등을 고려하여 전력수급을 전망하고 관련 자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자, 자가용전기설비를 설치한 자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. <개정 2014.11.3.>

전력수급전망은 주간수급, 월간수급, 2년간수급, 7년 이상의 장기수급으로 구분한다.

③ 전력거래소는 전력수급전망 결과, 수급균형 유지가 어려울 것으로 예상되는 경우에는 발전기 정지계획 조정 등 제반조치를 취하여야 하며, 전기사업자는 이에 적극 협조하여야 한다.

④ 제3항의 규정에 의한 발전기 정지계획 조정 등 제반조치는 전력시장 및 전력계통이 경제적이고 안정적으로 운영될 수 있도록 해야 한다.

 

 

제5.9.8조(신재생에너지 발전설비 한계용량 검토) 전력거래소는 정상 및 비정상 상황하에서의 안정적인 전력계통 운영을 위하여 별표3에 따라 향후 5년간 연도별 제주지역 신재생에너지 발전한계용량을 검토하고 이를 공지하여야 한다. 단, 육지계통의 적용시기는 추후 별도로 정한다.[신설 2010.6.30]

제6장 전력시장 감시

 

제1절 통칙

 

제6.1.1조(목적) 이 장은 법 제21조의 규정에 의한 금지행위와 기타 전력시장에서의 불공정 행위에 대한 감시 및 시정조치사항을 규정함으로써 공정한 전력거래와 경쟁적 전력시장조성에 이바지함을 목적으로 한다.

 

제6.1.2조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각호의 1과 같다.

1. “시장지배력”이라 함은 독점규제 및 공정거래에 관한 법률 제3조의2의 규정에 의한 시장지배적 지위를 말한다.

2. “시장지배력 행사”라 함은 제1항의 규정에 의한 시장지배적 지위를 남용하는 것을 말한다.

3. “부당공동행위”라 함은 독점규제 및 공정거래에 관한 법률 제19조의 규정에 의한 부당한 공동행위를 하는 것을 말한다.

4. “자료”라 함은 서류, 문서, 전자문서, 도서, 사진, 필름, 마그네틱테이프, 컴퓨터보조기억장치, 디스켓, 자기기록 등 특수매체기록과 유가증권 등 형태와 명칭을 불문한 제반 유체물을 말한다.

 

제6.1.3조(시장감시의 대상) 전력시장감시의 대상은 다음 각호의 1과 같다.

1. 법 제21조의 규정에 의한 금지행위 여부

2. 전력시장운영규칙 준수 여부

3. 전력시장에서의 시장지배력 및 시장지배력 행사 여부

4. 전력시장에서의 부당공동행위 여부

5. 전력시장의 공정경쟁을 저해하거나 저해할 가능성이 있는 행위 여부

6. 전력거래소의 전력계통운영의 적정성 여부

7. 발전, 송전, 배전․판매 및 전력수요관리사업 분야에서의 공정경쟁을 저해하는 행위 여부 <개정 2014.11.3.>

8. 구역전기사업자가 전력시장에서 전력을 거래한 경우 법 시행령 제19조 준수 여부

[신설 2005.1.21.]

9. 수요관리사업자의 전력거래에 대한 법 시행령 제19조 준수 여부 [신설 2014.11.3.]

10. 공급인증서 거래시장에서의 제2호 내지 제5호 준수 여부 [신설 2015.9.30.]

11. 기타 경쟁적 전력시장의 조성 정도<호번호변경 2005.1.21., 2014.11.3., 2015.9.30>

 

제2절 전력시장감시위원회

 

제6.2.1조(설치 및 구성) ① 전력시장 감시업무를 법과 규칙에 따라 공정하고 효율적으로 수행하기 위하여 전기위원회 소속하에 전력시장감시위원회(이하 “감시위원회”라 한다)를 둔다.

② 감시위원회는 위원장을 포함한 9인 이내의 위원으로 구성한다.

③ 감시위원회 위원은 전기위원회 소속 공무원, 전력거래소 담당임원(이하 “당연직위원”이라 한다)과 전력시장에 대한 포괄적인 지식이 있는 자를 대상으로 전문가단(Pool)을 구성하여 그 중에서 전기위원회 위원장이 위촉(이하 “위촉위원”이라 한다)하여 구성한다. 다만, 전기사업자 소속 임직원이거나 전기사업자와 특정 이해관계가 있는 자는 위원이 될 수 없다.<개정 2012.5.31>

④ 감시위원회의 위원장은 위원 중에서 호선으로 선출한다.

⑤ 감시위원회의 원활한 운영을 위하여 간사 1인을 둔다.

 

제6.2.2조(위원의 임기) 감시위원회 위원장 및 위원의 임기는 3년으로 하고 2회 연임할 수 있다. 다만, 당연직 위원은 해당 직위에 변동이 있는 때에는 후임자가 위원자격을 승계한다.<개정 2012.5.31>

 

제6.2.2조의2(위원의 자격) ① 위촉위원은 전문가단(Pool)에서 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다. [신설 2012.5.31.]

1. 대학(전문대학 등을 포함)에서 조교수 이상의 경력이 3년 이상인 자

2. 박사자격을 취득하고 당해분야에서 5년 이상 종사한 자

3. 공인된 연구기관에서 선임연구원으로 5년 이상의 경력이 있는 자

4. 그 밖에 경력 등이 제1호부터 제3호까지의 기준에 상당하다고 인정되는 자

② 위원으로 위촉된 자는 별지 제87호의 청렴서약서를 작성하여 제출하여야 한다.

 

제6.2.3조(위원의 해촉) 전기위원회 위원장은 다음 각호의 1에 해당하는 때에는 감시위원회 위원을 해촉할 수 있다

1. 심신쇠약 및 장기간 국내부재 등으로 감시위원회 위원으로서의 역할을 정상적으로 수행할 수 없다고 판단할 때

2. 제6.3.3조 및 제6.4.2조 제1항 단서의 규정을 위반하여 전기사업자 등에 대한 자료나 정보 또는 시장감시보고서를 누설 또는 공개한 때

3. 위촉된 후에 전기사업자와 이해관계가 상충될 때

4. 전기사업법 등 국내법령 위반으로 금고 이상의 형을 선고받은 때

5. 시장감시업무와 관련하여 금품을 수수하거나 부정한 청탁에 따라 권한을 행사하는 등의 비위사실이 나타났을 때[이하 신설 2012.5.31]

6. 담당 업무를 태만히 하거나 직무수행능력이 부족한 때

7. 위촉 당시의 자격을 상실한 때

 

제6.2.4조(기능) 감시위원회는 다음 각호의 1의 기능을 수행한다.

1. 법령 및 규칙 위반여부 감시

2. 시장감시기준 및 시장감시지표의 결정

3. 종합시장감시시스템의 구축 및 운영

4. 시장감시계획의 수립

5. 시장감시보고서의 작성

6. 시장감시 및 조사결과의 전기위원회 보고

7. 규칙위반에 대한 자율시정조치의 결정 및 시행

8. 기타 시장감시와 관련된 사항의 결정

 

제6.2.5조(사무국) ① 감시위원회에 동 위원회의 시장감시업무와 사무처리를 지원하기 위하여 사무국을 둔다.

감시위원회 위원장은 사무국장을 지명하고, 동 사무국장은 제6.2.1조 제5항의 규정에 의한 간사를 겸직한다.

사무국의 조직과 운영에 관한 세부적인 사항은 감시위원회가 제6.2.10조의 규정에 의한 세부운영규정으로 정한다.

 

제6.2.6조(회의소집) ① 감시위원회는 위원장 또는 위원 2인 이상의 요청이 있는 때에 개회한다.

② 사무국은 감시위원회 개회 시 긴급을 요하는 경우를 제외하고는 회의 개최 7일 전까지 모든 위원에게 통지한다.

 

제6.2.7조(성립과 의결)감시위원회는 재적위원 과반수의 출석으로 성립되고 출석위원 과반수의 찬성으로 의결한다.

위원장은 표결에 참여하며, 표결 결과 가․부 동수일 경우에는 부결된 것으로 본다.

