전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 규칙개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	국민DR 추진 및 수요시장 신뢰도 제고를 위한 규칙개정(안)	16-5차 (2016.12.09)
2	상업운전 개시 신고시 비용자료 확인규정 신설(안)
3	실시간 급전계획 수립방법 변경(안)
4	주간 시운전 발전계획 제출시기 통일(안)
5	양수발전기 입찰기준 신설(안)
6	수력발전기 가격결정발전계획 반영기준 개선(안)
7	열공급발전기 기동비 정산기준 변경(안)
8	화석연료사용률 등을 반영한 지역자원시설세 정산을 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 안건 내용

□ 국민DR 추진 및 수요시장 신뢰도 제고를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 취지

▢ 대형 산업체 조업 조정에 적합하게 만들어진 현행 수요시장에 냉난방, 조명 등으로 감축하는 전기사용자에게 맞는 중소형DR(Demand Response) 제도를 추가, 다양한 전기사용자의 수요시장 참여를 유인

나.  개정 내용

▢ 신규 수요반응자원 상품(중소형DR) 신설을 위한 규칙 개정

ㅇ 중소형DR 및 해당 수요반응참여고객의 등록 기준 신설(12.2.2조, 12.2.3조)

ㅇ 중소형DR에 대한 급전지시 방법 신설(12.4.3.1조)

▢ 수요시장 신뢰도 및 활용도 제고를 위한 규칙 개정(감축시험 강화 등)

ㅇ 수요시장 참여 시 제출서류 및 신고사항에 대한 신뢰도 강화(12.2.6조)

ㅇ 수요반응자원 감축시험의 확대 시행 및 상시 신뢰성 검증으로 발전기와 동등한 수준의 신뢰도 담보 (5.3.1조, 12.3.2.1조)

ㅇ 최소 지속시간 2시간에서 1시간으로 조정 및 수요반응자원 경제성 확보를 위한 정산단가 조정 (12.4.3.1조, 별표26)

ㅇ 수요반응자원 거래제한 조치 및 정산용 데이터의 무결성 확보 (12.4.2.6조 등)

ㅇ 시장 참여자의 전기소비형태 검증 기준 강화 (별표29) 등

<참 고> 개정내용 요약

□ DR자원 세분화

구 분	자원구성	발령조건	자격
표준DR(기존)	10MW ~ 500MW	(2~4h)*2회/일(연속)	모든 계약종별
중소형DR(신규)	2MW ~ 50MW	(1h)*2회/일(비연속)	산업용 제외 (단, 2MW이하는 가능)

□ 운영조건 강화

발령조건	지속시간	소비패턴 검증	정산단가
ㆍ준비단계/관심단계 ㆍ수급불균형 시 ㆍPeak 갱신 시 ㆍ목표수요 초과 시 (추가)	ㆍ2h → 1h	ㆍ최초 1회 → 매 2년	ㆍ최고변동비 → SMP

□ 제재조건 강화

- (등록취소 기준 강화) 제출 서류의 허위, 과장 등 추가

- (금지행위 기준 강화) 비정상적 참여행위 금지 신설

□ 상업운전 개시 신고시 비용자료 확인규정 신설(안)

가. 개정 취지

▢ 시운전기간 중에 발전기 특성자료 변동이 발생하여 이를 변경하고자 하는 경우, 해당 중앙급전발전기의 특성자료 변경 후 상업운전을 개시할 수 있도록 상업운전개시 신고 요건을 개정

나. 개정 내용

▢ 중앙급전발전기의 상업운전 개시 신고시 특성자료의 변경 의결여부를 확인할 수 있는 절차 신설 (제14.4조)

현 행	개 정
상업운전개시신고서 첨부 서류 - 사용전검사 합격 증빙서	상업운전개시신고서 첨부 서류 보완 - 사용전검사 합격 증빙서 - 특성자료의 변경이 있는 경우 비용평가위원회 심의결과 자료

□ 실시간 급전계획 수립방법 변경(안)

가. 개정 취지

▢ 상정고장해석 결과 150% 이상 과부하 발생 예상 선로에 대해 신뢰도 위반을 방지하기 위한 발전기 출력 조정을 현재는 수동급전으로 하고 있으나,

▢ 실시간 급전계획 수립에 활용되는 계통운영시스템(EMS)의 안전도제약경제급전(SCED) 기능을 사용하여 수행하고자 함

나. 개정 내용

▢ 안전도제약경제급전 수행 시 상정고장 제약을 반영하여 발전기 유효출력을 결정하도록 변경 (제5.2.1조 ③항)

현 행	개 정
③ 안전도제약경제급전 기능은 경제급전 기능에서 고려할 수 있는 제약과 상정고장 제약을 제외한 송전선로 제약 등을 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다.	③ 안전도제약경제급전 기능은 경제급전 기능에서 고려할 수 있는 제약과 과도한 과부하를 초과하는 상정고장 제약을 포함한 송전선로 제약 등을 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다.

□ 주간 시운전 발전계획 제출시기 통일(안)

가. 개정 취지

▢  전력시장운영규칙 조문의 시운전 발전계획 제출시기가 상이하여 동일하게 변경

나. 개정 내용

▢  주간 시운전발전계획 제출시기 변경 (제14.3조 ①항 3번)

ㅇ (현행) 주간 시운전발전계획 : 거래주의 전주 목요일 16시까지

ㅇ (개정) 주간 시운전발전계획 : 거래주의 전주 수요일 까지

구 분	제14.3조(시운전 전력)	[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차
현 행	3. 주간 시운전발전계획 : 전주 목요일 16시까지 제출	7.4.1 시운전계획은 전주 수요일까지 제출
개 정	3. 주간 시운전발전계획 : 전주 수요일까지 제출

□ 양수발전기 입찰기준 신설(안)

가. 개정 취지

▢ 양수발전기의 발전입찰량과 양수입찰량간의 연계성*이 낮아 SMP 왜곡 발생 (* 2012-2013년 발전입찰 대비 펌핑입찰비율 : 0.9-2.4%)

▢ 발전입찰량과 양수입찰량은 연계*규정 마련 및 정산규정 개정

* 발전입찰량 = 양수입찰량 * 양수발전기 개별 종합효율(ηi)

나. 개정 내용

▢ 발전입찰과 펌핑입찰 연계방안 마련 (제2.3.2조, 별표 4)

ㅇ 시장가격(SMP)에 대한 양수의 발전입찰 및 펌핑입찰 영향 정상화

<발전입찰 및 펌핑입찰 연계를 위한 입찰규정 마련>

ㅇ 편 차 :  ‖ (발전입찰량 – 펌핑입찰량×ηi) ÷ 발전입찰량 ‖

ㅇ 발전입찰 및 펌핑입찰 연계조건 : 편차 < 허용편차율*(%)

* 연간 10% 설정 (상부저수지 강수유입 및 증발을 감안)

* ηi : 양수발전기의 종합효율로 양수효율과 발전효율을 반영한 계수(양수효율x발전효율)

▢ 양수발전기 정산규정 개정 (별표 2)

ㅇ 현 정산규정은 잘못된 입찰유인을 제공하므로 ‘11년 이전 정산규칙으로 개정

- 발전입찰과 펌핑입찰 연계에 따른 양수발전기 수익 영향을 최소화*

* 입찰연계 규정에 따른 입찰 예상 : 경제성 미확보에 따라 발전 및 펌핑입찰 無

<현 양수 정산규칙>

구 분	입찰량이내 (SEP/OPEP)	입찰량 초과 (CON/CONPE)
발전	거래일 최고 MP	MAX(입찰시간 가중평균 MP, 양수발전변동비)
펌핑	입찰시간 가중평균 MP	발전시간 최저 MP × 효율(ηa)

<개정 양수 정산규칙>

구 분	입찰량이내 (SEP/OPEP)	입찰량 초과 (CON/CONPE)
발전	입찰시간 가중평균 MP	거래일 최고 MP
펌핑	입찰시간 가중평균 MP	발전시간 평균 MP × 효율(ηa)

* ηa : 양수발전기의 평균 종합효율로 상업운전중인 양수발전기들의 개별 종합효율(ηi)을 설비용량으로 가중평균한 값

□ 수력발전기 가격결정발전계획 반영기준 개선(안)

