전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	제주 비중앙급전발전기 가격결정발전계획 반영방법 개정(안)	19-6차 (2019. 12. 20)
2	복합발전기 입찰기준 및 가격결정발전계획반영방법 개정(안)	상동
3	발전기 정비관리시스템을 이용한 정지계획 제출에 관한 규칙개정(안)	상동
4	발전기정비관리시스템과 연계한 공급가능용량 입찰기준 신설(안)	상동
5	비중앙발전기 전력계통 접속정보 등록에 관한 규칙개정(안)	상동
6	수요반응자원 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)	상동
7	“기술평가위원회” 설치에 관한 규칙개정(안)	상동
8	온실가스 배출권 구매비용의 열량단가 반영(안)	상동

Ⅱ. 개정 내용

□ 제주 비중앙급전발전기 가격결정발전계획 반영방법 개정(안)

가. 제안 취지

□ 현재 가격결정발전계획 수립 시 비중앙급전발전기의 경우 최근 7일 시간대별 계량데이터의 평균값을 가격결정발전계획에 반영 중

ㅇ 태양광·풍력 발전비중 증가로 기상변화 등에 따른 계획*과 실적 간의 편차 증가

* 최근 7일간 같은 시간대의 평균 전력거래량 적용

□ 제주 신재생예측시스템 준공(´18.8)으로 제주지역 풍력 및 태양광(비중앙급전) 발전량 예측값을 가격결정발전계획에 반영하고자 함

< 제주 비중앙급전발전기 실적 대비 오차율 비교>

* 오차율 측정 기간 : 18.9~19.6 (시간대별 실적을 가중치로 한 가중평균 오차율)

구분	적용값	오차율
현행	최근 7일 평균값 적용	57.1%
개정	제주 신재생예측시스템 예측값 적용	37.1%

나. 주요 개정내용

□ 제주도 신재생예측시스템의 발전량 예측값을 가격결정발전계획 수립 시 제주 비중앙급전발전기 발전량으로 적용

다. 개정효과

□ 제주도 풍력 및 태양광(비중앙급전발전기) 발전량의 가격결정발전계획 반영으로 정확도 제고를 통한 전력시장운영 효율성 강화

□ 복합발전기 입찰기준 및 가격결정발전계획반영방법 개정(안)

가. 제안 취지

□ 복합발전기는 거래일 전체시간에 대해 GT 또는 CC 단일모드로만 입찰하도록 하고 있으나, 명확한 입찰기준이 규칙에 규정되지 않음

ㅇ 가격결정발전계획 프로그램에서는 전체 입찰시간에 대해 GT 용량과 CC 용량이 같은 경우 GT 모드로 인식하고, CC 용량이 GT 용량보다 큰 경우 CC 모드로 반영

<현 가격결정발전계획 프로그램 복합발전기 반영기준>

입찰 결과	① 전체 입찰시간 GT 용량 = CC 용량	② 전체 입찰시간 GT 용량 < CC 용량	③ 입찰 시간별로 ① + ② 병행
반영 기준	전체 GT 모드 반영	전체 CC 모드 반영	입찰 오류*

* 거래시간 중 ST 부분정지에 따른 ③ 입찰 오류시에는 GT 모드 운전시간에 대해 CC 입찰용량을 GT 용량 +1MW로 입찰하고, 가격결정발전계획 수립 후 변경 입찰 시행 중

□ 입찰시간 중 ST 부분정지가 발생하는 경우 GT모드 시간이 CC모드로 반영되어 급전순위가 높은 발전기의 경우 비정상적인 제약비발전(COFF)을 유발

ㅇ GT모드 시간이 CC모드 비용으로 반영되어 가격계획에서 출력 배분 ⇒ COFF 발생

ㅇ GT 용량 +1MW 입찰에 따른 가격발전계획 왜곡 ⇒ 실제 가용량 +1MW 출력배분

<GT → CC 반영에 따른 제약비발전(COFF) 유발 사례>

		.......	9	10	11	12	13	14	15	.......
입찰	GT	300	300	300	300	300	300	300	300	300
	CC	450	450	450	301 (300*)	301 (300*)	301 (300*)	450	450	450
가격계획량		450	450	450	301	301	301	450	450	450
실발전량		450	450	450	0	0	0	450	450	450
제약비발전		0	0	0	300	300	300	0	0	0

* 가격결정발전계획 수립을 위한 입찰마감(10시) 이후 실제 GT 가용용량으로 변경입찰 시행 중

나. 주요 개정내용

□ 복합발전기에 대한 GT 및 CC 입찰기준을 규칙에 명확화하고, 거래일에 ST 부분정지가 발생하는 경우 해당 입찰시간에 GT모드 입찰토록 규정 (현행 GT용량+1MW 입찰방법 폐지)

□ ST 부분정지 시 비정상적인 제약비발전(COFF)이 발생하지 않도록, CC모드입찰시간만 가격결정계획에 반영하고 GT모드 입찰시간 제외규정 신설

<가격결정발전계획 프로그램 복합발전기 반영기준 변경>

입찰 결과	① 전체 입찰시간 GT 용량 = CC 용량	② 전체 입찰시간 GT 용량 < CC 용량	③ 입찰 시간별로 ① + ② 병행
반영 기준	GT 모드 반영	CC 모드 반영	CC 모드 입찰시간만 반영

다. 개정효과

□ 복합발전기의 GT모드 및 CC모드 입찰기준을 규칙에 명확히 규정하여 시장운영의 투명성 및 객관성 제고

□ 복합발전기 ST 부분정지 시 가격발전계획 반영기준을 운영발전계획 수립기준에 맞춰 불합리한 제약비발전(COFF) 발생을 방지

□ 발전기 정비관리시스템을 이용한 정지계획 제출에 관한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 중·단기 전력수급계획을 위한 업무 효율성 제고

ㅇ 발전기 정지계획 제출·승인 시 공문, 이메일 등 Off-Line 업무수행 으로 실무 담당자의 업무가중 및 정보의 정확도 훼손

ㅇ 발전기 정지계획 데이터의 정확도 저하 및 데이터 관리의 비효율성 증가

나. 주요 개정내용

□ 발전기 정지계획 제출 시 발전사업자가 직접 발전기 정비 관리시스템(g-OMS)을 이용하여 On-Line 제출하도록 명시

다. 개정효과

□ 발전기 정지계획 제출업무의 전산화를 통한 업무 편의성, 효율성 강화

□ 전산 시스템을 통한 데이터 관리로 발전기 정지계획, 실적 등 데이터 관리의 정확성 향상

□ 공급능력, 예비력 산정 등 중·단기 전력수급계획의 신속성·정확성 향상

< g-OMS 시스템 도입 효과 >

기존

▹ 공문제출

▹ 수요예측 값 수동 입력

▹ 예방정비 실적 미 관리

▹ 담당자에 의한 단기수급 수계산

개선

▹ 정비계획을 e-PowerMarket을 통해 회원사가 입력

▹ 수요예측시스템으로부터 수요예측 자동연계

▹ 예방정비실적 관리 자동화

▹ 주간/월간/연간 공급능력, 예비력 자동 산정

□ 발전기정비관리시스템과 연계한 공급가능용량 입찰기준 신설(안)