③ 위원장은 당연직위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 때에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 별지 제30호서식에 의한 위임장을 회의시작 전까지 위원장에게 제출한다.<개정 2012.5.31>

④ 간사는 감시위원회의 사무처리를 지원하며 표결권을 보유하지 아니한다.

제6.2.7조의2(위원의 제척·기피·회피) ① 위원회 위원은 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우에는 해당안건의 심의·의결에서 제척된다. 2012.5.31>

1. 위원 또는 그 배우자나 배우자였던 자가 심의·의결대상 기관과 이해관계가 있는 경우

2. 위원이 심의·의결대상 기관의 대표와 민법 제777조에 따른 친족이거나 친족이었던 경우

3. 위원이 최근 3년 이내에 심의·의결대상 기관에 재직한 경우

4. 기타 공정한 심의·의결을 수행할 수 없다고 판단되는 자

② 심의·의결대상 기관은 위원에게 심의·의결의 공정을 기대하기 어려운 사정이 있는 경우에는 기피신청을 할 수 있다.

③ 위원은 제1항이나 제2항의 사유에 해당하면 스스로 해당안건의 심의·의결을 회피할 수 있다.

④ 안건의 심의·의결에 관한 사무에 관여하는 사무국 직원에게도 제1항부터 제3항까지의 규정을 준용한다.

 

제6.2.8조(회의안건) ① 사무국은 제6.2.4조 각호의 규정과 관련된 안건을 감시위원회에 상정한다. <단서삭제 2012.5.31>

② 사무국은 제1항의 규정에 의한 안건을 회의 개최 7일전까지 모든 위원에게 통보한다. 다만, 비밀을 요하거나 부득이한 사유가 있는 때에는 그러하지 아니하다.

 

제6.2.9조(비용지급) 전력거래소는 위원에게 안건 검토와 회의참석에 따른 비용, 시장감시와 관련한 국내외 회의참석․자료수집, 기타 시장감시 활동에 소요되는 필요한 비용을 지급할 수 있다.

 

제6.2.10조(세부운영규정) 이 규칙에서 정한 사항 외에 감시위원회 운영 등에 관하여 필요한 세부사항은 감시위원회의 의결을 거쳐 위원장이 별도로 정한다.

 

제3절 전력시장 감시절차 및 제재

 

제6.3.1조(시장감시계획의 수립) ① 감시위원회는 매년 11월까지 다음연도의 연간시장감시계획을 수립하여야 한다.

제1항의 규정에 의한 연간시장감시계획에는 다음 각호의 내용을 포함하여야 한다.

1. 연간 전력시장의 경쟁 환경에 대한 전망

2. 시장감시 중점 추진계획

3. 감시기준 및 감시지표

4. 종합시장감시시스템 구축 및 활용

5. 시장감시업무 추진에 예상되는 문제점 및 개선방안

 

제6.3.2조(자료 제출요구) ① 감시위원회는 시장감시를 위하여 필요한 경우 전력시장에 참여하는 전기사업자, 수요관리사업자, 전력거래소 및 시장은행(이하 “전기사업자 등”이라 한다)에게 필요한 자료의 제출을 요구할 수 있다. <개정 2014.11.3.>

② 제1항의 규정에 의한 자료의 제출을 요구하는 경우에는 자료의 사용목적과 제출기한을 알려주어야 한다.

 

제6.3.3조(자료제출의 의무) 전기사업자 등은 제6.3.2조의 규정에 의한 자료제출 요구를 받은 때에는 해당 자료를 사무국에 제출하여야 한다. 다만, 해당 자료가 실물이거나 제출하는데 적당하지 아니하다고 판단되는 경우에는 사무국과 협의하여 현장확인 등으로 대체하도록 할 수 있다.

 

제6.3.4조(시장감시 방법) ① 감시위원회는 제6.3.2조 제1항의 규정에 의한 자료와 전기사업자 및 수요관리사업자가 전력거래와 관련하여 전력거래소에 제출한 자료, 전력거래소가 시장 및 계통운영 과정에서 생산한 자료 등을 조사하는 방법으로 전력시장을 감시한다. <개정 2017.12.29.>

② 감시위원회는 효율적인 전력시장감시를 위해서 제6.2.4조 제2호의 규정에 의한 시장감시지표를 활용할 수 있다.

③ 감시위원회는 제2항의 규정에 의한 시장감시지표를 활용한 시장감시와 관련하여 제6.2.4조 제2호의 규정에서 정한 시장감시기준의 위반여부도 함께 조사한다.

 

제6.3.5조(현장조사 등) ① 사무국장은 제6.3.4조 제1항의 규정에 의한 자료만으로는 전력시장 감시에 충분하지 않다고 판단하거나 전력시장감시결과 혐의사실에 대한 증거조사가 필요하다고 인정하는 때에는 감시위원회 위원장의 명을 받아 전기사업자 등의 사무소, 사업장 등에 대한 현장조사와 필요한 최소한의 추가자료를 요구할 수 있다.

② 감시위원회는 제1항의 규정과 관련하여 현장조사를 실시하는 자에게 별지 제19호서식에 의한 조사요원증표를 배부하고 조사요원은 현장조사시 동 증표를 제시하여야 한다.

③ 사무국장은 현장조사를 함에 있어 필요한 경우 관련전문가와 합동조사가 가능하도록 관련기관에 파견을 요청할 수 있다.

④ 제1항의 규정에 의한 현장조사를 함에 있어 시장감시 또는 증거조사에 필요하다고 인정하는 경우 조사요원은 관계인에게 필요한 질문을 하고 이를 문답서로 작성하여 조사요원과 관계인의 기명날인을 받을 수 있다.

⑤ 조사요원은 현장조사를 함에 있어 시장감시 또는 증거조사에 필요하다고 인정되는 자료나 물건에 대해서는 열람, 복사 또는 7일 이내의 영치를 요구할 수 있고 동 요구를 받은 전기사업자 등은 이를 이행함으로써 정상적인 전력거래를 할 수 없는 때를 제외하고는 이에 응하여야 한다.

⑥ 사무국장은 감시위원회에 전기사업자 등의 관계인 출석을 요구할 수 있고, 요구를 받은 자는 이에 응하여야 한다.

 

제6.3.6조(비밀유지의 의무) 감시위원회 및 사무국은 시장감시를 위하여 수집한 전기사업자 등에 대한 자료나 정보를 제8장의 규정에 의한 정보공개절차에 의하지 아니하고는 공개할 수 없다.

 

제6.3.7조(제재) ① 감시위원회는 전기사업자 등이 제6.3.2조 및 제6.3.5조의 규정에 의한 자료제출 요구에 대해 정당한 사유없이 자료제출을 거부 또는 지연하거나 허위자료를 제출하는 때에는 다음 각호의 1과 같이 관련 임직원의 문책을 요구할 수 있다.

1. 전력거래소 회원에 대해서는 전력거래소가 전력거래소 정관 제31조 내지 제34조의 규정에 따라 징계하도록 전력거래소에 요구

2. 전력거래소 또는 시장은행에 대해서는 전력거래소 또는 시장은행에 요구

② 감시위원회는 사무국이 제6.3.6조의 규정을 위반한 경우에는 전력거래소 이사장에게 관련 임직원의 문책을 요구할 수 있다.

③ 제1항 또는 제2항의 요구가 있는 때에는 해당 전기사업자 등은 신속하게 이행하여야 한다.

④ 감시위원회는 제3항의 규정에 의한 이행상황을 전기위원회에 보고하여야 한다.

 

제6.3.8조(이의신청) ① 전기사업자 등은 제6.3.2조 내지 제6.3.6조의 규정과 관련하여 사무국에 이의신청을 제기할 수 있으며, 사무국의 이의신청 처리에 동의하지 않는 경우 제7장의 규정에 의한 분쟁조정을 신청할 수 있다.

② 사무국은 제1항의 규정에 의한 이의신청을 신속히 처리하도록 하되 해당 전기사업자 등의 의견을 청취하여야 한다.

 

제4절 감시결과 보고 및 자율시정조치

 

제6.4.1조(감시결과 보고등) ① 감시위원회는 전력시장 감시 또는 조사결과 법령위반의 혐의가 있다고 판단하는 경우에는 조사를 종결하고 이를 즉시 전기위원회에 보고하여 사실조사를 요청하며 관련 조사자료를 송치하여야 한다.