가. 개정 취지

▢‘12년 감사원 감사 “공기업 재무 및 사업구조 관리실태” 처분요구에 따라 수력발전기 가격결정발전계획 반영방법 개선

<감사원 처분요구 ‘13.5>

거래소가 발전사업자의 입찰시간에 관계없이 수력발전기를 급전 지시*하여 운영하고 있으므로 발전비용 최소화를 위하여 거래소에서 가격결정발전계획 수립 시 수력발전기를 보유한 발전사업자가 입찰한 총 발전량 범위 내에서 거래 시간대별로 발전량을 최적화 배분할 수 있도록 ｢전력시장 운영규칙｣을 개정하는 방안을 마련

▢ 에너지량에 제약이 있는 수력발전기의 입찰량은 거래소에서 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려, 조정·운영하고 있으므로, 가격결정계획 수립 시에도 양수발전기와 마찬가지로 최적화하여 반영 필요

ㅇ 가격결정발전계획과 운영발전계획 간의 정합성 확보 및 이를 통한 제약비용(Con/Coff) 감소

나. 개정 내용

▢ 가격결정발전계획 수립 시 수력발전기의 시간대별 발전량은 총 연료량 범위 내에서 전체 발전비용이 최소화되도록 최적화하여 배분

(별표 6 가격결정발전계획 수립 절차 6.3.1.1 개정, 6.3.1.2~3 신설)

현 행	개 정
사업자가 입찰한 시간대에 입찰량을 가격결정발전계획에 배분	총입찰량* 범위 내에서 전체 연료비가 최소화되도록 시간별로 최적 재배분

* 일부 수력발전기는 조정지댐 수위조절을 위해 제약운전이 필요한 물량이 있으므로 제약발전량은 최적화 대상 물량에서 제외

□ 열공급발전기 기동비 정산기준 변경(안)

가. 개정 취지

▢ 열공급을 위해 발전기가 제약운전시 기동비 일부를 지급하는 규칙개정(’16.5.12부)이 이뤄진 바 있음

▢ 해당 정산규칙 중 열제약 입찰량이 최소발전용량 이상 되도록 규정(MEGWi,t > MGi,)되어 있는 부분이 있으나, 일부 열병합 발전기가 첫 번째 기동시간에 이 조건을 만족 시키지 못하여 기동비 정산에서 제외되고 있음 (계통제약에 의한 기동비 지급의 경우 해당조건이 없음)

▢ 발전기 특성상 첫 번째 기동시간에 최소발전용량 이상으로 운전하기 어려운 점을 감안, 해당조건을 계통 제약 시 기동비 지급조건과 동일하게 수정하는 것이 필요함

나. 개정 내용

▢ 열공급 제약운전시 기동비 지급기준 개선 : MEGWi,t > MGi, 조건 삭제

(별표2 Ⅰ. 12. 자.)

현 행	개 정
NHSUAi : 거래일에 1번 또는 7번 제약사 유로 입찰하여 발전기가 실제 기동하는 횟수 NHSUAi =[eqn: rm sum _{t} ^{} HSUA _{i,t}] 거래기간동안 MGOi,t-1 = 0 이며, MGOi,t >0 이고, PSEi,t = 0 이고, MEGWi,t > MGi, 입찰시 제약코드 =‘1 ’또는 ‘7’ 인 경우, HSUAi,t = 1, 그렇지 않으면 = 0	NHSUAi : 거래일에 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 발전기가 실제 기동하는 횟수 NHSUAi =[eqn: rm sum _{t} ^{} HSUA _{i,t}] 거래기간동안 MGOi,t-1 = 0 이며, MGOi,t >0 이고, PSEi,t = 0 이고, MEGWi,t > MGi, 입찰시 제약코드 =‘1’ 또는 ‘7’ 인 경우, HSUAi,t = 1, 그렇지 않으면 = 0

□ 화석연료사용률 등을 반영한 지역자원시설세 정산을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 취지

▢ ’16.5.12부 규칙개정을 통해 지역자원시설세 정산기준을 마련하였으나, 신고 납부로 인해 납부대상 및 기준이 명확하지 않아 시행 유보 중

ㅇ 지방세법에서는 납세의무자를 화력발전으로만 규정하고 있어 혼소발전(석탄 및 바이오매스), 부생가스 및 연료전지에 대한 과세기준이 불명확

<지방세법 제143조(납세의무자) 규정>

제143조(납세의무자) 지역자원시설세의 납세의무자는 다음 각 호와 같다.

6. 화력발전: 석탄ㆍ석유ㆍ천연가스 등 화석연료를 이용하여 발전을 하는 자

▢ 발전기 및 발전사별로 납부실적이 상이하여 거래소 주관으로 해당 발전사를 통해 지역자원시설세 과세 기준 질의 (발전사→지자체→행안부)

<대상발전기 및 질의결과>

발전기	쟁점 사항	납부 상황	질의(세법)	질의 결과
바이오매스 (석탄혼소)	석탄을 혼소(약 10%)하는 바이오매스 발전의 과세대상 여부	GS EPS 바이오매스 (혼소분납부)	질의 완료 (GS EPS)	화석연료사용분 납부 (‘15.3.24)
석탄 (바이오매스혼소)	바이오매스를 혼소(약 2~4%) 하는 발전의 과세기준	대다수 석탄화력 (전체 납부)	질의 (서부발전)	화석연료사용분 납부 (‘16.10)
연료전지	연료전지(LNG) 과세대상 여부	GS EPS(납부), 포스코에너지(미납부)	질의 (GS EPS)	납부 (‘16.10)
부생가스	부생가스 과세대상 여부	현대그린파워(납부), 포스코에너지(납부)	질의 (포스코에너지)	-

ㅇ (혼소발전기 보상 불가) 현 규칙으로는 질의결과에 따라 혼소율을 반영하여 납부한 지역자원시설세 보상이 불가하여, 규칙 보완이 필요

[eqn: `정산금`=`계량전력량 _{i,t} `÷`(1-소내전력률 _{i} ) TIMES `지역자원시설세율` TIMES 1,000 TIMES 0.5 TIMES 정산플래그 _{i}]

나. 개정 내용

▢ 혼소분을 반영한 정산규정 마련

ㅇ 혼소분을 반영하여 지역자원시설세를 정산할 수 있도록 정산식에 화석연료사용률 항목 추가

현 행	[eqn: 계량전력량 _{i,t} `÷`(1-소내전력률 _{i} ) TIMES `세율` TIMES 1,000 TIMES 0.5 TIMES 정산플래그 _{i}]
개 정	[eqn: 계량전력량 _{i,t} `÷`(1-소내전력률 _{i} ) TIMES ``화석연료사용률 _{i} TIMES `세율` TIMES 1,000 TIMES 0.5 TIMES 정산플래그 _{i}]

* 화석연료사용률 : 화석연료 입열량/전체 입열량 (비혼소발전기 : 1 적용)

ㅇ 혼소발전기(석탄 및 바이오매스)의 화석연료사용률은 REC 발급실적(에너지공단 발급) 및 계량전력량을 바탕으로 산정한 연간 평균값을 적용

혼소발전기 화석연료사용률 = [계량전력량-(REC 발급량 ÷ REC 가중치)] ÷ 계량전력량

※ (REC발급량÷REC 가중치) = 계량전력량 중 비화석연료 사용 발전분

* 매년 전년도 7월부터 당해년도 6월까지의 발전기별 REC 발급실적 및 계량전력량을 바탕으로 연간 평균값을 산정, 차기년도 1월부터 12월까지 적용

ㅇ 단, 차액계약 체결 발전기는 지역자원시설세 정산대상에서 제외

* 차액계약 체결 시 계약가격은 총괄원가를 기준으로 하고 있어, 시장에서 별도 정산 시 이중정산이 되므로 차액계약 발전기는 정산 대상에서 제외

▢ 전력거래량 기준 납부대상 발전기 소내전력률 적용 제외

ㅇ 집단/구역전기/자가용 등 전력거래량 기준 납부대상 발전기는 소내전력률을 0으로 적용

* 집단/구역전기/자가용 등 전력거래량 기준 납부대상 발전기는 발전단이 아닌 전력거래량(송전단) 기준으로 납부하고 있어 소내전력률 적용이 불필요

▢ 부칙 신설

ㅇ 과세기준 유권해석 결과에 따라 추가로 지역자원시설세를 납부하는 발전기는 납부실적을 바탕으로 ‘16년 4월1일부로 소급하여 정산

ㅇ 향후 과세기준 유권해석 변경에 따라 동 규정에 따라 지역자원시설세를 정산할 수 없는 발전기는 정산을 일정기간 유예 후 재정산 시행

붙임 : 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

<붙임> 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

□ 국민DR 추진 및 수요시장 신뢰도 제고를 위한 규칙개정(안)

현  행

개  정 (안)

개 정 사 유

제5장 전력계통 운영

제5.3.1조(급전지시)  ① ~ ⑤생략

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 급전지시 할 수 있다.