가. 제안 취지

□ 발전사업자는 예방정비계획을 고려하여 입찰을 시행하고, 거래소 입찰담당자는 이를 검토‧조정하고 있으나 시스템 없이 수 작업

□ 발전기정비관리시스템과 연계한 공급가능용량 입찰기준 신설 및 입찰시스템과 연계한 자동검증 시스템 구축을 통해 입찰정확도 제고 필요

* 전력거래 운영실태 감사원 감사(‘18.7.2-7.27)에서 입찰한 공급가능용량 검토・조정 주의 통보

나. 주요 개정내용

□ 발전사는 공급가능용량 입찰시 발전기정비관리시스템의 발전기 정비계획(승인)과 연계하여 입찰토록 하는 규정 마련

□ 거래소 입찰담당자는 공급가능용량 입찰자료 검토 시 발전기 정비관리시스템(승인)과의 일치여부 확인 규정 마련

ㅇ 발전기 상태(예방정비, 고장)와 공급용량 입찰의 일치여부를 자동검증하고, 불일치 시 발전사 및 거래소의 입찰담당자 통보를 통한 피드백 시행

다. 개정효과

□ 발전계획 수립 시 정확한 공급가능용량 반영으로 전력시장 운영 정확도 및 효율성 제고

□ 전력거래 운영실태 감사(‘19.7월) 공급가능용량 검토・조정 지적사항(주의) 조치

□ 비중앙발전기 전력계통 접속정보 등록에 관한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 신재생 전원의 확대에 따라 전력계통 계획과 관제운영에 미치는 영향이 커지고 있음

* (’19.9월) 총 발전설비용량 중 신재생 12.5%, 전력시장 등록 비중앙발전기 총 3,642대

□ 전력수급·송전망 계획수립 및 수요예측, 안정적 실시간 관제운영, 계통 모델링을 위해서는 비중앙 발전기 계통 접속정보 확보가 필요함

나. 주요 개정내용

□ 별지 제80호 ‘발전기 등록신청서’에 연계전압, 연계변전소, 연계선로 작성 항목 추가

* 전력거래시스템 內 항목 추가는 시장운영규칙 개정 후 적용 예정

다. 개정효과

□ 전력시장 참여 비중앙 발전기의 계통연계 정보 확보로 전력수급 및 송전망의 계획 수립과 운영에 활용

□ 다수를 차지하는 비중앙 신재생 발전기 계통연계 정보의 수요예측 및 실시간 관제운영 활용으로 안정적 계통운영에 기여

□ 등록 정보의 유관부서 활용으로 업무 편의성 및 효율성 향상

□ 수요반응자원 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 신뢰성DR 발령요건 중 ‘기준수요 초과시‘ 의무발령 항목이 전력수요 의무감축이라는 당초 제도취지와 달라 운영방법에 대한 개선 필요

ㅇ 기준수요 초과시에도 예비력을 고려해 신뢰성 DR을 발령하도록 요건을 개정*한 이후(‘18.5월) DR 발령실적이 전무

* ‘18년 동계 예비력이 충분한 상황에서 잦은 기준수요 초과 의무발령(10회)으로 인해 DR사업자와 참여고객의 애로사항이 가중되어 발령기준 개정

□ 수요감축 실적이 없어도 고정적으로 지급되는 기본정산금 비중이 과다하여 실적에 따른 정산금 제도로 개선 필요

□ 수요반응자원의 신뢰성 향상을 위해 감축이행 신뢰성 강화 필요

나. 주요 개정내용

□ 신뢰성DR을 비상시 수급관리용으로 한정하고, DR사업자가 자발적으로 참여할 수 있는 별도 프로그램(피크수요DR, 미세먼지DR) 신설

ㅇ (신뢰성 DR) 수급비상시*로 한정하여 전력수요 의무감축(요건 강화)

* 예비력 500만kw 미만

- 이해도 제고를 위해 “전력수요 의무감축DR”로 변경

ㅇ (피크수요 DR 신설) 동하계 수급대책상 기준수요 초과시 자발적 감축

ㅇ (미세먼지 DR 신설) 미세먼지 저감조치 등에 따른 화력발전 상한 제약시* 자발적 감축

□ 시장참여 실적과 무관하게 고정 지급되는 기본정산금 위주의 제도에서 시장기여도에 따라 차등 지급되는 실적 위주의 시장제도로 개편

ㅇ (기본급) 참여실적에 따라 수요자원별 기본급을 차등지급

ㅇ (실적급 인상) 전력수요 의무감축 실적정산금 단가를 기존 SMP에서 MGP (감축시간대에 운전한 발전기 중 최고 변동비)로 상향

	(CASE 1)	(CASE 2)
	최대참여가능시간 40시간인 경우	최대참여가능시간 30시간인 경우
참여실적에 따른 구간별 기본급단가 산정그래프

* FSF 계산시 DR 예비력 기여율을 최소 발전기 운전유지비 수준 적용

(‘19년 현재 적용중인 발전기 운전유지비 : 0.4855)

□ DR자원 신뢰성 향상을 위해 수요관리사업자의 감축이행 책임강화

ㅇ (합격기준) 등록시험 합격요건 최소 70%이상에서 80%이상으로 변경

ㅇ (용량조정) 시험결과 이행률로 의무감축용량 조정

ㅇ (위약금) 기존 1개월분 기본급 한도에서 2개월분 기본급으로 확대

< DR사업자의 감축이행 책임강화를 위한 개선내역 세부내역표 >

구 분		현 행	개 선
등록 시험	합격기준	평균 70% 이상	평균이행률 80%이상 & 시간대별 최소 이행률 70%이상
	용량조정	70%이상~97%미만시 이행률로 용량조정	평균이행률이 80%이상~97%미만시 평균이행률 실적으로 용량조정
감축 시험	합격기준	평균이행률 90% 미만인 경우 2회까지 추가시험 시행	평균 감축이행률 97% 미만 or 시간대별 최소 이행률 70% 미만시 재시험
	용량조정	없음	재시험 결과 평균 감축이행률이 97% 미만 시 평균이행률 실적으로 등록용량 조정
비상대응의무감축	기본 위약금	위약금 한도 (1개월분 기본정산금)	위약금 한도 (2개월분 기본정산금*)
전력거래 (입찰)제한		감축시행일별 평균감축 이행률 70%미만 3회 이상	감축시행일별 평균감축 이행률 80%미만 3회 이상

* 참여실적시간이 40시간 이상인 경우 기본정산금을 기준으로 산정

다. 개정효과

□ 신뢰성DR을 비상대응 수요감축으로만 활용하여 의무감축 신뢰성 확보

□ 자발적 참여형 피크수요DR, 미세먼지DR을 신설하고, 시장기여도에 따른 기본정산금 차등으로 시장참여 활성화

□ DR사업자의 수요반응자원 감축이행 책임강화로 DR시장 신뢰성 향상

□“기술평가위원회”설치에 관한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 전력거래소에 기술적 특성자료 등을 심의하고, 계통운영 관련 사항을 검토하기 위한 “기술평가위원회”를 설치하여 운영하고자 함

ㅇ 그간 비용평가위원회에서 비용평가는 물론 기술적 특성자료도 심의하여 왔으나, 그 성격이 서로 달라 심의과정의 전문성 확보에 한계

ㅇ 기술평가위원회를 신설하여 전력설비 특성자료의 정확도를 향상하고 계통운영 과정의 객관성 및 투명성을 제고하고자 함

나. 주요 개정내용

□ 위원회 구성

ㅇ (위원 구성) 전력거래소 이사장이 6인 이상 11인 이내 위원 위촉

ㅇ (당연 위원) 전력거래소, 산업부, 송전사업자, 배전사업자, 발전사업자

□ 위원회 기능

ㅇ (의결사항) 발전기 및 전기저장장치의 기술적 특성자료, 보조서비스 특성자료, 전력설비의 계통해석용 동특성자료

ㅇ (검토사항) 전기사업자 및 수요관리사업자의 급전지시, 전기사업자의 보조서비스 제공 및 이행상태 확인 관련 사항, 동특성시험 등 설비특성 확인에 관한 사항, 전력계통 운영기준 관련 사항 등