② 감시위원회는 전력시장 감시 또는 조사결과 제1항의 규정에 해당되지 아니하는 경우에는 그 결과를 2일 이내에 전기위원회에 보고하여야 한다.

 

제6.4.2조(시장감시보고서) ① 감시위원회는 제6.3.4조 및 제6.3.5조의 규정에 의거 실시한 시장감시에 대하여 월간, 분기 및 연간 시장감시보고서를 작성한다.

② 제1항의 규정에 의한 시장감시보고서는 공개함을 원칙으로 한다. 다만, 감시위원회에서 공개를 금지한 경우에는 공개하지 아니한다.

③ 시장감시보고서에는 다음 각호의 내용을 포함한다.

1. 시장감시내용 및 전력시장 경쟁환경 분석

2. 법령 및 규칙 위반 사례

3. 전력시장에서 발생한 중요 문제점 및 대책

4. 법령 및 규칙개정 필요사항

5. 전력시장에서 발생하였거나 발생할 우려가 있는 불공정 행위

6. 기타 전력시장 감시와 관련된 사항

 

제6.4.3조(자율시정조치) ① 감시위원회는 제6.3.4조 및 제6.3.5조의 규정에 의한 시장감시 또는 조사결과 전기사업자 등이 규칙을 위반한 것으로 판단한 때에는 즉시 다음 각호의 1과 같이 시정조치를 요구할 수 있다. <개정 2009.12.31.>

1. 전력거래소 회원이 규칙을 위반한 경우에는 전력거래소가 전력거래소 정관 제31조의 규정에 따라 징계하도록 전력거래소에 요구

2. 전기사업자 및 수요관리사업자에 대한 시정조치가 제1호의 규정에 의한 징계외의 경우에는 당해 전기사업자 및 수요관리사업자에게 요구 <개정 2017.12.29.>

3. 전력거래소 또는 시장은행이 규칙을 위반한 경우에는 당해 전력거래소 또는 시장은행에 요구

② 제1항의 자율시정조치는 필요할 경우 규칙위반으로 발생한 부당이득을 환수하여 규칙위반으로 피해를 입은 전기사업자 및 수요관리사업자에게 보상하는 조치를 포함할 수 있다. [신설 2009.12.31.] <개정 2017.12.29.>

③ 사무국은 제1항의 요구에 대한 이행상황과 문제점 등을 조사하여 감시위원회에 보고하여야 한다.<항번호변경 2009.12.31>

 

제6.4.4조(자율제재금) ① 감시위원회는 제6.4.3조 제1항의 규정에 의거 규칙을 위반한 전기사업자 및 수요관리사업자에 대하여 자율시정조치의 일환으로 동 전기사업자 및 수요관리사업자에게 자율제재금을 부과할 수 있다. <개정 2017.12.29.>

② 제1항의 규정에 의한 자율제재금은 고의나 과실에 의해 규칙위반이 발생한 경우에 한하여 부과한다.<개정 2009.12.31>

③ ∼ ⑧ <삭제 2009.12.31.>

⑨ 발전사업자가 고의로 공급가능용량을 과다 입찰시에는 제6.4.6조 제1항의 자율제재금을 2배 가중하여 적용한다.[신설 2012.12.31]

 

제6.4.5조(자율제재금의 결정과 의견진술) ① 감시위원회의 자율제재금에 관한 결정은 규칙 제6.2.7조에 따른 감시위원회의 회의의 성립과 결의방법에 의한다. [신설 2009.12.31]

② 감시위원회는 자율제재금 결정을 위한 회의일의 2주일 전에 해당 전기사업자 및 수요관리사업자에게 이에 관한 통보를 하고 회의에 출석하거나 서면을 제출하여 의견을 진술할 기회를 주어야 한다.[신설 2009.12.31] <개정 2017.12.29.>

 

제6.4.6조(자율제재금의 부과기준과 금액결정) ① 자율제재금 부과를 위한 기준금액은 위반행위의 용태 및 효과를 종합적으로 고려한 다음의 표(이하 ‘자율제재금 부과기준표’)에 의한다.[신설 2009.12.31]

 

<자율제재금 부과기준표> <개정 2014.11.3.>

 

위반행위의 효과

위반자의 용태

단순한 규정위반

또는 경미한 법익 침해

다른 사업자나 소비자의 중요한

법익 침해

전력계통 교란 등 사회적 물의야기

단순한 주의태만

2천만원 이내

5천만원 이내

2억원 이내

중과실에 의한 위반

5천만원 이내

1억원 이내

5억원 이내

고의에 의한 위반

1억원 이내

3억원 이내

10억원 이내

 

② 감시위원회는 구체적인 제재금액을 결정함에 있어 다음 각호의 사유를 종합적으로 고려하여야 한다. 다만 그 제재금액은 제1항의 자율제재금 부과기준표에서 정한 기준금액의 한도를 초과할 수 없다.[신설 2009.12.31]

1. 위반의 횟수와 빈도, 위반행위의 존속기간

2. 규칙위반으로 인하여 전기사업자가 얻었거나 얻게 될 직간접적인 이득의 정도

3. 규칙위반으로 인한 피해의 확산방지나 피해보상 등 자율적 시정을 위한 노력

4. 규칙위반에 대한 사실은폐나 자료제출 거부사실 등

5. 임직원이나 위탁업무수행자 등의 규칙위반에 대한 전기사업자의 예방교육 기타 주의·감독의 유무와 정도

6. 기타 정상을 참작할 사유

 

제6.4.7조(자율제재금 통보 및 이의신청) ① 제6.4.4조 규정에 따른 자율제재금 부과결정의 대상이 된 전기사업자 및 수요관리사업자는 그 통보일로부터 2주 이내에 감시위원회에 대하여 이의신청을 할 수 있다.[신설 2009.12.31.] <개정 2017.12.29.>

② 제1항의 규정에 의한 이의신청이 있는 경우 감시위원회는 신청서를 접수한 날로부터 60일 이내에 재심을 하여야 한다. 다만 새로운 증거조사를 하여야 하는 등 불가피한 사정이 있을 경우 재심기간을 1회에 한하여 연장할 수 있고, 그 기간은 최대 30일로 한다.[신설 2009.12.31]

 

제6.4.8조(직권재심) 감시위원회는 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 직권으로 재심하여 제6.4.4조에 따른 자율제재금 부과를 취소하거나 변경할 수 있다.

1. 법원의 확정판결을 감안하여 자율제재금 부과의 원인이 된 사실관계와 법률적 판단을 고려할 때 자율제재금 부과가 적절치 아니하거나 그 금액의 크기에 대한 변경이 필요하다고 인정되는 경우[신설 2009.12.31]

2. 증거서류의 오류․누락 또는 자율제재금 부과의 원인이 된 사실관계에 반하는 새로운 증거의 발견 등으로 자율제재금 부과가 적절치 아니하거나 그 금액의 크기에 대한 변경이 필요하다고 인정되는 경우[신설 2009.12.31]

 

제6.4.9조(자율제재금의 납부와 납부지체시의 가산금 등) ① 전기사업자 및 수요관리사업자는 자율제재금이 확정된 날로부터 30일 이내에 당해 자율제재금을 감시위원회 사무국이 지정하는 방법에 따라 납부하여야 한다.[신설 2009.12.31.] <개정 2017.12.29.>

② 전항의 납부기한까지 납부하지 아니하는 회사에 대하여는 납입이 지체되는 날수에 비례하여 연 100분의 9의 연체율을 적용하여 가산된 자율제재금을 납부하여야 한다.[신설 2009.12.31]

③ 감시위원회는 해당 전기사업자 및 수요관리사업자가 자율제재금을 납부기한 내에 납부하지 아니하는 경우에 제4장 제2절의 규정 또는 제12장 제6절의 규정에 의한 정산시 해당 전기사업자 및 수요관리사업자의 정산금에서 차감하여 징수하도록 전력거래소에 요구할 수 있으며, 전력거래소는 특별한 사유가 없는 한 이를 이행하여야 한다.[신설 2009.12.31.] <개정 2017.12.29.>

 

제6.4.10조(자율제재금의 용도 및 관리) ① 자율제재금과 가산금의 징수 및 관리는 사무국이 이행하며 납부된 금액은 감시위원회의 승인을 받아 다음과 같은 용도로 사용한다.[신설 2009.12.31]

1. 전력시장 감시를 위한 활동

2. 시장감시를 위한 종합시스템 구축 및 운영

3. 기타 감시위원회가 지정하는 공익적 목적의 용도

② 사무국은 제1항에 따른 집행결과를 전력거래소 감사의 감사결과보고서를 첨부하여 매년 3월말까지 감시위원회에 보고하여야 한다.[신설 2009.12.31]

 

제5절 전기위원회의 사실조사 및 직권시정조치<삭제 2011.6.30>

제7장분쟁조정

 

제1절통칙

 

제7.1.1조(분쟁당사자의 합의) 분쟁당사자는 분쟁을 해소하기 위하여 이 장에 의한 조정판정을 구하기 이전에 상호 간의 합의로 분쟁을 해결하기 위하여 최선의 노력을 다하여야 한다.