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

2. 거래일의 전력수요 예측값이 직전 전력수급대책기간의 계통최대전력을 갱신하거나 예상되는 경우

3. 수요예측 오차 및 대규모 발전기 고장 등 가격결정발전계획 대비 실시간 수급상황이 급변하여 전력부하감축이 필요하다고 인정되는 경우

제12장 수요반응자원의 거래

제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1 ~ 8 생략

9. <신 설>

10. <신 설>

제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 수요관리사업자로서 전력거래자의 등록을 하고자 하는 자는 제12.2.2조 제1항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 전력거래 개시 2개월 전까지 전력거래소에 전력거래자의 등록을 신청하여야 한다.

② 생략

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 생략

②  수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같다.

1~2 생략

3. 1개의 수요반응자원의 의무감축용량은 10MW를      초과하고 500MW이하여야 한다.

4. 이하 생략

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 생략

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같다.

1. 생략

2. 법 제49조 제2호의 전력수요 관리사업 중 긴급절전제도를 제외한 비상수급수요조절제도와 중복하여 참여할 수 없다.

3. 15분 단위의 소비전력량을 검침할 수 있는 과금용 전력량계가 설치되어있어야 한다.

4. 생략

5. 수요반응참여고객별 전기소비형태가 별표 29에서 정한 기준을 충족하여야 한다.

6. 생략

③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다

1 ~ 4 생략

5. <신 설>

제12.2.6조(등록의 말소) ① 생략

② 생략

③ <신 설>

제12.3.1.5조(등록시험 전 급전지시가 발령된 경우에 대한 조치) ① 전력거래소는 등록시험을 시행하기 전 급전지시가 발령된 경우에는 별도의 등록시험을 시행하지 아니한다.

② 제1항에 따라 전력거래소는 거래기간의 첫 번째 감축시행일을 등록시험으로 대체하여 제12.3.1.4조에 따라 조치할 수 있다. 단, 감축시행일의 평균 감축이행률을 적용한다.

제12.3.1.6조(결과 통지 전 급전지시가 발령된 경우에 대한 조치)  ① 전력거래소는 등록시험의 결과가 통지되기 전에도 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 급전지시를 발령할 수 있다.

② 제12.3.1.5조와 제1항의 경우, 전력거래소는 제12.3.1.4조 제2항 및 제12.3.1.4조 제3항에도 불구하고 등록시험 결과 통지일까지 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 기본정산금 및 실적정산금을 지급할 수 있다

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 급전지시 발령조건과 상관없이 동 · 하계 전력수급대책기간 중 각 1회에 한하여 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험을 시행한다.

② 전력거래소는 감축시험 시행 전 동·하계 전력수급대책기간 중에 급전지시가 발령된 경우 해당 전력수급대책기간의 감축시험을 시행하지 아니할 수 있다.

③ 생략

제12.4.1.2조(기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 전력거래기간 시작 전까지 해당 전력거래기간에 적용될 기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 현행과 동일

1~2 생략

3. <신 설>

② 생략

제12.4.2.6조(입찰제한 요건) ① 생략

② 전력거래소는 제12.5.1.2조에 따라 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시행일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 수요반응자원의 입찰제한 여부를 검토하여 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

③ 생략

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 급전지시) ① 수요관리사업자에 대한 급전지시에는 다음 각 호의 내용이 포함되어야 한다.

1. 생략

2. 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분 단위로 최소 2시간, 최대 4시간)

② 생략

③ 수요관리사업자에 대한 급전지시는 1일 2회를 한도로 한다.

④ 생략

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 감축이행실적이 다음 각 호 중 1에 해당될 경우 해당 수요반응자원의 전력거래를 제한할 수 있다.

② 전력거래소는 제12.5.1.2조에 따라 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시행일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 수요반응자원의 전력거래 제한 여부를 검토하여 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

③ 생략

<신 설>

제12.5.1.4조(정산용 사용전력량 데이터의 취득 및 처리) ① 전력거래소는 수요관리사업자로부터 제12.5.1.3조에서 규정한 정산용 사용전력량 데이터를 전송받아 수요반응자원 전력거래시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지 관리하여야 한다.

② 전력거래소는 수요관리사업자가 제공한 정산용 사용전력량 데이터를 검증하여야 한다.

③ 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 수요관리사업자가 정산용 사용전력량 데이터를 수집하지 못할 경우에는 수요관리사업자가 설치한 사용전력량 감시기기로부터 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 정산용 사용전력량 데이터를 작성한다.

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 생략

② 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량은 제12.5.2.1조 규정에 따라 산정한 거래시간별 고객기준부하에 거래시간별 부하감축시간(전력거래소가 부하감축을 지시한 시간)에  보정계수를 곱한 값에서 거래시간별 부하감축시간동안 사용한 전력량을 차감하여 산출한다.

고객기준부하 보정계수 = 거래시간별 부하감축시간(분단위로 60, 45, 30, 15 중 하나의 수)/60

제12.6.4.2조(초기정산) ① 수요관리사업자는 거래일로부터 25일째 되는 날 14시까지 초기정산을 위하여 필요한 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객들의 거래일의 시간대별 정산용 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다.

<신 설>

제5장 전력계통 운영

제5.3.1조(급전지시)  ① ~ ⑤ 현행과 동일

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 급전지시 할 수 있다.

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

2. 거래일의 전력수요 예측값이 직전 동 기간 전력수급대책기간의 계통최대전력을 갱신하거나 예상되는 경우 또는 전력수급기본계획상 당해연도 목표수요를  초과하거나 예상되는 경우

3. 수요예측 오차 및 대규모 발전기 고장 등 가격결정발전계획 대비 실시간 수급상황이 급변하여 전력부하감축이 필요하다고 인정되는 경우

제12장 수요반응자원의 거래

제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1 ~ 8 현행과 동일

9. “표준 수요반응자원(이하 ‘표준DR’이라 한다)”이라 함은 전기소비자가 판매사업자 또는 구역전기사업자와 체결한 전기사용계약 종별에 대한 제한 없이 모든 계약 종별의 전기소비자를 참여고객으로 하는 수요반응자원을 말한다.

10. “중소형 수요반응자원(이하 ‘중소형DR’이라 한다)”이라 함은 판매사업자 또는 구역전기사업자와 일반용, 주택용, 농사용, 교육용 전력의 전기사용계약을 체결한 전기소비자 및 산업용 전력 2㎿ 이하의 전기사용계약을 체결한 전기소비자를 수요반응참여고객으로 하는 수요반응자원을 말한다.

제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 수요관리사업자로서 전력거래자의 등록을 하고자 하는 자는 제2항의 등록 신청서 및 첨부서류를 갖추어 전력거래 개시 2개월 전까지 전력거래소에 전력거래자의 등록을 신청하여야 한다.

② 현행과 동일

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 현행과 동일

②  수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같다.

1~2 현행과 동일

3. 1개 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표와 같다

구분	의무감축용량
표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하

4. 현행과 동일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 현행과 동일

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같다.

1. 현행과 동일

2. 긴급절전제도를 제외한 비상수급수요조절제도 등 타 부하관리제도와 중복하여 참여할 수 없다.

3. 15분 단위의 소비전력량을 원격으로 검침할 수 있는 과금용 전력량계가 설치되어 있어야 하며, 판매사업자나 구역전기사업자는 전력거래소에 소비전력량 데이터를 원격으로 제공하여야 한다.

4. 현행과 동일.

5. 표준DR 수요반응참여고객의 경우 전기소비형태가 별표 29에서 정한 기준을 충족하여야 한다.

6. 현행과 동일

③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다

1 ~ 4 생략

5. 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에서   비상발전기를 수요 감축수단으로 이용하는 경우, 대기 오염물질배출시설 설치 허가 또는 신고에 관한 증빙자료

제12.2.6조(등록의 말소) ① 생략

② 생략

③ 전력거래소는 수요관리사업자가 제출한 서류에 허위, 과장, 누락 사항이 있을 경우 해당 수요반응참여고객 또는 수요반응자원의 등록을 취소할 수 있다.