□ 위원회 회의 : 원칙적으로 매분기 개최

□ 하부 위원회 및 세부운영규정 신설

ㅇ (하부 위원회 등) 위원회는 필요한 사안에 대하여 전문위원회, 실무협의회(워킹그룹) 등을 구성 가능

ㅇ (세부운영규정) 위원회의 운영에 관한 세부사항은 세부운영규정을 통해 정할 수 있음

다. 개정효과

□ 기술평가위원회의 심의 및 검토 과정을 통해 계통운영 과정의 객관성 및 투명성을 제고하고, 전력계통의 효율성 및 안정성 도모

□ 온실가스 배출권 구매비용의 열량단가 반영(안)

가. 제안 취지

□ 급전순위 결정, 시장가격 및 정산금 산정 등 전력시장 전 과정에  온실가스 배출권 거래비용을 반영할 수 있도록 시장규칙을 개정

ㅇ 전력시장 및 계통 운영 시 환경·안전을 고려토록 전기사업법 개정(‘17.3)

ㅇ 8차 수급계획에서는 경제급전과 환경급전의 조화를 위한 방안으로 온실가스 배출권 거래비용 등 환경비용의 추가반영을 제시(‘17.12)

나. 주요 개정내용

□ 온실가스 배출권 거래비용을 별도로 정산하는 현행제도를 폐지하고 해당비용을 발전기 열량단가로 반영

ㅇ “연료의 열량단가” 용어정의 (제1.1.2조) 개정

ㅇ 현행 온실가스 배출권 거래비용 정산을 위한 관련규정 폐지

□ 다만, 제도변경에 따른 사업자 및 거래소의 준비기간 및 현행 배출권 비용 정산제도의 유지기간을 부칙에 명시

ㅇ 제도변경에 따른 사업자의 준비기간, 하위규정 개정 및 시스템 보완에 필요한 거래소의 준비기간 등을 고려하여 규정개정 후 2년 이내 시행(구체적인 시기는 비용평가위원회에서 결정)

ㅇ 또한 본 개정(안) 시행일 직전 일까지 발생한 구매 비용은 종전의 규정을 적용하여 처리

다. 개정효과

□ 온실가스 배출권 거래비용을 전력시장에 반영함으로써 전력시장을 통한 경제급전과 환경급전의 조화를 구현

□ 연료비와 배출권비용을 통합한 변동비 평가를 통해 발전사업자 간 경쟁을 강화하고 전력시장의 가격 시그널에 대한 신뢰도 제고

【붙임】 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

<붙임> 전력시장운영규칙 개정(안) 신구 조문대비표

□ 제주 비중앙급전발전기 가격결정발전계획 반영방법 개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1장 총칙 제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23] 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 1~101. 현행과 동일 102. <신 설> [별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.1 자료취득 <중략> 6.1.4.1 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기의 가격결정발전계획 수립에 반영원칙 ① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기들을 가격발전계획에 반영하기 위해 지역별로 한 개의 발전기(이하 “비중앙급전대표발전기”라 한다)를 만든다. ② 비중앙급전대표발전기의 비용 및 기술적특성 자료는 본 별표 제6.1.4.2항과 제6.1.4.3항을 각각 사용한다. ③ 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치의 최근 7일간, 같은 거래시간대의 전력거래량을 시간대별로 평균한 값으로 한다. 이때 전기저장장치의 전력거래량은 거래시간대별 방전량으로 본다. ④ ⑤ 비중앙급전대표발전기는 고정출력(우선반영)으로 처리하여 발전계획을 수립한다.	제1장 총칙 제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23] 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 1~101. 현행과 동일 102. “제주 신재생예측시스템”이라 함은 기상실적 및 기상예측 정보를 기반으로 전력거래소가 취득한 신재생발전량과 설비특성자료를 활용하여 제주지역 신재생발전량을 예측하는 시스템을 말한다. [별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.1 자료취득 <중략> 6.1.4.1 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기의 가격결정발전계획 수립에 반영원칙 ① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기들을 가격발전계획에 반영하기 위해 지역별로 한 개의 발전기(이하 “비중앙급전대표발전기”라 한다)를 만든다. ② 비중앙급전대표발전기의 비용 및 기술적특성 자료는 본 별표 제6.1.4.2항과 제6.1.4.3항을 각각 사용한다. ③ 육지 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치의 최근 7일간, 같은 거래시간대의 전력거래량을 시간대별로 평균한 값으로 한다. 이때 전기저장장치의 전력거래량은 거래시간대별 방전량으로 본다. <변경> ④ 제주 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치에 대한 제주 신재생예측시스템의 시간대별 예측값을 적용한다. <신설> ⑤ <번호 변경> ⑥ 비중앙급전대표발전기는 고정출력(우선반영)으로 처리하여 발전계획을 수립한다. <번호 변경> 부칙(2019.00.00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(제주 비중앙급발전기 가격결정발전계획 반영방법 개정에 대한 경과조치) 제주 신재생예측시스템과 전력거래 입찰시스템 간 연계를 위한 시스템 변경을 위해 별표 6 제주 비중앙급전발전기 가격결정발전계획 반영방법 개정은 2020년 1월 1일부터 시행한다.	ㅇ 기상정보를 고려하여 예측된 제주지역 비중앙발전 공급능력을 가격결정에 반영하여 정확도 제고

□ 복합발전기 입찰기준 및 가격결정발전계획 반영방법 개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 4] 입찰 운영 절차 [별표 4] 입찰 운영 절차 6.3 입찰방법 6.3.2 복합화력발전기 <중략> 6.3.2.3 복합화력발전기의 최소발전용량은 운전형태별 총용량의 30%이상이어야 한다. <신설> [별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.2 발전계획 입력 자료 변환 가격결정발전계획담당자는 RSCT를 사용하여 제6.1항에서 취득한 자료를 RSC 입력파일 형태로 변환한다.	[별표 4] 입찰 운영 절차 6.3 입찰방법 6.3.2 복합화력발전기 <중략> 6.3.2.3 복합화력발전기의 최소발전용량은 운전형태별 총용량의 30%이상이어야 한다. 6.3.2.4 복합화력발전기는 거래일 입찰시간에 대해 GT 또는 CC 단일모드로 입찰하는 것을 원칙으로 한다. 단, 거래일에 ST 부분정지가 발생하는 경우에는 해당 입찰시간에 대해서는 GT모드로 입찰한다. [별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.2 발전계획 입력 자료 변환 6.2.1 가격결정발전계획담당자는 RSCT를 사용하여 제6.1항에서 취득한 자료를 RSC 입력파일 형태로 변환한다. <번호 신설> 6.2.2 복합발전기의 경우 RSC 입력파일 형태 변환 시 거래일 ST 부분정지로 인한 GT모드 입찰시간에는 해당발전기의 공급가능용량을 0으로 입력한다. <신설> 부칙(2019.00.00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(복합발전기 입찰기준 및 가격계획 반영방법 개정에 대한 경과조치) 전력거래 입찰시스템 변경을 위해 별표 4 및 별표 6 복합발전기 입찰기준 및 가격계획 반영방법 개정은 규칙 공고 후 5개월 이내에 시행한다.	ㅇ 복합발전기 GT 및 CC모드 입찰기준 신설 ㅇ 거래일 ST 부분정지시 가격계획 반영기준 신설