 

제7.1.2조(분쟁조정) 전력거래소 및 모든 회원은 전력시장 및 전력계통의 운영에서 발생하는 각종분쟁을 해결하고자 하는 경우에는 제7.2.1조의 규정에 의한 분쟁조정위원회(이하 “조정위원회”라 한다)의 조정을 거쳐야 한다.

 

제7.1.3조(분쟁조정의 대리) 분쟁당사자는 변호사 또는 상당하다고 인정되는 자로 하여금 이 장에 의한 분쟁조정절차를 대리하게 할 수 있다.

 

제2절분쟁조정위원회

 

제7.2.1조(위원회의 구성) ① 분쟁당사자간의 분쟁해결을 위하여 3인의 분쟁조정인으로 조정위원회를 구성한다.

② 분쟁조정인으로 될 수 있는 자는 전력시장의 운영과 직․간접적으로 관련이 없는 자로서 다음 각호의 사항을 충족하는 자로 한다. 단, 위원으로 선정된 자는 별지 제87호의 청렴서약서를 작성하여 제출하여야 한다.[단서신설 2012.5.31]

1. 법조경력 10년 이상, 법학박사 또는 외국인변호사 자격 취득자로 법조경력 5년 이상인 변호사<이하개정 2012.5.31>

2. 대학교수로 5년 이상 또는 박사학위자로서 5년 이상 근무한 자

3. 공인회계사, 변리사, 세무사, 관세사 등 자격 취득자로 5년 이상 현직에서 근무한 자

4. 전력산업계에 15년 이상 또는 전력산업 관련 기술사 자격 취득자로 5년 이상 근무한 자 [이하신설 2012.5.31]

5. 분쟁해결에 상당한 식견과 경험을 가진 자로서 각각의 분쟁에 대하여 가장 최적의 분쟁해결책을 제시할 수 있는 자

③ 분쟁조정에 관한 사무를 처리하기 위하여 전력거래소에 사무국을 두며, 사무국의 조직 및 그 직능과 운영은 전력거래소가 별도로 정한다.

④ 사무국은 분쟁조정인 명부를 작성․유지하며, 사무국에서 분쟁조정인을 선정하는 경우에는 분쟁조정인 명부 중에서 선정한다. 단, 분쟁조정인 명부는 3년마다 재위촉 대상자 및 신규 후보자를 상대로 제5항의 제2호 내지 제3호에 의거 위촉 여부를 결정하여 정비하되, 다음 각호에 해당하는 자는 사무국에서 즉시 해촉한다. [단서이하 신설 2012.5.31]

1. 위촉된 후 분쟁당사자로부터 금품 또는 향응을 제공받은 경우나 사회적으로 부패행위를 야기한 경우

2. 위촉 당시 경력, 학력 또는 「부패방지 및 국민권익위원회의 설치와 운영에 관한 법률」 제2조 제4호에 따른 부패행위 전력을 거짓으로 제출한 경우

⑤ 사무국은 분쟁조정 사건의 사무를 처리하기 위하여 1인 또는 수인의 분쟁조정간사(이하 “간사”라 한다)를 지명하며, 간사는 지정된 분쟁사건에 관하여 다음 각호의 직무를 수행한다.

1. 조정위원회에 상정된 분쟁조정 사건에 대한 분쟁조정 의뢰

2. 전력거래소 및 전력시장참여자의 동의를 얻어 분쟁조정인 명부를 작성ㆍ유지

3. 전력거래소 및 전력시장참여자의 동의를 얻어 분쟁조정인 명부에 위원을 추가 또는 삭제

4. 분쟁결과에 대한 공개 동의를 분쟁당사자 쌍방에게 얻은 경우에 그 분쟁조정 결과에 대해서 전력시장참여자에게 열람할 수 있도록 공개

5. 분쟁판정 결과를 제7.3.4.5조의 규정에 의해 분쟁당사자에게 통보하며, 해결되지 못한 분쟁사항에 대해서는 분쟁이 최종적으로 해결될 때까지 그 관계서류를 유지ㆍ관리

 

제7.2.2조(위원회의 의사결정) 분쟁판정을 포함한 조정위원회의 의사결정은 분쟁조정인의 과반수의 찬성으로 한다.

 

제7.2.3조(비공개) ① 분쟁조정 절차, 심리는 분쟁당사자 양측의 동의 없이는 공개하지 아니한다.

② 판정내용은 공개하되 분쟁당사자는 밝히지 아니한다.

 

제7.2.4조(이의신청권의 상실) 분쟁당사자가 이 규정의 요건이 지켜지지 아니한 것을 알았거나 알 수 있으면서 이에 대하여 지체없이 이의를 제기하지 아니하고 분쟁조정절차를 진행한 경우에는 이에 대한 이의신청권을 상실한다.

 

제7.2.5조(서면의 송달) 이 규칙에 의한 분쟁조정 절차의 진행을 위하여 필요로 하는 모든 서류나 통지의 송달은 서면에 의한다.

 

제7.2.6조(서면의 통지) ① 분쟁당사자간에 다른 합의가 없는 경우에 서면의 통지는 서면이 수신인의 주소․영업소 또는 우편연락장소에 정당하게 전달된 때에 수신인에게 통지된 것으로 본다.

② 제1항의 규정을 적용함에 있어서 적절한 조회를 하였음에도 수신인의 주소․영업소 또는 우편연락장소를 알 수 없는 경우에는 최후로 알려진 수신인의 주소․영업소 또는 우편연락장소로 등기우편 기타 발송을 증명할 수 있는 우편방법에 의하여 서면이 발송된 때에 수신인에게 통지된 것으로 본다.

 

제7.2.7조(기간의 변경) ① 분쟁당사자는 서면에 의한 합의로 이 규정에서 정한 기간을 변경할 수 있다.

② 조정위원회는 상당한 이유가 있으면 판정을 하는 기간을 제외하고는 이 규정에서 정한 기간을 연장할 수 있다.

③ 기간을 연장하는 경우에 조정위원회는 사무국을 통하여 그 연장기간 및 이유를 상대방 분쟁당사자에게 통지하여야 한다.

 

제7.2.8조(규정의 해석 및 적용) ① 개개의 분쟁사건에 대한 이 장의 규정에 대한 해석 및 적용은 그 분쟁사건을 담당하는 조정위원회가 한다.

② 제1항의 경우 조정위원회를 구성하는 분쟁조정인 사이에 의견일치를 보지 못하는 경우에는 제7.2.2조의 규정에 의한 방법으로 결정한다.

 

제3절분쟁조정 및 불복 절차

 

제1관분쟁조정의 신청

 

제7.3.1.1조(신청) ① 이 장의 규정에 의하여 분쟁조정을 신청하고자 하는 자(이하 “분쟁신청인” 이라 한다)는 사무국에 다음 각호의 서류를 제출하여야 한다.

1. 분쟁조정신청서(별지 제21호서식)<개정 2003.9.18>

2. 분쟁조정신청에서 주장하는 청구의 원인사실을 증명하는 서증(書證)이 있는 경우 그 서증의 원본 또는 사본

3. 대리인이 있는 경우 위임장

4. 기타 분쟁조정을 위한 참고자료

② 제1항 제1호의 분쟁조정신청서에는 다음 각호의 사항을 기재하여야 한다.