제12.3.1.5조(등록시험 전 급전지시가 발령된 경우에 대한 조치) <삭 제>

제12.3.1.6조(결과 통지 전 급전지시가 발령된 경우에 대한 조치) <삭 제>

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 급전지시 발령조건과 상관없이 연간 4회(동계 12~2월, 춘계 3~5월, 하계 6~8월, 추계 9~11월에 각각 시행)에 한하여 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험을 시행한다.

② <삭 제>

③ 현행과 동일

제12.4.1.2조(기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 적용될 기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 현행과 동일

1~2 현행과 동일

3. 비상발전기를 감축수단으로 이용하는 수요반응자원참여고객은 대기환경보전법 제23조에 따라 대기오염물질배출시설 설치 허가 또는 신고를 한 경우에만 입찰에 참여할 수 있다.

② 현행과 동일

제12.4.2.6조(입찰제한 요건) ① 현행과 동일

② 전력거래소는 제12.5.1.4조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시행일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 수요반응자원의 입찰제한 여부를 검토하여 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

③ 현행과 동일

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 급전지시) ① 수요관리사업자에 대한 급전지시에는 다음 각 호의 내용이 포함되어야 한다.

1. 현행과 동일

2. 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능하며, 표준DR은 최소 1시간, 최대 4시간, 중소형DR은 1시간)

② 현행과 동일

③ 수요반응자원에 대한 급전지시는 수요반응자원별 1일 2회를 한도로 하되 중소형DR에 대한 급전지시는 비연속적으로 시행한다.

④ 현행과 동일

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 감축이행실적이 다음 각 호 중 1에 해당될 경우 해당 수요반응자원의 전력거래를 제한해야 한다.

② 전력거래소는 제12.5.1.4조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시행일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 수요반응자원의 전력거래 제한 여부를 검토하여 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

③ 현행과 동일

제4관 수요반응자원의 공정거래 의무

제12.4.4.1조(불공정 거래행위 금지) ① 수요관리사업자는 ‘독점규제 및 공정거래에 관한 법률’에 따라 다음 각 호에 해당하는 불공정 거래행위를 하여서는 아니 된다.

1. 부당한 공동행위

2. 차별적 취급 및 부당한 지원

3. 기타 부당한 고객유인 등

제12.4.4.2조(부적절한 시장참여 행위 금지) ① 수요관리사업자는 수요자원거래시장  참여시 비정상적인 수요반응에 의한 시장참여 행위를 하여서는 아니된다.

제12.4.4.3조(제재 조치) ① 전력거래소는 제12.4.4.1조 및 제 12.4.4.2조에 의한 수요반응자원의 공정거래 의무 위반 시 건전한 시장질서 확립을 위해 해당 수요반응자원의 전력거래를 제한할 수 있다.

제12.5.1.4조(정산용 사용전력량 데이터의 취득 및 처리) ① 전력거래소는 판매사업자 및 구역전기사업자로부터 제12.5.1.3조에서 규정한 정산용 사용전력량 데이터를 전송받아 수요반응자원 전력거래시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지 관리하여야 한다.

② <삭 제>

③ 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 정산용 사용전력량 데이터를 수집하지 못할 경우에는 수요관리사업자가 설치한 사용전력량 감시기기로부터 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 정산용 사용전력량 데이터를 작성한다.

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 현행과 동일

② 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량은 제12.5.2.1조 규정에 따라 산정한 거래시간별 고객기준부하에, 거래시간별 부하감축시간(전력거래소가 부하감축을 지시한 시간)에 대한 보정계수를 곱한 값에서, 거래시간별 부하감축시간동안 사용한 전력량을 차감하여 산출한다.

거래시간별 부하감축시간에 대한 보정계수 = 거래시간대별 부하감축 지시 시간(분단위로 60, 45, 30, 15 중 하나의 수)/60

제12.6.4.2조(초기정산) ① 전력거래소는 거래일로부터 25일째 되는 날 14시까지 초기정산을 위하여 필요한 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객들의 거래일의 시간대별 정산용 사용전력량 데이터를 수집해야 한다.

부 칙 (2016. OO. OO)

제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.