□ 발전기 정비관리시스템을 이용한 정지계획 제출에 관한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 1~102. 현행과 동일 103. <신설> 제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) ① 발전사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 및 전기저장장치의 정지계획을 수립하여 전력거래소에 제출하여야 하며 제출대상 발전기는 다음과 같다. 1.~2. (생 략) ➁~➂ (생 략) 제5.9.2조 (생 략) 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. 부 칙 (0000. 00. 00.) <신 설> <신 설> [별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 7.2 연간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 수립 절차 7.2.1 전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 향후 2년간의 발전기 정지계획 수립을 위한 자료들을 4월말까지 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. 7.2.3 (생 략) 7.2.4 발전사업자 및 송전사업자는 최초 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대하여 변경 또는 불만족사항이 있을 경우에는 7월말까지 전력거래소에 의견서를 제출한다. 7.2.4.1 ~ 7.2.6 (생 략) 7.3 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차 7.3.1 전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 전력거래소에 연간 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항이 있을 경우 매월 20일까지 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. 7.3.2~7.3.4 (생 략) 7.4 주간 발전기 정지계획 조정절차 7.4.1 전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항 발생 또는 월간계획에 미반영된 발전기 및 전기저장장치가 정지해야 할 사유가 발생하였을 경우에는 전주 수요일까지 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. 7.5 발전기 정지통보 절차 7.5.1 (생 략) 7.5.2 월간·주간 전력수급전망 발표 후 발전기 정지일정 변경 및 임시정지 사유 발생시 발전사업자는 정지작업 3일전까지 전력거래소에 요청하여야 하며, 전력거래소는 정지기간 등을 고려하여 월간·주간 수급사항을 검토한 후 가능여부를 결정, 통보한다.	제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 1~102. 현행과 동일 103. “발전기정비관리시스템”이라 함은 전력거래소에서 연간, 월간, 주간 및 중간 발전기 정지계획을 수립하기 위해 사용하는 시스템을 말한다. 제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) ① 발전사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 및 전기저장장치의 정지계획을 수립하여 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정비계획은 공문을 통해 전력거래소에 제출하여야 하며, 제출대상 발전기는 다음과 같다. 1~2 (현행과 같음) ➁~➂ (현행과 같음) 제5.9.2조 (현행과 같음) 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, 발전사업자는 발전기 정비 관리시스템을 통해, 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자는 공문을 통해 정비작업 개시일 이전에 변경된 정지계획을 제출하여야 한다. 부칙(2019.00.00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. [별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 7.2 연간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 수립 절차 7.2.1 전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 향후 2년간의 발전기 정지계획 수립을 위한 자료들을 4월말까지 발전기 정비 관리시스템을 통해 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. 7.2.3 (현행과 같음) 7.2.4 발전사업자 및 송전사업자는 최초 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대하여 변경 또는 불만족사항이 있을 경우에는 7월말까지 전력거래소에 변경된 정지계획을 발전사업자는 발전기 정비 관리시스템을 통해, 송전사업자는 공문을 통해 제출하여야 한다. 7.2.4.1 ~7.2.6 (현행과 같음) 7.3 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차 7.3.1 전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 전력거래소에 연간 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항이 있을 경우 매월 20일까지 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정지계획은 공문을 통해 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. 7.3.2~7.3.4 (현행과 같음) 7.4 주간 발전기 정지계획 조정절차 7.4.1 전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획에 대한 변동사항 발생 또는 월간계획에 미반영된 발전기 및 전기저장장치가 정지해야 할 사유가 발생하였을 경우에는 전주 수요일까지 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정지계획은 공문을 통해 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. 7.5 발전기 정지통보 절차 7.5.1 (현행과 같음) 7.5.2 월간·주간 전력수급전망 발표 후 발전기 정지일정 변경 및 임시정지 사유 발생시 발전사업자는 정지 시작일을 포함한 3일전까지 전력거래소에 발전기 정비 관리시스템을 통해 요청하여야 하며, 전력거래소는 정지기간 등을 고려하여 월간·주간 수급사항을 검토한 후 정비일정 등을 결정, 통보한다.	∘새로 개발한 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정 ∘새로 개발한 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정 ∘새로 개발한 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정 ∘새로 개발한 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정 ∘새로 개발한 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정 ∘새로 개발한 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정 ∘새로 개발된 발전기 정비 관리시스템을 사용하도록 규칙 개정

□ 발전기정비관리시스템과 연계한 공급가능용량 입찰기준 신설(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 4] 입찰 운영 절차 [별표 4] 입찰 운영 절차 6.3 입찰방법 6.3.1 발전입찰(중앙급전 구역전기발전기 제외) <중략> 6.3.1.2 입찰시 시간대별 공급가능용량(MWh)은 전력거래가 가능한 송전단과 계통운영에 필요한 발전단을 구분하여 제출하되 발전기의 출력증가/감소율을 고려하여야 한다. 즉, 거래기간 중의 공급가능용량은 해당시간의 1시간이전 공급가능용량에서 출력증가량(출력감소량)을 더한(뺀) 공급가능용량을 초과(미달)할 수 없다. 9.7 입찰자료의 검토 9.7.4 공급가능용량이 최대발전용량과 최소발전용량 범위내에 있는지 여부와 출력증가/감소율을 위반하지 않았나 확인 9.7.4.1 공급가능용량이 최대발전용량을 초과하였을 때 공급가능용량은 최대발전용량으로 수정한다. 9.7.4.2 출력 증(감)발율 위반은 공급가능용량에서 해당시간 1시간이전 공급가능용량을 뺀 값의 절대값이 증(감)발율에 60을 곱한 값보다 큰지의 여부로 확인한다.	[별표 4] 입찰 운영 절차 6.3 입찰방법 6.3.1 발전입찰(중앙급전 구역전기발전기 제외) <중략> 6.3.1.2 입찰시 시간대별 공급가능용량(MWh)은 전력거래가 가능한 송전단과 계통운영에 필요한 발전단을 구분하여 제출하되 발전기정비관리시스템의 발전기 정비계획(승인)과 일치하여야 하며, 발전기의 출력증가/감소율을 고려하여야 한다. 즉, 거래기간 중의 공급가능용량은 해당시간의 1시간이전 공급가능용량에서 출력증가량(출력감소량)을 더한(뺀) 공급가능용량을 초과(미달)할 수 없다. 9.7 입찰자료의 검토 9.7.4 공급가능용량 적정성 검토 9.7.4.1 공급가능용량이 발전기정비관리시스템에서 승인된 예방정비계획과 일치하는지 확인한다. 9.7.4.2 공급가능용량이 최대발전용량과 최소발전용량 범위내에 있는지 여부를 확인하고, 공급가능용량이 최대발전용량을 초과하였을 때 공급가능용량은 최대발전용량으로 수정한다. 9.7.4.3 출력증가/감소율을 위반하지 않았나를 공급가능용량에서 해당시간 1시간이전 공급가능용량을 뺀 값의 절대값이 증(감)발율에 60을 곱한 값보다 큰지의 여부로 확인한다. 부칙(2019.00.00) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(발전기정비관리시스템과 연계한 공급가능용량 입찰기준에 대한 경과조치) 발전기정비관리시스템과 전력거래 입찰시스템 간 연계를 위한 시스템 변경을 위해 별표 4 발전기정비관리시스템과 연계한 공급가능용량 입찰기준은 규칙 공고 후 5개월 이내에 시행한다.	ㅇ 공급가능용량 입찰시 발전기정비관리시스템의 예방정비계획(승인) 일치 규정 마련 ㅇ 공급가능용량 적정성 검토시 정비관리시스템의 예방정비계획(승인) 일치 규정 마련 ㅇ 자구 및 번호 변경 ㅇ 시스템 연계를 위한 경과규정 신설

□ 비중앙발전기 전력계통 접속정보 등록에 관한 규칙개정(안)

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별지 제80호 서식]