1. 분쟁당사자 성명 및 주소(법인인 경우에는 법인의 명칭 및 주소이외에 그 대표자의 성명 및 주소를 함께 기재한다)

2. 대리인이 있는 경우 그 성명 및 주소

3. 분쟁조정신청의 취지, 이유 및 입증방법

4. 규칙 관련조항

 

제7.3.1.2조(신청의 접수 및 통지) ① 사무국은 분쟁조정신청서를 제출받음과 동시에 당해 신청사항이 제7.3.1.1조의 규정에 적합한 것인지 여부를 확인하고, 적합한 경우에는 이를 접수한다.

② 사무국이 분쟁조정의 신청을 접수하였을 때에는 접수 후 3일 이내에 쌍방당사자에게 이를 접수하였다는 사실을 통지하며, 이 경우 피분쟁신청인에게는 분쟁조정신청서 1부를 첨부하여야 한다.

 

제7.3.1.3조(답변) ① 피분쟁신청인은 제7.3.1.2조의 규정에 의한 통지의 접수일(이하 “기준일”이라 한다)로부터 7일 이내에 그 통지를 한 사무국에 다음 각호의 서류를 제출하여 답변할 수 있다.

1. 답변서

2. 답변의 이유를 증명하는 서증이 있는 경우에는 그 서증의 원본 또는 사본

3. 대리인이 답변하는 경우에는 그 위임장

② 제1항 제1호의 답변서에는 다음 각호의 사항을 기재하여야 한다.

1. 분쟁당사자 성명 및 주소(법인인 경우에는 법인의 명칭 및 주소이외에 그 대표자의 성명 및 주소를 함께 기재한다.)

2. 대리인이 있는 경우 그 성명 및 주소

3. 답변의 취지

4. 답변의 이유 및 입증방법

③ 사무국은 답변서를 제출받음과 동시에 그 답변이 제2항의 규정에 적합한 것인지의 여부를 확인하고 적합한 경우에는 이를 접수한다.

④ 사무국이 답변서를 접수하였을 때는 답변서 접수 후 3일 이내에 쌍방 분쟁당사자에게 이를 접수하였다는 뜻을 통지하며, 이 경우 분쟁신청인에게는 답변서 1부를 첨부하여야 한다.

⑤ 제1항의 규정에 의한 기간 내에 답변서의 제출이 없는 경우에는 분쟁신청인이 주장하는 청구사항을 인정하는 것으로 본다.

 

제7.3.1.4조(제출서류의 부수 및 형태) 제7.3.1.1조 제1항 및 제7.3.1.3조 제1항의 규정에 의하여 분쟁당사자가 제출하는 서류의 부수는 5부(원본을 제출하였을 경우에는 그 원본을 포함하여 5부)로 한다. 다만, 사무국은 필요에 따라 제출 서류의 부수를 가감할 수 있다.

 

제7.3.1.5조(분쟁조정신청 및 답변의 변경 또는 보완) ① 분쟁조정신청서 또는 답변서의 제출 후에 분쟁당사자의 일방 또는 쌍방이 내용을 변경하거나 보완을 하는 경우에는 이를 서면으로 작성하여 사무국에 제출하여야 한다.

② 조정위원회가 구성된 후 내용을 변경하거나 보완을 하고자 할 때에는 조정위원회의 허가를 받아야 한다. 다만 조정위원회는 내용의 변경이나 보완이 시기에 늦어 상대방의 이익을 해하거나, 절차의 완결을 지연하게 하는 것으로 인정되는 경우에는 직권 또는 상대방의 신청에 의하여 이를 허가하지 아니할 수 있다.

③ 제1항의 규정에 의한 변경에 관하여는 제7.3.1.1조 내지 제7.3.1.4조의 규정을 준용한다.

 

제7.3.1.6조(분쟁조정 장소의 결정) ① 분쟁조정 장소의 결정은 분쟁당사자간에 별도의 약정이 없는 한, 당해 사건에 관한 분쟁당사자의 편의, 증거조사 방법 등을 고려하여 사무국이 정한다.

 

제7.3.1.7조(합의조정에 의한 해결) ① 기준일로부터 10일 이내에 분쟁당사자 쌍방의 합의조정 요청이 있는 경우 사무국은 분쟁조정절차를 개시하기 전에 분쟁을 합의조정절차에 회부한다.

② 사무국은 분쟁조정인 명부 중에서 1인을 합의조정인으로 선정한다.

③ 제2항의 합의조정인은 분쟁당사자의 합의에 의하여 선정된 분쟁조정인으로 보며, 합의조정의 결과는 제7.3.4.3조의 규정에 의한 화해분쟁조정판정의 방식으로 처리되는 동시에 판정과 동일한 효력을 가진다.

④ 합의조정인이 선정된 날로부터 10일 이내에 조정이 성립되지 아니하는 경우에는 그 조정절차는 종료되며, 즉시 제7.3.2.1조의 규정에 의한 분쟁조정인의 선정 및 분쟁조정절차가 개시된다. 다만, 분쟁당사자는 합의에 의하여 위 기간을 연장할 수 있다.

⑤ 합의조정기간을 연장하고자 하는 경우 분쟁당사자가 기간 연장에 합의한다는 내용을 사무국에 통지해야 한다.

 

제2관분쟁조정인의 선정

 

제7.3.2.1조(분쟁조정인의 선정) ① 사무국은 분쟁조정신청이 접수되면 제7.3.1.7조의 규정에 의한 조정의 가망이 없거나, 합의조정이 성립되지 아니 하였을 경우 지체없이 제7.2.1조 제4항의 규정에 의한 분쟁조정인 명부 중에서 10인 이내의 분쟁조정인 후보자를 선택하고 그 명단을 분쟁당사자에게 송부하여야 한다.

② 분쟁당사자는 제1항의 규정에 의한 명단의 접수일로부터 3일 이내에 후보자 성명 위에 희망순위를 표시하기 위한 번호를 붙여서 이를 사무국에 반송하여야 하며, 위의 기간 내에 그 명단을 반송하지 아니하는 경우에는 그 명단에 기재된 후보자 전원에 대하여 동일순위로 지명한 것으로 보고, 반송된 명단 중 동일순위로 지명된 2인 이상의 후보자나 희망순위 표시가 없는 후보자나 말소된 후보자에 대하여는 상대방의 희망순위를 참작하여 사무국이 희망순위를 조정한다. 이때, 희망순위의 조정은 동일순위로 지명된 2인 이상의 후보자, 희망순위 표시가 없는 후보자, 말소된 후보자 순으로 조정한다.

③ 사무국은 분쟁당사자가 제출한 분쟁조정인 희망순위를 집계하여 희망순위가 가장 높은 사람을 분쟁조정위원장으로 선정하며 다음 높은 순으로 분쟁조정인을 선정하며, 순위 집계결과 동일순위자가 복수일 경우에는 분쟁당사자가 표시한 순위에 대한 편차가 가장 적은 후보자를 선정한다. 다만, 편차가 같을 경우에는 연장자순으로 한다.

④ 분쟁당사자가 지명한 분쟁조정인이 취임 수락을 거절하거나 또는 다른 이유로 직무를 행할 수가 없는 경우에는 이미 제출된 명단에서 순위에 따라 지명된 분쟁조정인으로부터 취임 수락을 받는다. 다만, 이미 제출된 명단에서 선정할 수 없으면 본 조에서 정하는 방법에 따라 분쟁조정인을 다시 선정하여야 한다.

⑤ 분쟁조정인 임명 시 이미 특정 분쟁조정에 분쟁조정인으로 지정되었다고 하여 다른 분쟁조정에 분쟁조정인으로 지명되는데 결격사유가 되지 아니한다.

 

제7.3.2.2조(분쟁조정인 선정의 통지) ① 이 규정에 의하여 분쟁조정인 전원이 선정되면 사무국은 분쟁당사자 및 분쟁조정인 모두에게 분쟁조정인 전원의 성명, 주소 및 직업을 서면으로 통지하여야 한다.

② 사무국은 분쟁조정인에게 제1항의 규정에 의한 통지를 함에는 이 규정 1부를 첨부하여야 하며 제7.3.2.3조의 요건에 관하여 분쟁조정인의 주의를 환기시켜야 한다.