ㅇ수급상황 급변시 발전자원과 수요반응자원의 적정한 활용으로 계통 안정성 증대와 수요자원에 대한 상시 신뢰성 검증

ㅇ수요반응자원의 종류에 대한 용어의 정의 추가

ㅇ수요관리사업자의 전력거래 등록 관련 요구서류 명확화

ㅇ수요반응자원의 종류별 의무감축용량 표시

ㅇ중복참여 할 수
없는 부하관리제도  범위 확대

ㅇ계량데이터의 보안이 확보된  원격검침이 가능한 전기사용자만 시장참여가 가능하도록 자격조건 강화

ㅇ중소형DR은
수요패턴 변동 정도가 작아
전기소비형태
검증 불필요

ㅇ 관련 법령에 의하여 비상발전기를 감축수단으로 활용하여 가격결정발전계획 참여 시 증빙서류 제출 요구

ㅇ 허위서류

제출에 대한

페널티 조항

신설

ㅇ 등록시험 전 급전지시 필요가 없으므로  불필요한 항목 삭제

ㅇ수요반응자원의 감축시험을 복합발전기 수준으로 강화하여 신뢰도 제고

ㅇ기본정산금  규칙개정에 따른 공개시기 변경

ㅇ 관련 법령에 의하여 비상발전기를 감축수단으로 활용하여 가격결정발전계획 참여 시 증빙서류 제출 요구

ㅇ수요반응자원 평가 시 신뢰성이 높은 정산용 데이터 사용

ㅇ중소형DR은 냉난방을 주로 사용하므로 1일 2회(1회 발령에 1시간 감축) 연속되지 않은 시간에 발령 가능

ㅇ수요반응자원 평가 시 신뢰성이 높은 정산용 데이터 사용하며 전력거래 제한조치 강화

ㅇ정산용 계량데이터의 신뢰도 제고를 위해 판매사업자와 구역전기사업자로부터 직접 데이터 취득

ㅇ이해가 쉽도록 문구 수정

ㅇ수요반응참여고객 전기소비형태 검증 개정 조항은 수요관리사업자 및 참여고객의 준비시간을 고려하여 ‘17년부터 적용

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 26] 수요관리사업자에 대한 정산 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 DRPi,t = {Min(DRi,t , RSOi,t×1.2) × (1-XRSOFi,t) + DRi,t × XRSOFi,t} × MGPt × DFi,t × 1000 DRi,t = [eqn: sum _{i,c=1} ^{}](DCLRc,t) ÷ 1000 DCLRi,c,t = DCBLi,c,t - MEi,c,t MGPi,t = (QPCi × MGOi,t2 + LPCi × MGOi,t + NLPCi,t)/MGOi,t MGPt = Max(MGPi…,t) 여기서, MGPt : 수요반응자원에게 실시간 급전지시가 발령된 거래시간별 운전된 중앙급전발전기 중(제주지역의 발전기, 최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 가장 높은 발전단가로 발전기별 거래시간별 발전량을 기준으로 산출한다.	[별표 26] 수요관리사업자에 대한 정산 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 DRPi,t = {Min(DRi,t , RSOi,t×1.2) × (1-XRSOFi,t) + DRi,t × XRSOFi,t} × SMPt × DFi,t × 1000 DRi,t = [eqn: sum _{i,c=1} ^{}](DCLRc,t) ÷ 1000 DCLRi,c,t = DCBLi,c,t - MEi,c,t MGPi,t = (QPCi × MGOi,t2 + LPCi × MGOi,t + NLPCi,t)/MGOi,t MGPt = Max(GPi…,t) 여기서, MGPt : 수요반응자원에게 실시간 급전지시가 발령된 거래시간별 운전된 중앙급전발전기 중(제주지역의 발전기, 최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기, 계통제약 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 가장 높은 발전단가로 발전기별 거래시간별 발전량을 기준으로 산출한다.	ㅇ수요반응자원의 발전기대비 경제성 확보 및 안건설명회 의견 반영 ㅇ 수식 변경에 따라 MGPt 산출기준 삭제
[별표 29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준 3.1 검증대상일은 수요반응참여고객 등록일로부터 20일전부터 평일 45일이다. 3.1.1 ~ 3.2 생략 3.3 수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식 및 등록일 기준 20일전에서부터 80일까지의 평일에 대한 24시간 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다. 3.4 생략 3.5 <신 설> 3.5 전력거래소는 고객기준부하 산정을 위한 옵션은 적용하지 아니한다. 4.0 절차 4.1 전력거래소는 신규 등록 및 수요관리사업자를 변경하고자 하는 수요반응참여고객에 대해서 전기소비형태를 검증하여야 한다. 4.2 <신 설> 4.2 수요관리사업자는 수요반응참여고객 등록 신청 시 수요반응참여고객별 사용전력량 데이터를 전력거래소가 정한 서식 형식에 따라 파일을 작성하여 수요반응 전력거래시스템에 해당 파일을 제출해야한다. 4.3 전력거래소는 수요관리사업자가 제출한 파일을 활용하여 전기소비형태를 검증하고 그 결과를 수요관리사업자에게 통지한다.	[별표 29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준 3.1 검증대상일은 수요반응참여고객 등록일로부터 20일전부터 평일 45일이며, 최대검증대상일은 등록일로부터 20일전부터 평일 75일까지이다. 3.1.1 ~ 3.2 현행과 동일 3.3 수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식을 선택하여야 하며, 등록일 기준 20일전에서부터 평일 110일의 24시간 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다. 3.4 현행과 동일 3.5 검증대상일에 발전계획 또는 실시간 급전지시에 의한 감축일이 포함될 경우 해당일은 검증대상일에서 제외하며, 제외일수 만큼 검증대상일의 과거로 거슬러 가며, 최대검증대상일 한도 내에서 등록일로부터 최근 일을 검증대상일에 추가한다. 제외일수가 많아 최대검증대상일 한도 내의 검증대상일이 45일이 안 될 경우 제외된 날 중 등록일로부터 최근일을 검증일에 포함시킨다. 3.6 전력거래소는 고객기준부하 산정을 위한 옵션은 적용하지 아니한다. 4.0 절차 4.1 전력거래소는 신규 등록 및 수요관리사업자를 변경하고자 하는 수요반응참여고객에 대해서 전기소비형태를 검증하여야 한다. 4.2 전력거래소는 수요반응 참여고객별로 마지막 검증년도부터 매 2년 마다 초기등록기간에 전기소비형태를 검증하여야 한다. 4.3 수요관리사업자는 수요반응참여고객 등록 신청 시 수요반응참여고객별 사용전력량 데이터를 전력거래소가 정한 서식 형식에 따라 파일을 작성하여 수요반응 전력거래시스템에 해당 파일을 제출해야한다. 4.4 전력거래소는 수요관리사업자가 제출한 파일을 활용하여 전기소비형태를 검증하고 그 결과를 수요관리사업자에게 통지한다.	ㅇ수요반응참여고객의 전기소비형태 검증을 매년 시행하기 위해 전기소비형태 검증 시 수요감축일을 검증 대상일에서 제외하기 위한 규정 ㅇ수요반응참여고객의 전기소비형태 검증을 2년마다 시행하여 수요반응자원의 신뢰성 강화 ㅇ번호 변경

현  행

개  정(안)

[별지 제101호서식]

□ 신규 □ 변경		수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
지 역 구 분	□ 수도권 □ 비수도권
의무감축용량 (kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제101호서식]

□ 신규 □ 변경		수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
지 역 구 분	□ 수도권 □ 비수도권
수요반응자원 종류	□ 표준DR □ 중소형DR
의무감축용량 (kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

현  행

개  정(안)

[별지 제105호서식]

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년 ○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌에 입금하여 주시기 바랍니다.

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2. 실적정산금 21 계획감축량정산금 과세분 비과세분 22 급전감축량정산금 과세분 비과세분 23 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 과세분 비과세분 42 기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

[별지 제105호서식]

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 통보하오니 ○○○○년 ○○월 ○○일까지 전력거래소에 청구하여 주시기 바랍니다.

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2. 실적정산금 21 계획감축량정산금 과세분 비과세분 22 급전감축량정산금 과세분 비과세분 23 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 과세분 비과세분 42 기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

현 행	개 정(안)
[별지 제106호서식] [신설 2014.11.3.] 수요관리사업 참여를 위한 개인정보 제공 동의서 본인은 전력거래소가 운영하는 전력시장에 수요반응참여고객으로 참여하기 위하여 개인정보의 제공에 다음과 같이 동의합니다. 1. 개인정보를 제공 받는 자 한국전력거래소, 수요관리사업자 _____________ 2. 개인정보 이용 목적 한국전력거래소가 운영하는 전력시장에서 감축량 모니터링, 정산금 산정, 수요패턴 분석, 수요감축 계약용량 산정, 고객기준부하 산정 등 전력수요관리를 위한 업무 3. 제공하는 개인정보의 항목 판매사업자 및 구역전기사업자가 설치한 전기요금 과금용 전력량계에서 취득한 15분 단위 전력사용량 데이터, 고객번호, 계기번호, 고객명(상호) 4. 제공하는 사용전력량 데이터 범위 전력거래소와 수요관리사업자에게 제공하는 데이터의 범위는 고객이 선택할 수 있으며, 데이터의 제공 범위에 따라 수요관리사업자의 서비스에 제한이 있을 수 있습니다. ○ 일별 24시간 사용전력량 데이터 □ ○ 일별 05시~20시 사용전력량 데이터 □ 4. 개인정보 보유기간 및 이용기간 ○ 실시간 사용전력량 모니터링 데이터 : 2년 ○ 정산용 사용전력량 데이터 : 3년 5. 개인정보 제공 거부 시 불이익 고객은 개인정보 제공을 거부할 수 있으며, 개인정보 제공을 거부할 경우 수요반응참여고객으로 전력시장에 참여할 수 없습니다. 개인정보동의서의 내용을 숙지하였으며, 이 동의서에 따라 개인정보를 제공하는 것에 대하여 동의합니다. 년 월 일 법인명(단체명) 신청인(대표자) (인)	[별지 제106호서식] 수요관리사업 참여를 위한 정보 제공 동의서 본인은 전력거래소가 운영하는 전력시장에 수요반응참여고객으로 참여하기 위하여 요구되는 정보의 제공에 다음과 같이 동의합니다. 1. 정보를 제공 받는 자 한국전력거래소, 수요관리사업자 _____________ 2. 정보 이용 목적 한국전력거래소가 운영하는 전력시장에서 감축량 모니터링, 정산금 산정, 수요패턴 분석, 수요감축 계약용량 산정, 고객기준부하 산정 등 전력수요관리를 위한 업무 3. 제공하는 정보의 항목 판매사업자 또는 구역전기사업자가 설치한 전기요금 과금용 전력량계에서 취득한 15분 단위 전력사용량 데이터, 고객번호, 계기번호, 고객명(상호) 4. 제공하는 사용전력량 데이터 범위 전력거래소와 수요관리사업자에게 제공하는 데이터의 범위는 고객이 선택할 수 있으며, 데이터의 제공 범위에 따라 수요관리사업자의 서비스에 제한이 있을 수 있습니다. ○ 일별 24시간 사용전력량 데이터 □ ○ 일별 05시~20시 사용전력량 데이터 □ 4. 정보 보유기간 및 이용기간 ○ 실시간 사용전력량 모니터링 데이터 : 2년 ○ 정산용 사용전력량 데이터 : 3년 5. 정보제공 거부 시 불이익 고객은 정보 제공을 거부할 수 있으며, 정보 제공을 거부할 경우 수요반응참여 고객으로 전력시장에 참여할 수 없습니다. 정보 제공 동의서의 내용을 숙지하였으며, 이 동의서에 따라 정보를 제공하는 것에 대하여 동의합니다. 년 월 일 법인명(단체명) 신청인(대표자) (인)

□ 상업운전 개시 신고시 비용자료 확인규정 신설(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제14.4조(상업운전개시 신고) 시운전발전기를 보유한 발전사업자가 상업운전을 개시하고자 하는 경우에는 상업운전개시 3일 전까지 전력거래소에 별지 제81호서식의 상업운전개시신고서를 제출한 후 법 제63조에 따른 사용전검사에 합격한 증빙서를 제출하여야 한다. <신 설>	제14.4조(상업운전개시 신고) ①시운전발전기를 보유한 발전사업자가 상업운전을 개시하고자 하는 경우에는 상업운전개시 3일 전까지 전력거래소에 별지 제81호서식의 상업운전개시신고서를 제출한 후 법 제63조에 따른 사용전검사에 합격한 증빙서를 제출하여야 한다. ②제2.1.1.5조 제1항에 따라 제출한 자료를 변경하고자 하는 경우에는 상업운전 개시 전에 비용평가위원회 심의를 거쳐야 한다. 부 칙 (2016. OO. OO) 제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.	․기술적특성 변경 결과 확인절차 신설 ․적용대상 기준 명확화