발전기 등록신청서
발 전 기 명
소 재 지
설비용량 (kW)		대수 (기수)
발 전 단 최 대 발전용량 (kW)		송 전 단 최 대 발전용량 (kW)
발 전 단 최 소 발전용량 (kW)		송 전 단 최 소 발전용량 (kW)
발 전 형 식	□기력 □복합 □수력 □양수 □내연 □기타
발전원 또는 발전연료	□원자력 □석탄 □수력 □LNG □중유 □경유 □기타 □신재생에너지(태양광, 풍력, 매립가스, 폐기물, 기타)
용 도 구 분	□발전사업용 □집단에너지사업용 □구역전기사업용 □자가용
전력시장운영규칙 제1.2.2조 제2항의 규정에 따라 발전기의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제80호 서식]

발전기 등록신청서
발 전 기 명
소 재 지
설비용량 (kW)		대수 (기수)
발 전 단 최 대 발전용량 (kW)		송 전 단 최 대 발전용량 (kW)
발 전 단 최 소 발전용량 (kW)		송 전 단 최 소 발전용량 (kW)
연계전압		연계변전소명
연계선로명
발 전 형 식	□기력 □복합 □수력 □양수 □내연 □기타
발전원 또는 발전연료	□원자력 □석탄 □수력 □LNG □중유 □경유 □기타 □신재생에너지(태양광, 풍력, 매립가스, 폐기물, 기타)
용 도 구 분	□발전사업용 □집단에너지사업용 □구역전기사업용 □자가용
전력시장운영규칙 제1.2.2조 제2항의 규정에 따라 발전기의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

∘발전기 계통 접속정보 작성

항목 추가

(연계전압, 연계변전소명,

연계선로명)

□ 수요반응자원 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제1장  총칙

제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23]

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

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.>

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

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 전력부하감축거래(이하 “수요감축요청이행량”)으로 구분한다. [신설 2014.11.3.]

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.]

제2장	발전입찰 및 가격결정

제2절  비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.4조(기능) 생략

① 심의 및 의결사항

1~22. 생략

23. 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.]

제5장	전력계통 운영

제1절	운영발전계획 <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.>

가~사. 생략

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

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

①~② 생략

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.

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ수요관리사업자에게 수요감축요청 발령 전력수요감축 시행 <이하 생략>	공급 예비력
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)		운영 예비력

제3절	급전지시 [본절신설 2006.9.14.]

제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ 생략

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 수요감축요청을 할 수 있다. 다만, 제4호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다. [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.>

3~4. 생략

제5.3.4조(급전지시의 방법 등)  ①~② 생략

③ 제1항에도 불구하고 수요관리사업자에 대한 전력거래소의 수요감축요청은 수요반응자원 전력거래시스템 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 따라 전송되어야 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.>

제12장 수요반응자원의 거래

제1절 통 칙

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

1. 생략

2. “의무감축용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 전력거래소의 실시간 수요감축요청에 따라 전력부하를 감축할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다.

3. “감축가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 가격결정발전계획에 포함되어 거래시간별로 별도의 수요감축요청 없이 전력부하를 감축할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다.

4~6. 생략

7. “감축계획량”이라 함은 가격결정발전계획에서 배분받은 거래시간별 수요반응자원의 전력부하감축계획량을 말한다.

8. “전력거래기간”이라 함은 전력거래소의 실시간 수요감축요청에 따라 수요관리사업자가 등록한 수요반응자원의 의무감축용량만큼 의무적으로 전력부하감축을 시행해야하는 기간을 말한다.

9~12. 생략

13. <신설>

14. <신설>

15. <신설>

제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 생략

② 수요관리사업자의 전력거래자 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다.

1~2. 생략

3. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록)

① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록 또는 등록 변경(말소 포함)을 하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 등록신청기간 종료일까지 제3항에 따른 ‘등록신청 서류’를 전력거래소에 제출하여야 한다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15.>

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29.>

3. 「계량에 관한 법률」제14조에 따라 형식승인을 받은 전력량계가 설치되어 있어야 하며, 15분 단위 사용전력량 원격검침이 가능하여야 한다.

4. 제3호의 전력량계 사용전력량 데이터는 당해 수요관리사업자와 특수관계(동일연결 실체내의 일원인 기업 및 관계기업, 기타 한국채택국제회계기준의 규정에서 특수관계자로 보는 경우)에 있지 아니한 다음 각 목의 사업자를 통하여 전력거래소가 정하여 공고하는 요구기준(이하 “전력거래소 요구기준”이라 한다)에 따라 전력거래소에 원격으로 제공되어야 한다.

가. 판매사업자

나. 구역전기사업자

다. 전력량정보제공사업자

5. 전력거래소 요구기준을 충족하는 사용전력량 감시기기가 설치되어 있어야 하며, 5분 단위 실시간 사용전력량 원격검침이 가능하여야 한다. 다만, 제3호의 전력량계 및 제4호의 사용전력량 데이터가 전력거래소 요구기준을 충족할 경우 감시기기 설치를 생략할 수 있다.

6. 제5호의 5분 단위 사용전력량 데이터는 전력거래소 요구기준에 따라 전력거래소에 원격으로 제공되어야 한다.

③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다.

1∼4. 생 략

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

[신설 2016.12.30.]

④ 생략

⑤ 수요관리사업자는 초기 등록한 표준DR 또는 중소형DR의 감축이행률이 70%미만인 날이 2회일 경우, 동일 사업자의 타 수요반응자원으로 수요반응참여고객을 이동시킬 수 없다.

⑥ 생략

제3절 등록시험 및 감축시험

제1관 등록시험

제12.3.1.4조(결과에 대한 조치)

① 전력거래소는 등록시험의 감축이행률이 70% 이상 97% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 감축이행률을 곱한 값으로 등록한 의무감축용량을 조정하여야 한다. [개정 2018.12.12.]

② 전력거래소는 등록시험의 감축이행률이 70% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 거래기간의 참여를 제한하며 해당 수요관리사업자에게 기본정산금 및 실적정산금을 지급하지 않는다.

제2관 감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 수요감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 재시험을 시행한다. <개정 2016.12.30.>

1. 표준DR 또는 중소형DR

가. 감축시험은 12월 및 6월 1∼2주에, 1차 재시험은 12월 및 6월 3∼4주, 2차 재시험은 3월 및 9월에 시행함을 원칙으로 하며, 감축지속시간은 1시간을 원칙으로 하되 필요시에는 4시간까지 적용할 수 있다.

나. 감축시험은 12월 및 6월 1∼2주에 전체 자원에 대하여 불시에 시행한다.

다. 1차 재시험은 감축시험결과 또는 감축시험 기간 중 수요감축요청 이행률이 90%미만인 자원을 대상으로 12월 및 6월 3∼4주에 불시에 시행한다.

라. 2차 재시험은 1차 재시험결과 또는 동계 (12월∼2월) 및 하계 (6월∼8월) 수요감축요청 평균 이행률이 90%미만인 자원을 대상으로 3월 및 9월에 불시에 시행한다.

마. 감축시험 및 1차 재시험 기간에 시험 전 수요감축요청을 받은 자원은 요청 횟수만큼 해당 월 시험을 대체한다.

②~③ 생략

④ 전력거래소는 감축시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 수요감축요청과 동일하게 적용한다.

⑤ 감축시험, 1차 재시험 및 2차 재시험은 수급상황에 따라 전력거래소가 시험기간을 연기 또는 시험을 면제 할 수 있으며, 이는 수요자원 전력거래시스템에 사전에 공지한다.

⑥ <신 설>

⑦ <신 설>

제4절	수요반응자원의 거래

제1관 전력거래기간

제12.4.1.2조(기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 적용될 기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다. <개정 2016.12.30.>

② 기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

기본정산금단가 =[eqn: sum _{d,t} ^{거래기간,`의무감축시간대} 용량가격 _{t}#]

③ 전력거래소는 제2.4.3조에 따라 용량가격이 변경될 경우, 용량가격 변경에 따른 기본정산금단가 변경내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하고 정산에 반영하여야 한다.