③ 사무국은 제2항의 규정에 의한 과정을 거친 후 선정된 분쟁조정인을 최초 분쟁조정인으로 간주한다.

④ 사무국은 분쟁당사자에게 제1항의 규정에 의한 통지를 함에 있어서 상대방의 분쟁조정인의 희망순위표를 첨부하여야 한다.

 

제7.3.2.3조(분쟁조정인의 부적격 고지) ① 선정의 통지를 받은 분쟁조정인은 자신의 공정성 또는 독립성에 관하여 정당한 의문을 야기할 수 있는 다음 각 호의 사유가 있을 때에는 최초 분쟁심리의 개시 전까지 이를 모두 사무국에 서면 고지하여야 한다.<개정 2012.5.31>[각호신설 2012.5.31]

1. 분쟁신청인 및 피분쟁신청인의 용역, 자문, 연구 등에 참여한 경우

2. 최근 3년간 분쟁조정인 또는 그 배우자나 배우자였던 자가 분쟁신청인 및 피분쟁신청인의 업체에 재직한 경우

3. 분쟁조정인이 그 분쟁조정의 당사자와 「민법」 제777조에 따른 친족이거나 친족이었던 경우

4. 기타 분쟁조정과 관련하여 공정성 또는 독립성을 저해할 수 있는 경우

② 사무국은 제1항의 규정에 의한 고지를 접수하였을 때에는 즉시 이를 조정위원회와 분쟁당사자에게 통지하여야 하며 분쟁당사자가 그 통지 접수일로부터 3일 이내에 제1항의 사정이 있는 분쟁조정인의 선정에 대하여 부적합하다고 이의를 제기한 경우 그 분쟁조정인은 선정되어서는 아니 된다. 다만, 분쟁당사자가 위의 기간 내에 이의를 제기하지 아니하였을 경우에는 다시 그 사정을 이유로 그 분쟁조정인의 자격에 대하여 이의를 제기할 수 없다.

③ 분쟁조정인의 선정에 대하여 이의를 제기함으로써 발생되는 분쟁조정인의 결원은 제7.3.2.4조의 규정에서 정하는 방법으로 보충한다.

 

제7.3.2.4조(분쟁조정인의 보궐) ① 분쟁조정인이 사임, 사망 또는 기타의 사유로 인하여 결원이 되었을 경우에는 제7.3.2.1조 제3항 및 제4항의 규정에 의해 선정하여 통지하여야 한다.

② 별도의 합의가 있는 경우를 제외하고, 양 분쟁당사자가 제1항의 규정에 의하여 새로이 선정된 분쟁조정인(이하 “신분쟁조정인” 이라 한다)에게 종전의 심리결과를 진술하여 신분쟁조정인이 이의를 제기하지 아니하면 절차를 속행한다. 다만, 종전 심리한 사안에 대하여 분쟁당사자가 다시 심리를 신청한 때에는 신분쟁조정인은 그 심리를 하여야 한다.

 

제3관분쟁심리절차

 

제7.3.3.1조(일시와 장소) ① 분쟁심리의 일시와 방식은 조정위원회가 정하되, 분쟁심리 장소는 제7.3.1.6조의 규정에 의하여 사무국이 정한다.

② 사무국은 제1항의 규정에 의한 결정을 분쟁심리 개시 3일전까지 분쟁당사자에게 통지하여야 한다.

 

제7.3.3.2조(속기록의 작성 등) ① 사무국은 분쟁당사자 또는 조정위원회의 요구가 있으면 분쟁당사자의 진술이나 증언의 녹음 또는 속기록을 작성하는데 필요한 준비를 하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 요구를 하는 분쟁당사자는 이에 소요되는 경비를 사무국에 예납하여야 한다.

 

제7.3.3.3조(분쟁심리에의 출석) ① 분쟁당사자는 분쟁심리에 출석할 수 있다.

② 분쟁당사자 이외의 자로서 분쟁조정 판정결과에 이해관계가 있는 자는 조정위원회에 이해관계가 있음을 소명하고, 조정위원회의 허가를 받아 분쟁심리에 출석할 수 있다.

③ 조정위원회는 증인의 증언 중 다른 증인의 퇴석을 요구할 수 있다.

 

제7.3.3.4조(분쟁심리 연기 또는 속행) 조정위원회는 상당한 이유가 있으면 직권 또는 분쟁당사자의 요구에 의하여 분쟁심리를 연기 또는 속행할 수 있다. 다만, 그 다음 기일은 7일 이내로 정하도록 하며, 계속하여 2회 이상 연기하지 않도록 하여야 한다.

 

제7.3.3.5조(분쟁심리준비) ① 조정위원회는 분쟁당사자에게 분쟁심리절차를 신속․정확하게 진행할 수 있도록 하기 위하여 사전에 주장과 증거방법 및 상대방 주장에 대한 의견을 기재한 준비서면과 답변서를 제출하게 할 수 있다.

② 조정위원회는 필요하다고 인정하는 경우 또는 분쟁당사자 쌍방의 요청이 있을 때에는, 분쟁당사자가 제출한 준비서면과 답변서를 요약하여 제출하게 할 수 있다. 이 경우, 조정위원회는 요약된 쟁점에 대해서만 심리․판정할 수 있다.

 

제7.3.3.6조(분쟁심리절차) ① 분쟁심리는 사건과 분쟁당사자의 호명으로 개시된다.

간사는 매 분쟁심리마다 다음 사항을 기재한 분쟁심리조서를 작성․비치하여야 한다.

1. 분쟁심리의 장소 및 일시

2. 분쟁조정인, 분쟁당사자, 대리인의 성명 및 주소

3. 증인이 있는 경우 그 성명 및 주소

4. 분쟁당사자 및 대리인의 진술 또는 분쟁심리 내용의 요지.(다만, 증거조사의 결과는 조정위원회의 별도 요구가 없는 한, 녹음으로 대체할 수 있음)

조정위원회는 분쟁심리를 하기 전에 분쟁의 쟁점을 설명하는 진술을 요구할 수 있다.

④ 분쟁신청인은 신청취지 및 신청이유의 진술과 동시에 증거서류를 제출하고 증인을 출석시킬 수 있으며, 피분쟁신청인 또한 항변과 동시에 증거서류를 제출하고 증인을 출석시킬 수 있다.

⑤ 분쟁당사자 일방이 증거물을 제출하는 경우에 조정위원회는 이를 증거로서 접수할 수 있으며, 접수가 되면 간사는 번호를 붙여서 기록의 일부로 한다.

⑥ 조정위원회는 필요하다고 인정하는 경우에는 분쟁심리절차를 변경할 수 있다. 다만, 분쟁당사자에게 증거 및 관계 자료를 제출할 수 있는 공평하고 충분한 기회를 주어야 한다.

⑦ 분쟁당사자가 준비서면을 수차에 걸쳐 중복 제출함으로써, 요지를 파악하기 어렵다고 인정될 때 조정위원회는 분쟁심리의 종결에 앞서 요약된 준비서면의 제출을 명할 수 있다.

 

제7.3.3.7조(분쟁당사자의 해태) 분쟁조정을 신청한 분쟁신청인이 분쟁취지를 특정하지 아니하거나, 신청이유 및 입증방법을 명시 또는 제출하지 아니하여 분쟁조정절차의 신속한 진행을 기대할 수 없다고 조정위원회가 판단하거나, 분쟁당사자 쌍방이 주장 및 입증을 태만히 하여 조정절차의 계속적 진행이 부적합하다고 판단하는 경우에는 조정위원회는 분쟁심리절차를 종결할 수 있다.

 

제7.3.3.8조(분쟁당사자의 불출석) ① 조정위원회는 분쟁당사자에게 분쟁심리 출석을 정당하게 통지 또는 고지하였는데도 불구하고 일방이 출석하지 아니하거나, 출석하여도 분쟁심리에 응하지 아니하는 경우에도 분쟁조정은 그대로 진행시킬 수 있다.