□ 실시간 급전계획 수립방법 변경(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제5장 전력계통 운영 제2절 실시간급전계획 제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) <본조제목 변경 및 개정 2014.10.2.> ① 전력거래소는 계통운영시스템을 통해 실시간 급전계획을 수립해야 하며, 이를 위해 계통운영시스템의 다음 기능을 사용하여 발전기의 유효전력을 지시할 수 있다. [신설 2014.10.2.] ~중략~ 4. 기타 필요 상황 발생시 ③ 안전도제약경제급전 기능은 경제급전 기능에서 고려할 수 있는 제약과 상정고장 제약을 제외한 송전선로 제약 등을 고려하여 발전기 유효출력을 결정하는 기능을 말한다. [신설 2014.10.2.] <신 설>	제5장 전력계통 운영 제2절 실시간급전계획 제5.2.1조(실시간 급전계획 수립) <본조제목 변경 및 개정 2014.10.2.> ① 전력거래소는 계통운영시스템을 통해 실시간 급전계획을 수립해야 하며, 이를 위해 계통운영시스템의 다음 기능을 사용하여 발전기의 유효전력을 지시할 수 있다. [신설 2014.10.2.] ~중략~ 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.] 부 칙 (2016. OO. OO) 제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.	실시간 급전계획 수립 방법 변경(상정고장 제약을 안전도제약급전에 반영)

□ 주간 시운전 발전계획 제출시기 통일(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제14장 보칙 제14.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 전력거래소에 주간, 일간 시운전발전계획을 다음의 일정 및 시각에 맞도록 별표 4에 따라 제출하여야 한다. 1. 최초 계통연결계획 : 계통연결 2개월 전까지 2. 월간 시운전발전계획 : 거래월의 전월 20일까지 3. 주간 시운전발전계획 : 거래주의 전주 목요일 16시까지 4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 10시까지 ② ~ ⑫ (생략) <신 설>	제14장 보칙 제14.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 전력거래소에 주간, 일간 시운전발전계획을 다음의 일정 및 시각에 맞도록 별표 4에 따라 제출하여야 한다. 1. 최초 계통연결계획 : 계통연결 2개월 전까지 2. 월간 시운전발전계획 : 거래월의 전월 20일까지 3. 주간 시운전발전계획 : 거래주의 전주 수요일까지 4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 10시까지 ② ~ ⑫ (동일) 부 칙 (2016. OO. OO) 제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.	․ 주간 시운전 발전계획 제출시기 통일