제2관 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 수요반응자원의 전력부하감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. 생략

2. 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 감축가능용량은 1MW-h 이상이어야 한다.

3. 생략

② 전력거래소는 수요반응자원의 순편익가격을 매월 시작일로부터 2일전(실 근무일 기준)까지 공지하여야 한다.

③ <신 설>

제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 수요반응자원의 전력부하감축에 대한 입찰서를 거래일 전일 오전 10시(이하 “마감시간”이라한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 생략

③ 전력거래소는 동일한 수요반응자원에 대하여 2개 이상의 입찰서가 제출된 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다.

④ 제1항 규정에 의한 입찰서에 제1항에서 정한 입찰서 내용 중 전부 또는 일부가 누락되거나 모사전송방식에서 입찰서를 제출한 자의 서명이 누락된 경우에는 입찰서를 제출하지 아니한 것으로 간주한다.

⑤ 전력거래소는 입찰서를 제출받은 때에는 접수된 시간을 기록하여 관리하여야 한다.

⑥ <신 설>

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 제12.4.2.2조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. <개정 2015.3.17.>

1~2. 생략

② <신설>

③ <신설>

제12.4.2.6조(입찰제한)

① 전력거래소는 수요반응자원의 감축시행일별 평균 감축이행률이 70% 미만인 횟수가 3회 이상인 경우, 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 해당 수요반응자원의 입찰을 제한해야한다.

② 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당하는 수요반응자원에 대하여 해당 사유가 발생한 거래일의 10일 후(실근무일 기준)부터 표준DR 또는 중소형DR은 6개월, 국민DR은 1개월 동안 수요관리사업자가 제12.4.2.2조에 따른 입찰서를 제출할 수 없도록 입찰제한 조치를 하여야 한다.

③ 생략

제12.4.2.8조 <신설>

제3관 실시간 수요감축요청에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 수요감축요청)

① 수요관리사업자에 대한 수요감축요청에는 다음 각 호의 내용을 포함하고 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원별 수요감축요청량(의무감축용량), 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 가능)

2. 국민DR

수요반응자원의 최소 의무감축용량(1.0MW), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 8시에서 24시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

② 수요관리사업자에 대한 수요감축요청은 수요반응자원별 아래 표에 따라 이루어져야 하며 중소형DR에 대한 일일 수요감축요청은 비연속적으로 이루어져야 한다.

구분	표준DR	중소형DR	국민DR
수요감축요청 발령시각 (감축준비시간)	감축시작 시각 최소 60분 전	좌 동	감축시작 시각 최소 30분 전
일일 수요감축요청 한도	2회	2회	1회
수요감축지속시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	좌 동
전력거래기간 내 총 감축시간 한도 (추가등록 자원)	60시간 (30시간)	좌 동	해당사항 없음

제12.4.3.2조(전력거래제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 수요감축요청에 참여한 표준DR 또는 중소형DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 70% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다.

② 전력거래소는 전력거래제한 요건에 해당되는 수요반응자원에 대하여 전력거래제한 사유가 발생한 월의 익월부터 전력거래기간 종료일까지 다음 각 호의 조치를 하여야 한다.

1. 수요감축요청을 발령하지 아니한다.

2. 기본정산금과 실적정산금을 지급하지 아니한다.

3. 입찰을 제한한다.

③ 생략

④ <신 설>

⑤ <신 설>

제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가

제1관 사용전력량 데이터 관리

제12.5.1.1조(실시간 사용전력량 감시기기 설치) 수요관리사업자는 전력거래소의 안정적인 실시간 급전운영을 위하여 제12.2.3조 제2항 제5호에 따라 실시간 사용전력량 감시기기를 설치하고, 제12.2.3조 제2항 제6호에 따라 사용전력량 데이터를 안정적으로 전송할 수 있도록 관련 시스템을 유지 관리하여야 한다.

제2관 전력부하감축거래량 평가

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하감축량을 제12.5.2.3조에 따라 산정 후 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다. 다만, 수요반응자원의 거래에 대한 계획감축거래량 평가 시에는 해당 거래일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객에 한하여 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

2. 국민DR

제12.5.2.3조에 따라 산출된 수요반응자원별 전력부하감축량을 전력부하감축거래량으로 산출한다.

②~③ 생략

④ <신 설>

제6절 정산

제1관 수요관리사업자에 대한 정산

제12.6.1.1조(전력부하감축거래량 등에 대한 실적지급금 정산) ① 전력거래소는 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표8 및 별표26에 따라 정산한다.

1. 발전계획에 따른 계획감축량

2. 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량

3. SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

제12.6.1.2조(의무감축용량에 대한 기본지급금 정산) ① 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표26에 따라 정산한다.

1. 수요반응자원의 의무감축용량

② 전력거래소는 수요반응자원의 기본지급금을 월단위로 정산하며 거래월의 마지막 거래일의 정산명세서에 반영한다.

제12.6.1.3조(감축 미이행에 대한 위약금 정산) ① 전력거래소는 수요관리사업자가 부담해야할 감축 미이행에 대한 위약금을 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표 26에 따라 정산한다.

1. 발전계획 미이행에 대한 실적위약금

2. 수요감축요청 미이행에 대한 기본위약금

② 전력거래소는 1항 2호의 수요감축요청 미이행에 대한 기본위약금을 월단위로 정산하며, 거래월의 마지막 거래일의 정산명세서에 반영한다.

제2관 판매사업자의 수요반응자원에 대한 정산

제12.6.2.1조(발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액은 별표 26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액과 SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가 정산금액을 합한 값을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제12.6.2.2조(실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 수요감축요청이행량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 수요감축요청이행량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제3관	구역전기사업자의 수요반응자원에 대한 정산

제12.6.3.1조(발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액과 SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산금액을 합한 값을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제12.6.3.2조(실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 수요감축요청이행량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 수요감축요청이행량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위		내용
BPCi,m	기본위약금 (Basic Penalty Charge)	원		급전감축미이행량에 대한 거래월의 기본위약금
신설
신설
신설
DFi,t	수요감축요청 발령 지수 (Dispatch Flag)			수요반응자원에 대한 수요감축요청 발령 여부 지수
신설
신설
DRDi,t	수요감축요청미이행량 (Dispatch Reduction Deficiency)	kW-h		거래시간별 수요감축요청미이행량
DRi,t	수요감축요청이행량 (Dispatched Reduction)	kW-h		제12.1.1조 용어의 정의 참조
DRPi,t	수요감축요청이행량정산금 (Dispatched Reduction Payment)	원		수요감축요청이행량에 대한 정산금
신설
신설
신설
DRSLSd	구역전기사업자의 거래일 수요감축요청이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for a Local Sales Company)		원	구역전기사업자의 거래일별 수요감축요청이행량에 대한 정산금
DRSLSt	구역전기사업자의 거래시간별 수요감축요청이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for a Local Sales Company)		원	구역전기사업자의 거래시간별 수요감축요청이행량에 대한 정산금
DRSSd	판매사업자의 거래일 수요감축요청이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for Sales Company)		원	판매사업자의 거래일별 수요감축요청이행량에 대한 정산금
DRSSt	판매사업자의 거래시간별 수요감축요청이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for Sales Company)		원	판매사업자의 거래시간별 수요감축요청이행량에 대한 정산금
신설
신설
신설
신설
신설
신설
신설
신설
신설
신설
신설
MGPt	최고발전가격 (Maximum Generating Unit Price)	원/MWh		수요반응자원이 수요감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격
ORCi,d	의무감축용량(Obligation Reduction Capacity)	MW		제12.1.1조 용어의 정의 참조
신설
신설
PPCi,t	발전계획미이행량에 대한 실적위약금 (Performance Penalty Charge)	원		발전계획미이행량에 대한 실적위약금
PPCF	발전계획미이행량에 대한 위약금 계수 (Performance Penalty Charge Coefficient)			발전계획미이행량에 대한 실적위약금 계수
신설
신설
신설
신설
PSSRi,t	거래시간별 감축계획량 (Price Setting Scheduled Reduction)	MW-h		발전계획에 포함된 수요반응자원의 감축계획량
RSOi,t	수요감축요청량 (Reduction Ordered by System Operator)	MW-h		수요반응자원별 수요감축요청량
SLRPi,t	거래시간별 계획감축량정산금 (Scheduled Load Reduction Payment)	원		감축계획량 이내의 실제 계획감축량에 대한 정산금
XRSOFi,t	의무감축용량 초과 수요감축요청 여부표시기 (eXtra Reduction Ordered by System Operator)			전력수급 비상시 의무감축용량 초과 수요감축요청발령 여부 표시기

[별표 4]

입찰 운영 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

6.3.8.2  수요관리사업자가 입찰하는 수요반응자원의 감축가격은 월별 수요반응자원 순편익가격 이상이어야 한다.