② 조정위원회는 제1항의 경우에는 결석하거나 분쟁심리에 응하지 아니한 분쟁당사자 일방이 제출한 서면 또는 기타의 증거가 있을 때에는 이를 진술 또는 제출한 것으로 보고 출석한 분쟁당사자에게 판정에 필요한 심리를 진행시킬 수 있다.

③ 분쟁당사자 쌍방이 정당하게 통지 또는 고지가 되었는데도 불구하고 2회 이상 출석하지 아니하거나, 출석하여도 분쟁심리에 응하지 아니하는 경우에는 위원회는 분쟁조정절차 종료를 선언할 수 있다.

 

제7.3.3.9조(분쟁조정 신청의 철회) ① 분쟁신청인은 분쟁판정에 이르기까지 분쟁조정 신청의 일부 또는 전부를 철회할 수 있다.

② 분쟁조정의 철회는 피분쟁신청인이 이미 답변서를 제출하였거나, 분쟁심리 절차에서 피분쟁신청인의 진술이 있은 후에는 피분쟁신청인의 동의를 얻지 아니하면 그 효력이 없다.

③ 분쟁신청인이 분쟁조정신청을 철회하고자 하는 경우는 피분쟁신청인 및 사무국에 서면으로 하여야 한다.

④ 제3항의 규정에 의한 분쟁조정신청 철회의 서면이 접수된 날로부터 7일 이내에 피분쟁신청인이 이의를 제기하지 아니한 때는 철회에 동의한 것으로 본다.

 

제7.3.3.10조(준비서면 및 기타 문서의 제출) ① 심리당시의 합의 또는 그 이후의 합의 및 조정위원회의 요구에 의하여 제출하는 모든 준비서면 및 기타 문서는 신속한 분쟁조정심리 진행을 위하여 사무국이 접수 후 2일 이내에 위원회에 송달하여야 한다. 이 경우에는 쌍방의 분쟁당사자에게 이 서류를 조사할 수 있는 기회를 주어야 한다.

② 제1항에 규정에 의한 준비서면 및 기타 문서가 조정위원회에서 정한 기간 내에 제출되지 아니한 경우에도 조정위원회는 심리를 진행시킬 수 있다.

 

제7.3.3.11조(검증) 조정위원회는 검증을 할 필요가 있을 경우에는 검증하기 전에 검증의 목적, 일시 및 장소를 정하여 사무국으로 하여금 이를 분쟁당사자에게 통지하도록 하며, 분쟁당사자는 검증에 입회할 수 있다.

 

제7.3.3.12조(재산의 보존) 조정위원회는 분쟁당사자 어느 일방의 신청이 있는 경우 분쟁당사자의 권리나 분쟁의 최종 판정과는 관계없이 분쟁조정의 대상이 된 재산을 보호하기 위하여 분쟁당사자에게 필요한 조치를 지시할 수 있다.

 

제7.3.3.13조(증거) ① 분쟁당사자는 자기의 주장을 입증할 수 있는 증거를 제출하거나 증인 또는 감정인의 임의출석을 신청할 수 있다. 다만, 조정위원회는 제출된 증거와 분쟁당사자의 주장이 서로 관련이 없다고 인정할 때는 이를 조사하지 아니할 수 있다.

② 조정위원회는 필요하다고 인정할 때는 증거의 제출이나 증인 또는 감정인의 임의의 출석을 요구할 수 있다. 다만, 조정위원회가 정한 기간 내에 증거가 제출되지 아니하거나, 증인 또는 감정인이 출석하지 않은 경우에도 조정위원회는 심리를 진행시킬 수 있다.

③ 조정위원회가 분쟁조정판정에 필요하다고 인정하는 증거의 조사를 직접 할 수 없는 경우에는 직권 또는 분쟁당사자의 요구에 의하여 관할법원에 이를 신청할 수 있다.

④ 모든 증거는 분쟁당사자 전원이 출석하고, 분쟁조정인의 과반수가 출석한 자리에서 제출 조사되어야 한다. 다만, 어느 분쟁당사자가 정당한 사유 없이 출석하지 아니하거나 출석할 권리를 포기한 경우에는 그러하지 아니하다.

⑤ 분쟁조정인은 제출된 증거의 신빙성과 유용성을 자유심증으로 판단한다.

 

제7.3.3.14조(분쟁심리의 종결) 조정위원회는 분쟁당사자가 주장 및 입증을 다하였다고 인정할 때는 분쟁심리의 종결을 선언하여야 한다.

② 분쟁심리의 종결은 최초분쟁조정인 선정이 완료된 날로부터 40일 이내에 종결함을 원칙으로 한다. 다만, 분쟁당사자간 합의가 된 경우 기간의 연장이 가능하다.

③ 제7.3.3.7조의 규정에 의해 분쟁심리가 종결된 경우, 분쟁심리를 종결하도록 원인을 제공한 분쟁당사자는 조정위원회의 판정 과정에서의 어떤 불이익도 감수하여야 한다.

 

제7.3.3.15조(서면심리에 의한 절차) ① 분쟁당사자는 서면합의에 의하여 분쟁을 구술심리에 의하지 아니하고 서면심리에 의한 분쟁조정에 붙일 수 있다.

② 사무국은 다음 각호의 절차에 따라서 필요한 문서와 증거를 제출하도록 분쟁당사자에게 통지하여야 한다.

1. 분쟁당사자는 원인사실의 진술을 포함한 쟁점에 관한 진술서에 증거를 첨부하여 사무국에 제출하여야 하며, 동 진술서에 요약서를 첨부할 수 있다.

2. 모든 서류는 진술서와 증거를 제출하도록 통지된 일로부터 7일 이내에 사무국이 요구하는 부수의 사본을 구비하여 제출되어야 한다.

3. 사무국은 일방의 분쟁당사자로부터 제출된 진술서 및 증거의 사본을 접수 후 3일 이내에 상대방 분쟁당사자에게 송부하며, 각 분쟁당사자는 상대방의 진술서 및 증거에 대하여 답변하거나 의견을 진술할 수 있다. 다만, 그 접수 후 7일 이내에 분쟁당사자가 답변서 내지 의견서를 제출하지 아니한 경우 그 분쟁당사자는 답변 내지 의견진술의 권리를 포기한 것으로 본다.

4. 사무국은 모든 증거 및 서류를 조정위원회에 송달하며, 조정위원회는 그 송달일로부터 7일 이내에 분쟁당사자에게 추가 증거의 제출을 요구할 수 있으며, 사무국은 이 요구를 분쟁당사자에게 통지하고 분쟁당사자는 접수일로부터 7일 이내에 추가 증거를 제출하여야 한다.

5. 사무국은 분쟁당사자의 일방으로부터 제출된 추가 진술서 및 증거의 사본을 접수 후 3일 이내에 상대방 분쟁당사자에게 송부하며, 각 분쟁당사자는 그 진술서 및 증거에 대하여 답변 내지 의견을 진술할 수 있다. 다만, 서류 접수 후 7일 이내에 답변 내지 의견 진술을 하지 아니하는 분쟁당사자는 답변 내지 의견을 진술하는 권리를 포기한 것으로 본다.

③ 사무국이 본 조 각항 규정에 따라서 제출된 모든 서류를 조정위원회에 송달하였을 경우에는 분쟁심리절차는 종결된 것으로 본다.

 

제4관판 정

 

제7.3.4.1조(판정기간 등) ① 조정위원회는 판정을 분쟁당사자의 합의가 없는 한 분쟁심리 종결일로부터 10일 이내에 판정하여야 한다.

② 분쟁조정인 일부가 판정에의 참여를 거부하거나, 정당한 이유 없이 분쟁조정 판정 합의에 불참한 경우에는 과반수에 해당하는 나머지 분쟁조정인들만의 합의로 결정한다.

③ 사무국은 분쟁조정판정에 영향을 미치지 않는 범위 내에서 분쟁조정판정의 형식에 관하여 조정위원회에 의견을 제시할 수 있다.

 

제7.3.4.2조(판정의 형식) ① 분쟁조정 판정은 서면으로 작성하고 다음 각 호의 사항을 기재하여 분쟁조정인이 서명․날인하여야 한다.