□ 양수발전기 입찰기준 신설(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
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. (중략) ③ 양수발전기를 보유한 발전사업자는 발전계획신고기간 내의 각 거래시간을 기준으로 상부저수지의 최대저수용량을 초과하지 않는 범위 내에서 발전입찰내용을 감안하여 각 발전소의 양수계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 이러한 경우, 양수계획시간대의 당해 발전기의 발전계획량은 "0"으로 한다. <신 설>	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. (중략) 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. 부 칙 (2016. OO. OO) 제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.	․ 발전입찰량과 양수입찰량 연계문구 신설 (세부 연계방안은 별표 4. 입찰운영 절차에서 규정)
[별표 2] 정산 기준 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 다. 양수발전기 ① 발전입찰량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산 거래일의 총 발전입찰량 이내에서 실제 발전한 전력량은 거래일 최고 MP로 정산한다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} =MAX(MP _{i,1 CDOTS 24} ) & rm TIMES Min( sum _{t} ^{} EGW _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} REGW _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} MGO _{i,t} ) TIMES 1,000] 여기서, [eqn: rm sum _{t} ^{} EGW _{i,t} =0] 인 경우는 SEPi = 0 MPi,t : {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수 IMF : 송전손실완화계수(Impact Mitigation Factor) ② 실제 계량된 발전량이 발전입찰량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의 총 발전입찰량을 초과하여 발전하는 경우, 초과 발전한 전력량은 양수발전변동비와 입찰시간대 가중평균MP 중 큰 값으로 정산한다. 즉, [eqn: rm sum _{t} ^{} MGO _{i,t} ~~ <= ~~Min( sum _{t} ^{} EGW _{i,t} ,````` sum _{t} ^{} REGW _{i,t} )]이면, CONi = 0, 그렇지 않으면, [eqn: rm CON _{i} =Max LEFT { XESO _{i} -PV _{i} ,0 RIGHT } TIMES rm Max LEFT { VCGPS _{i} ,` {sum _{t} ^{} (EGW _{i,t} TIMES MP _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} EGW _{i,t}} RIGHT } ` TIMES 1,000] 여기서, [eqn: rm XESO _{i} = & Min( sum _{t} ^{} MGO _{i,t} , sum _{t} ^{} REGW _{i,t} +XSO _{i} ) rm -Min( sum _{t} ^{} EGW _{i,t} , sum _{t} ^{} REGW _{i,t} )] [eqn: rm PV _{i} =Max LEFT { ( sum _{t} ^{} REGW _{i,t} - sum _{t} ^{} EGW _{i,t} ),```0 RIGHT }] 단, [eqn: rm sum _{t} ^{} EGW _{i,t} =`0] 이면, [eqn: rm {sum _{t} ^{} (EGW _{i,t} ` TIMES `MP _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} EGW _{i,t}} `=`0] PVi : 발전사업자가 제출한 변경 발전입찰량이 마감시간 이전에 제출한 발전입찰량을 초과할 경우, 초과 전력량(MWh) MPi,t : {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수 IMF : 송전손실완화계수(Impact Mitigation Factor) VCGPSi : 거래일 발전기별 양수발전 변동비(VCPPSi /ηa) <개정 2012.5.31> VCPPSi : 거래일 발전기별 양수동력 변동비 3. 양수발전기의 양수동력 정산 나. 실제 계량된 양수전력량이 양수계획량을 초과하는 경우 초과 양수한 전력량에 대한 비용정산 계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수한 경우, 초과 양수한 전력량은 거래일의 발전시간대 최저MP로 정산한다. 즉, [eqn: rm sum _{t} ^{} MPE _{i,t} ~~ <= ~~ sum _{t} ^{} RPO _{i}] 이면. CONPEi = 0 그렇지 않으면, [eqn: rm CONPE _{i} = & Min(MP _{i,9...24} ) TIMES XPE _{i} TIMES eta _{a} TIMES 1,000# & rm + LEFT [ eqalign{Max LEFT { sum _{t} ^{} MPE _{i,t} -( sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} ),````0 RIGHT }# +Max LEFT { Min LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} MPE _{i,t} RIGHT ) - sum _{t} ^{} RPO _{i,t} ,```0 RIGHT }} RIGHT ]# & ~~ rm TIMES Max(MP _{i,1...24} ) TIMES 1,000] 여기서, [eqn: rm XPE _{i} =Max LEFT { Min LEFT ( sum _{t} ^{} MPE _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} RIGHT ) rm -Max LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} RIGHT ) ,0 RIGHT }] CONPEi : 전력거래소 지시로 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수한 전력량에 대한 정산금 XPEi : 전력거래소 지시로 실제 추가 양수한 전력량 XPESOi : 전력거래소가 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수하도록 지시한 초과 양수전력량 POi,t : 발전사업자가 마감시간 이전에 제출한 시간대별 양수입찰량 RPOi,t : 발전사업자가 마감시간 이후에 변경 제출한 시간대별 양수입찰량 MPEi,t : 양수발전기 계량설비에서 취득한 양수동력으로 사용된 전력량 MPi,t : {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수 IMF : 송전손실완화계수(Impact Mitigation Factor)	[별표 2] 정산 기준 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 다. 양수발전기 ① 발전입찰량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산 거래일의 총 발전입찰량 이내에서 실제 발전한 전력량은 발전사업자가 제출한 발전계획시간대의 가중평균 MP로 정산한다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} = {sum _{t} ^{} (EGW _{i,t} TIMES MP _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} EGW _{i,t}} rm TIMES Min( sum _{t} ^{} EGW _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} REGW _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} MGO _{i,t} ) TIMES 1,000] 여기서, [eqn: rm sum _{t} ^{} EGW _{i,t} =0] 인 경우는 SEPi = 0 MPi,t : {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수 IMF : 송전손실완화계수(Impact Mitigation Factor) ② 실제 계량된 발전량이 발전입찰량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의 총 발전입찰량을 초과하여 발전하는 경우, 초과 발전한 전력량은 거래일의 최고MP로 정산한다. 즉, [eqn: rm sum _{t} ^{} MGO _{i,t} ~~ <= ~~Min( sum _{t} ^{} EGW _{i,t} ,````` sum _{t} ^{} REGW _{i,t} )]이면, CONi = 0, 그렇지 않으면, [eqn: rm CON _{i} =Max LEFT { XESO _{i} -PV _{i} ,0 RIGHT } TIMES rm Max(MP _{i,1} ....24)` TIMES 1,000] 여기서, [eqn: rm XESO _{i} = & Min( sum _{t} ^{} MGO _{i,t} , sum _{t} ^{} REGW _{i,t} +XSO _{i} ) rm -Min( sum _{t} ^{} EGW _{i,t} , sum _{t} ^{} REGW _{i,t} )] [eqn: rm PV _{i} =Max LEFT { ( sum _{t} ^{} REGW _{i,t} - sum _{t} ^{} EGW _{i,t} ),```0 RIGHT }] 단, [eqn: rm sum _{t} ^{} EGW _{i,t} =`0] 이면, [eqn: rm {sum _{t} ^{} (EGW _{i,t} ` TIMES `MP _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} EGW _{i,t}} `=`0] PVi : 발전사업자가 제출한 변경 발전입찰량이 마감시간 이전에 제출한 발전입찰량을 초과할 경우, 초과 전력량(MWh) MPi,t : {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수 IMF : 송전손실완화계수(Impact Mitigation Factor) VCGPSi : 거래일 발전기별 양수발전 변동비(VCPPSi /ηa) <개정 2012.5.31> VCPPSi : 거래일 발전기별 양수동력 변동비 3. 양수발전기의 양수동력 정산 나. 실제 계량된 양수전력량이 양수계획량을 초과하는 경우 초과 양수한 전력량에 대한 비용정산 계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수한 경우, 초과 양수한 전력량은 거래일의 발전시간대 평균MP로 정산한다. 즉, [eqn: rm sum _{t} ^{} MPE _{i,t} ~~ <= ~~ sum _{t} ^{} RPO _{i}] 이면. CONPEi = 0 그렇지 않으면, [eqn: rm CONPE _{i} = & ( {sum _{t=9} ^{24} (MP _{i,t} )} over {16} ) TIMES XPE _{i} TIMES eta _{a} TIMES 1,000# & rm + LEFT [ eqalign{Max LEFT { sum _{t} ^{} MPE _{i,t} -( sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} ),````0 RIGHT }# +Max LEFT { Min LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} MPE _{i,t} RIGHT ) - sum _{t} ^{} RPO _{i,t} ,```0 RIGHT }} RIGHT ]# & ~~ rm TIMES Max(MP _{i,1...24} ) TIMES 1,000] 여기서, [eqn: rm XPE _{i} =Max LEFT { Min LEFT ( sum _{t} ^{} MPE _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} RIGHT ) rm -Max LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} RIGHT ) ,0 RIGHT }] CONPEi : 전력거래소 지시로 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수한 전력량에 대한 정산금 XPEi : 전력거래소 지시로 실제 추가 양수한 전력량 XPESOi : 전력거래소가 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수하도록 지시한 초과 양수전력량 POi,t : 발전사업자가 마감시간 이전에 제출한 시간대별 양수입찰량 RPOi,t : 발전사업자가 마감시간 이후에 변경 제출한 시간대별 양수입찰량 MPEi,t : 양수발전기 계량설비에서 취득한 양수동력으로 사용된 전력량 MPi,t : {Max(Min(SMPt, PC), SPi,t)} × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} 단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × {1 - (1 – TLFi,t) × IMF} TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수 IMF : 송전손실완화계수(Impact Mitigation Factor)	․ 최고MP → 가중평균MP 변경 ․ Min(변동비, 가중평균MP) → 거래일 최고 MP 변경 ․ 발전시간대 최저MP → 발전시간대 평균MP 변경
[별표 4] 입찰 운영 절차 6.3.3 양수계획입찰 6.3.3.1 전력시장에서 전력의 거래를 원하는 회원 중 양수발전기를 소유하고 있는 회원은 거래일 24시간에 대하여 양수발전기의 양수계획서(모사전송 입찰시는 별지 제32호서식)를 마감시간까지 전력거래소에 제출하여야 한다. (중략) 6.3.3.4 양수발전기의 양수계획서 제출시 양수계획시간대의 당해 발전기의 공급가능용량은 “0”으로 한다. 6.3.3.5 <신설>	[별표 4] 입찰 운영 절차 6.3.3 양수계획입찰 6.3.3.1 전력시장에서 전력의 거래를 원하는 회원 중 양수발전기를 소유하고 있는 회원은 거래일 24시간에 대하여 양수발전기의 양수계획서(모사전송 입찰시는 별지 제32호서식)를 마감시간까지 전력거래소에 제출하여야 한다. (중략) 6.3.3.4 양수발전기의 양수계획서 제출시 양수계획시간대의 당해 발전기의 공급가능용량은 “0”으로 한다. 6.3.3.5 양수발전기의 발전입찰량과 양수입찰량은 상호 연계하여 제출하여야 한다. 연간 허용편차율을 10% 이내로 유지하여야 하며, 양수발전기별 허용편차율은 연간 기준으로 아래 산식에 따라 산정한다. ․ 양수발전기별 허용편차율 산식 : | (발전입찰량 – 펌핑입찰량×ηi) ÷ 발전입찰량 |	․ 발전입찰 및 펌핑입찰 연계규정 마련

□ 수력발전기 가격결정발전계획 반영기준 개선(안)

현  행

개  정 (안)

개 정 사 유

(별표 6) 가격결정발전계획 수립 절차

6.3.1.1 가격결정발전계획 수립시 발전기의 시간대별 발전력 배분은 발전기의 시간대별 공급가능용량(Ai,t)과 시간대별 연료량(OFCAi,t)을 고려하여야 한다. 다만, 양수발전기의 경우에는 시간대별 연료량(OFCAi,t)과 시간대별 양수계획량(POi,t)을 각각 합산하여 총 연료량과 총 양수계획량 내에서 전체 발전비용이 최소화되도록 시간대별 발전량과 양수동력량을 거래일 각 거래시간에 배분하되 양수동력량은 총 양수계획량에서 아래표의 연도별 반영률을 고려한다.

연 도	시행년도	2차년도	3차년도 이후
반영률	50%	75%	100%

6.3.1.2 <신설>

6.3.1.3 <신설>

<신 설>

(별표 6) 가격결정발전계획 수립 절차

6.3.1.1 가격결정발전계획 수립 시 발전기(수력발전기 및 양수발전기 제외)의 시간대별 발전력 배분은 발전기의 시간대별 공급가능용량(Ai,t)과 시간대별 연료량(OFCAi,t)을 고려하여야 한다.

6.3.1.2 양수발전기는 시간대별 연료량(OFCAi,t)과 시간대별 양수계획량(POi,t)을 각각 합산하여 총 연료량과 총 양수계획량 내에서 전체 발전비용이 최소화되도록 시간대별 발전량과 양수동력량을 거래일 각 거래시간에 배분하되, 양수동력량은 총 양수계획량에서 아래표의 연도별 반영률을 고려한다.

연 도	시행년도	2차년도	3차년도 이후
반영률	50%	75%	100%

6.3.1.3 수력발전기는 시간대별 제약량을 만족하는 시간대별 연료량(OFCAi,t)을 합산한 총 연료량 내에서 전체 발전비용이 최소화되도록 시간대별 발전량을 거래일 각 거래시간에 배분한다.

부 칙 (2016. OO. OO)

제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.