6.3.8.3	구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다.

6.3.8.7 <신설>

7.7.1	최소감축용량(단위 : MW) [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 최소감축용량은 입찰서의 첫 구간의 감축가능용량으로 처리한다.

7.8.1	최소 감축지속시간(단위 : Hr)  [신설 2014.11.3.]

수요반응자원이 전력부하감축을 시작하여 중지할 수 있기까지의 최소시간 간격으로서, 이 시간 내에는 전력부하감축을 중지 할 수 없는 것을 말한다.

9.1	입력 자리수

9.1.1	최대발전(감축)용량, 최소발전(감축)용량, 공급(감축)가능용량, 제약운전 공급가능용량, 재선언공급가능용량, 양수 예상수요는 정수(소수점 이하 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다. <개정 2014.11.3.>

9.1.2	출력증가율, 출력감소율은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다.

[별표 5]

전력수요 예측 절차

7.0	절  차

7.1	일간 전력수요예측 절차

7.1.1	수요예측기준

7.1.1.5 전력수요예측은 수요반응자원의 발전계획에 따른 감축계획량과 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청량을 반영하여 예측한다. [신설 2014.11.3.]

7.1.2	자료입력

7.1.2.1	수요예측담당자는 수요예측시스템의 자료관리 데이터베이스(DB)에  아래의 자료를 입력한다. <개정 2006.1.26, 개정 2011.12.2>

1. 전일 시간대별 발전전력량(수요실적)

2. 전국 8대도시 최고, 최저 기온 및 조업률 현황

3. 제주 4개지역 최고, 최저 기온

단, 수요예측시스템 개선완료시까지는 전국 5대도시 최고, 최저 기온반영

4. 전일 시간대별 수요반응자원의 발전계획의 감축계획량 및 수요감축요청량 [신설 2014.11.3.]

[별표 8]

정산 및 결제 절차

7.1.5  수요반응자원의 의무감축용량(ORC), 발전계획에 따른 계획감축량(SR), 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량(DR), 국민DR 고객기준부하(CBL), 국민DR 사용전력량(ME)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(kWh까지 계산) [신설 2014.11.3.]

[별표 9]

운영발전계획 수립 절차

7.2.2.2	발전제약사항 입력

3. 생략

가. 생략

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

1) 생략

2) 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 수요감축요청을 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 수요감축요청량을 반영하여 예비력을 확보한다. [신설 2014.11.3.]

7.3.2	생략

1~2. 생략

3. 각 수요반응자원의 시간대별 수요감축요청량을 재산정한다. [신설 2014.11.3.]

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

3.0 책  임

3.4  수요관리사업자 [신설 2014.11.3.]

전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 수요감축요청에 협조하여야 하며, 수요반응자원의 전력부하감축량 증대 및 감축지속시간 연장을 위해 노력하여야 한다.

7.2.2.1 수급경보 발령전(공급예비력 5,000MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3.>

1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 수요감축요청을 발령하여 전력부하감축을 시행한다.  [신설 2014.11.3.]

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 ∙

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

가. <신설>

나. <신설>

다. <신설>

2. 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량에 대한 정산

가. 표준DR 또는 중소형DR

나. 국민DR

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. <신설>

나. <신설>

4. 감축미이행에 대한 위약금 정산

가. 발전계획 미이행에 대한 실적위약금 정산

나. 수요감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

5. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. <신설>

나. <신설>

4. 위약금에 대한 정산

가. 실적위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

Ⅲ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. <신설>

나. <신설>

4. 위약금에 대한 정산

가. 실적위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

Ⅳ. 전력거래차수별 대금지급 기준일정

Ⅴ. <신설>

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

가격결정발전계획의 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 수요감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 수요감축요청이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

즉,

SLRPi,t = SMPt × Min{ Max(SRi,t - (Min(DRi,t , RSOi,t×1.2) × (1-XRSOFi,t) + DRi,t × XRSOFi,t) , 0) , PSSRi,t} × 1000 <개정 2015.9.30.>

SRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{발전계획에```참여한```수요반응참여고객}] SCLRi,c,t × (1-RDFi) +

(RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

SCLRi,c,t = SCBLi,c,t – MEi,c,t

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}] DCLRi,c,t× (1-RDFi) +

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

SLRPi,t : 현행과 동일

SRi,t	: 거래시간별 계획감축량(MW-h)

SCLRi,c,t : 발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

RDSCBLi,t : 국민DR의 발전계획 감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDSMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

DRi,t : 거래시간별 수요감축요청이행량(MW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 수요감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 수요감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 수요감축요청이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

RDCBLi,t : 실시간 수요감축요청에 따른 국민DR의 수요감축요청이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 급전운영을 위하여 수요반응자원에게 수요감축요청한 감축량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 수요감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

PSSRi,t  : 발전계획에서 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 발전계획에 따른 계획감축량정산금(SLRPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm SLRP _{i} = sum _{t} ^{} SLRP _{i,t}]

2. 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량에 대한 정산

가격결정발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 수요감축요청에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 수요반응자원의 종류에 따라 다음 각 목과 같이 산정한다.

가. 표준DR 또는 중소형DR

전력거래소 수요감축요청량의 1.2배와 수요감축요청이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 SMP로 정산한다. 단, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 수요감축요청이행량을 적용한다. <개정 2017.12.29.>

나. 국민DR

전력거래소의 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량이 최소 의무감축용량 이상 이행한 경우 해당 수요감축요청이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 MGP를 더한 값으로 한다.

DRPi,t = [{Min(DRi,t, RSOi,t×1.2) × (1-XRSOFi,t) + DRi,t × XRSOFi,t} × SMPt × RTWFi × (1-RDFi) +  DRi,t × { (BPy / MRT) + MGPt} × RTWFi × RDFi]  × DFi,t × 1000 <개정 2016.12.30.>

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}] DCLRi,c,t× (1-RDFi) +

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

단, RDFi = 1이고, DRi,t < 1이면 DRi,t = 0

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

BPy =  [eqn: sum _{m} ^{연간``전력거래기간(12월-다음`해`11월)} BP _{m} `]

BPm =  [eqn: sum _{t} ^{m,의무감축시간대} HCF _{i,t}]

RTWFi = 1 + { (60 / RTi) / 10 } × RDFi

MGPi,t  <삭제 2016.12.30.>

MGPt   <삭제 2016.12.30.>

여기서,

DRPi,t	: 가격결정발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 수요감축요청에 따라 전력부하를 감축한 수요반응자원의 거래시간대별 수요감축요청이행량에 대한 정산금액

DRi,t : 거래시간대별 수요감축요청이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 급전운영을 위하여 수요반응자원에게 수요감축요청한 감축량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 수요감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

DCLRi,c,t : 실시간 수요감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 수요감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 수요감축요청이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

MGPt : 수요반응자원이 수요감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격

DFi,t : 수요감축요청 발령 지수로 수요반응자원에게 수요감축요청이 발령된 거래시간이면 1 아니면 0

RDCBLi,t : 실시간 수요감축요청에 따른 국민DR의 수요감축요청이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 거래시간별 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDMEi,t : 국민DR의 거래시간별 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 전력량의 합(kW-h)

BPy : 국민DR의 연간 기본정산금 환산금액(원)

BPm : 수요반응자원에 대한 월별 기본정산금 단가

(국민DR의 의무감축시간대는 평일 06~21시를 적용하여 산정)

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi. 단, 각 적용 계수는 거래 월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용한다.