1. 분쟁당사자 성명 및 주소(법인인 경우에는 그 대표자의 성명 및 주소를 함께 기재)

2. 대리인이 있는 경우 그 성명 및 주소

3. 판정 주문

4. 판정 이유

5. 작성년월일

② 과반수에 해당하지 아니 하는 분쟁조정인 일부가 분쟁판정에 서명을 거부하거나 서명할 수 없을 때에는 다른 분쟁조정인이 그 사유를 기재하고 서명․날인하여야 한다.

 

제7.3.4.3조(화해분쟁조정판정) 분쟁당사자가 분쟁조정절차 중에 화해를 하였을 경우에 분쟁당사자가 요구하면 조정위원회는 합의된 화해의 내용을 판정으로써 기재할 수 있다.

 

제7.3.4.4조(판정문의 정정) 조정위원회는 판정문에서 숫자계산의 착오나 간사 또는 타자원의 과실 기타 이와 유사한 사유로 인하여 발생한 명백한 오자 또는 오류를 발견하였을 때는 직권으로 이를 정정할 수 있다. 다만, 조정위원회가 정정할 수 없는 때에는 사무국이 이를 할 수 있다.

 

제7.3.4.5조(판정의 송달) 사무국은 판정이 이루어진 후 2일 이내에 판정결과를 분쟁당사자에게 송부하여야 한다.

 

제7.3.4.6조(판정의 범위) ① 조정위원회는 분쟁조정뿐만 아니라 공정하고 정당한 배상이나 기타의 구제를 명할 수 있다.

② 조정위원회는 책임 있는 일방 또는 쌍방의 분쟁당사자에게 제7.3.6.2조 내지 제7.3.6.4조의 분쟁조정비용의 부담비율을 제시하여야 한다.

 

제5관신속절차

 

제7.3.5.1조(적용범위) 분쟁당사자간에 이 관의 절차에 따르기로 하는 별도의 합의가 있는 경우에는 이 관의 신속절차를 적용한다.

 

제7.3.5.2조(분쟁조정인의 선정) 사무국은 분쟁당사자간에 별도의 합의가 없는 경우 분쟁조정인 명부 중에서 1인의 분쟁조정인을 선정하되, 선정절차는 제7.3.2.1조의 규정에 의한다.

 

제7.3.5.3조(분쟁심리절차) ① 조정위원회는 분쟁심리의 일시와 장소를 결정하며, 사무국은 이를 분쟁심리개시 3일 전에 서면으로 분쟁당사자에게 통지하여야 한다.

② 분쟁심리는 1회로 종결함을 원칙으로 한다. 다만, 조정위원회는 상당한 이유가 있다고 인정하는 경우에는 분쟁심리를 재개할 수 있다.

③ 조정위원회는 분쟁당사자의 동의가 있는 경우, 절차의 신속화를 위하여 간사로 하여금 분쟁심리 내용을 생략한 조서를 작성하게 할 수 있다.

 

제7.3.5.4조(판정)조정위원회는 분쟁심리 종결일로부터 5일 이내에 판정하여야 한다.

② 조정위원회는 제1항의 판정에서 분쟁당사자의 합의가 있는 경우, 판정 이유의 기재를 생략할 수 있다.

 

제7.3.5.5조(준용) 분쟁심리의 신속절차에 관하여 이 관에서 규정하지 않은 사항은 이 절의 나머지 조항을 준용한다.

 

제6관분쟁조정 비용

 

제7.3.6.1조(분쟁조정비용) ① 분쟁조정비용은 제7.3.6.2조 내지 제7.3.6.3조에서 규정하는 경비, 수당으로 구분한다.

② 제1항의 분쟁조정비용은 분쟁조정판정에 의하여 결정되는 부담비율에 따라 부담한다. 다만, 분쟁조정판정에서 분쟁조정비용의 전부 또는 일부를 어느 일방 당사자 또는 쌍방 당사자의 부담으로 정하지 아니하였을 경우에는 당사자 쌍방의 균등부담으로 한다.

③ 제7.3.3.15조의 규정에 의한 서면심리에 의한 절차의 분쟁조정비용의 경우에도 본 조 내지 제7.3.6.4조의 규정을 적용한다.

④ 분쟁조정비용 예납에 따라 발생하는 이자는 반환하지 아니 한다.

⑤ 분쟁조정비용 및 예납기준은 전력거래소 이사장이 정하되, 이를 시장참여자에게 통지하여야 한다.

 

제7.3.6.2조(경비) ① 분쟁조정인 및 간사의 소요경비, 증거, 증인, 또는 감정인의 소요경비, 검사 또는 조사경비, 녹음 또는 속기록의 작성경비, 통역 또는 번역경비, 기타 분쟁조정에 소요되는 일체의 경비를 말한다.

② 분쟁신청인은 사무국이 정하는 경비를 예납하여야 한다.

 

제7.3.6.3조(수당) 분쟁신청인은 사무국이 정하는 분쟁조정인의 수당을 예납하여야 한다.

 

제7.3.6.4조(예납방법 등) ① 이 규정에 달리 정함이 없는 경우에는 분쟁신청인은 제7.3.6.2조 내지 제7.3.6.3조의 규정에 의한 소정의 분쟁조정비용을 분쟁조정의 신청과 동시에 사무국이 지정하는 계좌로 예납하여야 한다.

② 제1항의 예납액이 부족하게 될 것으로 인정되는 경우에는 사무국은 분쟁신청인에게 추가예납을 요구할 수 있으며. 분쟁신청인이 제1항 및 제2항의 예납을 이행하지 아니하거나 피분쟁신청인이 이를 대납하지 아니하는 경우에는 조정위원회의 결정에 따라 분쟁조정절차의 진행을 종료할 수 있다.

③ 사무국은 심리가 종결되면 예납액의 수지계산서를 작성하고 분쟁조정판정문이 작성되었을 때는 그 정산서를 작성하여 분쟁조정판정문과 함께 분쟁당사자에게 송부하고 정산잔액을 반환한다.

 

제7관불복 절차

 

제7.3.7.1조(재정신청) 조정위원회의 분쟁조정결과에 대하여 불복하는 회원은 법 제57조의 규정에 의하여 전기위원회에 재정을 신청할 수 있다.

 

제7.3.7.2조(재정신청기일) 분쟁당사자가 제7.3.7.1조의 규정에 의거 재정을 신청하고자 하는 경우에는 제7.3.4.5조 또는 제7.3.5.4조의 규정에 의한 판정결과에 대한 서면 접수 후 7일 이내에 신청하여야 한다.

제8장정보공개 <본장개정 2015.9.30>

 

제1절통칙

 

제8.1.1조(목적) 이 장은 법 제41조와 동법 시행령 제22조, 별표 1의3 및 「공공기관의 정보공개에 관한 법률(이하 ‘정보공개법’)」에 의거 전력거래소가 전력시장과 전력계통의 운영에 관한 정보(이하 “정보”라 한다)를 공개하고 효율적으로 관리하기 위하여 필요한 사항을 정하는 것을 목적으로 한다.

 

제8.1.2조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각호와 같다.

1. “시스템”이라 함은 전자계산조직 또는 전기통신설비를 이용하여 정보를 수집․가공․저장 또는 처리할 수 있는 하드웨어와 소프트웨어들이 유기적으로 결합된 것을 말한다.

2. “단말장치”라 함은 정보이용자가 정보를 송신 또는 수신하기 위하여 사용하는 모든 입출력장치를 말하며, 전력거래소에서 시장정보를 통제할 수 있는 소프트웨어가 탑재되어 정보를 분배하는 기능을 가진 분기장치가 포함된 설비를 말한다.

3. “전력시장과 전력계통 운영에 관한 정보”라 함은 전력거래소에서 전력시장과 전력계통을 운영하는 과정에서 취득하거나 생성 또는 가공된 수요예측, 입찰, 계량, 정산, 시장가격, 전력계통정보, 공급인증서 거래정보, 수요반응자원의 거래정보 등의 자료를 말한다.

4. “공개”라 함은 전력거래소가 전력시장과 전력계통 운영에 관한 정보를 법령 및 정보공개법 및 이 규칙에 따라 제공하는 행위를 말한다.

5. “접속계정”이라 함은 전력거래소 시스템을 통하여 전력거래 자료를 입력, 변경, 조회하는데 사용하는 계정을 말한다.