· 6.3.1.1 중 양수발전기 부분을  6.3.1.3으로 신설

· 가격결정시, 수력발전기도 최적화 배분

□ 열공급발전기 기동비 정산기준 변경(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 12.기타정산 가~아(이하생략) 자. 열공급을 위해 발전기가 기동하는 경우 기동비 일부 지급 발전기가 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 기동 하는 경우 기동비(HASUAP: Heat Additional SUAP)를 추가 정산한다. HASUAPi = SUCi × 1/(1+HRi) × NHSUAi 여기서, SUCi : 발전기별 기동비용 HRi : 열공급발전기의 열과 전기 생산비율(열전비) NHSUAi : 거래일에 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 발전기가 실제 기동하는 횟수 NHSUAi =[eqn: rm sum _{t} ^{} HSUA _{i,t}] 거래기간동안 MGOi,t-1 = 0 이며, MGOi,t >0 이고, PSEi,t = 0 이고, MEGWi,t > MGi, 입찰시 제약코드 = ‘1 또는 ‘7’ 인 경우, HSUAi,t = 1, 그렇지 않으면 = 0 <신 설>	[별표2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산 12.기타정산 가~아(이하생략) 자. 열공급을 위해 발전기가 기동하는 경우 기동비 일부 지급 발전기가 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 기동 하는 경우 기동비(HASUAP: Heat Additional SUAP)를 추가 정산한다. HASUAPi = SUCi × 1/(1+HRi) × NHSUAi 여기서, SUCi : 발전기별 기동비용 HRi : 열공급발전기의 열과 전기 생산비율(열전비) NHSUAi : 거래일에 1번 또는 7번 제약사유로 입찰하여 발전기가 실제 기동하는 횟수 NHSUAi =[eqn: rm sum _{t} ^{} HSUA _{i,t}] 거래기간동안 MGOi,t-1 = 0 이며, MGOi,t >0 이고, PSEi,t = 0 이고, MEGWi,t > MGi, 입찰시 제약코드 = ‘1 또는 ‘7’ 인 경우, HSUAi,t = 1, 그렇지 않으면 = 0 부 칙 (2016. OO. OO) 제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.	․ 열공급 발전기 열제약 운전시 기동비일부 지급규정 보완 - MEGWi,t > MGi 삭제

□ 화석연료사용률 등을 반영한 지역자원시설세 정산을 위한 규칙개정(안)

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

[별표1] 기호 및 변수의 정의

(신 설)

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

12. 기타 정산

차. 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산

지방세법에 따라 부과하는 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산금은 전력거래량에 소내전력률 및 지역자원시설세율을 반영하여 다음과 같이 정산한다.

[eqn: LPT _{i,t} `=`MGO _{i,t} `÷`(1-APR _{i} ) TIMES `LPTR`]

[eqn: TIMES 1,000 TIMES 0.5 TIMES LPTF _{i}]

여기서,

LPTi,t : 화력발전 i의 t시간 지역자원시설세 정산금

[eqn: APR _{i}]: 화력발전기 i의 소내전력률로서, 중앙급전발전기는 용량가격계수 산정시 사용한 값을 적용하며, 비중앙급전발전기는 중앙급전발전기의 산술평균값을 적용

<신설>

LPTR : 화력발전 지역자원시설세율 (원/kWh)

[eqn: LPTF _{i}] : 화력발전기 i의 지역자원시설세 정산 플래그(1 또는 0)

부칙 (2016. 5. 12)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(화력발전 지역자원시설세 정산기준 신설안 적용에 대한 경과조치)  제4.2.1.1조 제11호 및 별표2의 개정규정 중 화력발전기의 지역자원시설세 정산 부분은 공고한날부터 4개월이 넘지 아니하는 범위에서 발전기별 납부실적을 제출(최초1회)받아 정산플래그를([eqn: LPTF _{i}])를 결정한 후 익월 1일부터 시행한다. 단, 공고일 기준 4개월 이내에 납부실적을 제출(최초 1회)한 발전기의 경우에는 결정된 정산플래그([eqn: LPTF _{i}])를 4월 1일 거래일부터 소급 적용하여 정산하며, 공고일 기준 4개월 이후에 납부실적을 제출한 발전기의 경우에는 제출일 기준 익월 1일부터 적용하여 정산한다.

<신설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약 어	기호 및 변수명	단위	내 용
LPTFRi	지역자원시설세 화석연료사용률 (Fuel Ratio for Local Plant Tax)	%	지역자원시설세 납부 발전기의 화석연료사용률

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

12. 기타 정산

차. 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산

지방세법에 따라 부과하는 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산금은 전력거래량에 소내전력률, 화석연료사용률 및 지역자원시설세율을 반영하여 다음과 같이 정산한다. 단, 규칙 제13.1.1조 및 별표30에 따른 정부승인차액계약 체결 발전기는 계약기간에 대해서는 지역자원시설세를 정산하지 않는다.

[eqn: LPT _{i,t} `=`MGO _{i,t} `÷`(1-APR _{i} ) TIMES LPTFR _{i} TIMES `LPTR`]

[eqn: TIMES 1,000 TIMES 0.5 TIMES LPTF _{i}]

여기서,

LPTi,t : 화력발전 i의 t시간 지역자원시설세 정산금

[eqn: APR _{i}]: 화력발전기 i의 소내전력률로서, 중앙급전발전기는 용량가격계수 산정시 적용하는 최근 3년간 소내전력률 값 중 최근 1년 값을 적용하며, 비중앙급전발전기는 중앙급전발전기의 산술평균값을 적용한다. 단, 전력거래량을 기준으로 지역자원시설세를 납부하는 발전기는 소내전력률을 0으로 적용한다.

[eqn: LPTFR _{i}]: 화력발전기 사용연료 중 화석연료 사용비율로써, 매년말 전년도 7월부터 당해연도 6월까지의 발전기별 REC 발급실적 및 계량전력량을 이용하여 아래 산식에 따라 산정한 1년 평균값을 차기년도 1월부터 12월까지 적용한다. 단, 신규 발전기 준공 등으로 과거 화석연료사용률 실적을 산정할 수 없는 발전기는 유사발전기의 화석연료사용률 평균값 적용을 원칙으로 하되, 최근 REC 발급실적을 제출하는 경우는 동 실적을 바탕으로 산정한 평균값을 적용할 수 있다.

[eqn: LPTFR _{i} `=`[계량전력량 _{i} `-`(REC``발급량 _{i} `÷``REC`가중치 _{i} )]]

[eqn: ÷`계량전력량 _{i}]

LPTR : 화력발전 지역자원시설세율 (원/kWh)

[eqn: LPTF _{i}] : 화력발전기 i의 지역자원시설세 정산 플래그(1 또는 0)

부 칙 (2016. OO. OO)

제1조(시행일) 이 규칙은 2017년 1월 1일부터 시행한다.

제2조(화석연료사용률 등을 반영한 지역자원시설세 정산을 위한 규칙개정에 따른 경과조치) ①부칙 (2016. 5. 12.) 제5조(화력발전 지역자원시설세 정산기준 신설안 적용에 대한 경과조치)에도 불구하고, 화석연료사용률 등을 반영한 제4.2.1.1조 제11호 및 별표2에 따른 화력발전기 지역자원시설세 정산은 다음 각호에 따라 시행한다.

1. 지역자원시설세를 납부한 발전기를 보유한 전기사업자는 한국전력거래소에 납부실적을 제출하여야 한다. 한국전력거래소는 납부실적을 제출받아 익월 1일 거래일부터 지역자원시설세 정산플래그(LPTFi)를 변경하여 정산을 시행한다.

2. 제1호에도 불구하고 규칙 공고 이전 납부실적을 제출한 전기사업자에 대해서는 제출된 납부실적을 확인하여 2016. 4. 1.일 거래일부터 소급하여 정산한다. 다만 2016. 4월 이후 과세기간에 대한 납부실적을 확인한 경우에는 확인된 과세기간이 속한 달부터 소급하여 정산한다.

3. 규칙 공고 후 행정자치부의 지방세법 유권해석에 따라 지역자원시설세를 추가로 납부한 경우에는 납부실적 제출 이후 정산을 시행하되, 소급적용에 관한 사항은 제2호에 따른다. 다만, 행정자치부의 지방세법 유권해석에 따른 정산은 2017. 12. 31.로 한정하여 시행한다.

․ 지역자원시설세 납부 발전기의 화석연료사용률 용어 신설

․ 지역자원시설세 정산에 화석연료사용률 반영

․ 차액계약 체결 발전기는 정산 대상에서 제외

․ 지방세법에 따라 집단/구역전기/자가용 등 전력거래량 기준으로 지역자원시설세를 납부하는 발전기는 소내전력률 0 적용

․ 혼소율 산정 및   적용기준

□ 과세기준 유권해석에 따라 추가 납부발전기 소급기준일 규정 마련

□ 과세기준 유권해석 변경 등에 따른 정산 유예 및 재정산 규정 마련