RTWFi : 반응시간을 고려한 가중치

RTi : 수요반응자원의 최소감축준비시간(분)

MRT : 초기 등록한 표준DR 및 중소형DR의 전력거래기간 내 총 감축시간 한도

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 실시간 수요감축요청에 따른 수요감축요청이행량정산금(DRPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm DRP _{i} = sum _{t} ^{} DRP _{i,t}]

3. 의무감축용량에 대한 정산

수요반응자원의 기본정산금(DRBPi)은 수요반응자원의 의무감축용량에 대해 월별 기본정산금단가로 정산한다. 다만, 국민DR에 대해서는 기본정산금을 지급하지 아니한다.

즉,

DRBPi,m = ORCi,m × BPm × (1 – RDFi) × 1000

BPm =  [eqn: sum _{t} ^{m,의무감축시간대} HCF _{i,t}]

여기서,

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

4. 감축 미 이행에 대한 위약금 정산

가. 발전계획 미 이행에 대한 실적위약금 정산

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 실적위약금(PPCi,t)은 가격결정발전계획의 거래시간별 감축계획량에서 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량을 차감한 값에 계통한계가격과 발전계획 미 이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

PPCi,t  = Max(PSSRi,t – SRi,t , 0) × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

PPCi,t : 수요반응자원의 발전계획 미 이행에 대한 시간대별 감축량위약금

SRi,t	: 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSSRi,t  : 가격결정발전계획에서 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 발전계획 미 이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용한다.

수요반응자원의 거래일 발전계획 미 이행에 따른 실적위약금(PPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm PPC _{i} = sum _{t} ^{} PPC _{i,t}]

나. 실시간 수요감축요청 미 이행에 대한 기본위약금 정산

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 월별 기본위약금(BPCi,m)은 거래월별 기본정산금에 의무감축용량과 최대감축시간의 1/12을 나눈 값(단, 추가 전력거래 기간에 등록한 수요반응자원은 1/6 적용)에 월별 총 수요감축요청 미 이행량과 기본위약금계수를 곱한 값과 해당 월의 기본정산금 중 작은 값으로 정산한다. 단, 전력거래기간이 1개월 미만인 경우 거래일수로 일할 적용한다. <개정 2017.12.29., 2018.6.15.>

IBPCi,m =

[eqn: {DRBP _{i}} over {ORC _{i,d} TIMES MRT/12} ` TIMES ` sum _{t} ^{m} DRD _{i,t`} TIMES `BPCF` TIMES `DF _{i,t`}]

BPCi,m = Min(DRBPi,m, IBPCi,m)

여기서,

TDRBPi = [eqn: sum _{t} ^{총`거래기간}] DRBPi,t

DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0)

IBPCi,m : 거래월별 기본정산금 상한 적용 전 기본위약금

BPCi,m : 거래월별 기본위약금

TDRBPi : <삭제 2017.12.29.>

ORCi,d : 수요반응자원의 의무감축용량. 단, 전력거래기간 변경에 따라 수요반응자원의 의무감축용량이 변경될 경우, 거래일을 기준으로 변경내역을 적용한다.

MRT : 전력거래기간별 최대감축시간

DRDi,t : 거래시간별 수요감축요청미이행량

BPCF : 수요감축요청미이행량에 대한 기본위약금계수로 2를 적용한다.

DRBPi,m : 거래월별 기본정산금

5. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

가격결정발전계획에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 가격결정발전계획의 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉,

PSSRi,t => 0 이고, NPSI = 0 이면

XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SR – (Min(DRi,t , RSOi,t×1.2) × (1-XRSOFi,t) + DRi,t × XRSOFi,t), 0), PSSR} × 1000 - SLRPi,t}, 0] <개정 2015.9.30.>

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

SRi,t	: 거래시간별 계획감축량(MW-h)

SLRPi,t : 발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm SRSS _{t} =( sum _{i} ^{} SLRP _{i,t} + sum _{i} ^{} XDRESMP _{i,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

[eqn: rm PES _{t} =`TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} - sum _{d} ^{} PEL _{d,t}]

SRSSt :(Scheduled Reduction Settlement for a Sales Comapny) : 판매사업자의 거래시간에 대한 계획감축량정산금

SLRPi,t : 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량정산금

3. 의무감축용량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 월별 정산금은 모든 수요반응자원의 월별 의무감축용량에 대한 기본정산금 총액에 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

즉,

[eqn: rm BSS _{m} = sum _{i} ^{} DRBP _{i,m} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

여기서,

[eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} - sum _{d} ^{} PEL _{d,m}]

BSSm(Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 정산금액

DRBPi,m : 수요반응자원의 월별 용량정산금

PESm(Purchased Energy by Sales Company): 판매사업자의 거래월에 대한 구매 전력량

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래월에 대한 총 전력거래량

PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량

PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한  유효구매전력량

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

판매사업자에게 지급하는 월별 기본위약금은 해당 월에 발생한 기본위약금 총액에서 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm BRS _{m} = sum _{i} ^{} BPC _{i,m} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

여기서,

[eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k,t} ^{m} PEC _{k,t} - sum _{d,t} ^{m} PEL _{d,t}]

BRSm(Basic Refund for Sales Company) : 판매사업자의 월별 기본위약금

BPCi,m : 수요반응자원의 수요감축요청 미 이행에 대한 월별 용량위약금

PESm(Purchased Energy by Sales Company) : 판매사업자의 월별 구매 전력량

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 월별 총 전력거래량

PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm SRSLS _{t} =( sum _{i} ^{} SLRP _{i,t} + sum _{i} ^{} XDRESMP _{i,t} )# TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

SRSLSt(Scheduled Reduction Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금

SLRPi,t : 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량 정산금

3. 의무감축용량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 월별 정산금은 모든 수요반응자원의 월별 의무감축용량에 대한 기본정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm BSLS _{m} = sum _{i} ^{} DRBP _{i,m} TIMES {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

여기서,

BSLSm(Basic Settlement for a Local Sales Company) : 구역전기사업자의 의무감축용량에 대한 월별 정산금액

DRBPi,m : 수요반응자원의 월별 기본정산금

TETm(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 월별 총 전력거래량

PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량

PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한 유효구매전력량

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

구역사업자에게 지급하는 월별 기본위약금은 해당 월에 발생한 전체 용량위약금 총액에서 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm BRLS _{m} = sum _{i} ^{} BPC _{i,m} TIMES {sum _{t} ^{m} PEL _{t}} over {(TET _{m} - sum _{k,t} ^{m} PEC _{k,t} )}]

여기서,

BRLSm(Basic Refund for a Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 기본위약금

BPCi,m : 수요반응자원의 수요감축요청 미 이행에 대한 월별 기본위약금

TETm(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 월별 총 전력거래량

PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

PELt(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅴ. <신설>

[별표 28] [신설 2014.11.3.]

고객기준부하 산정 기준

1.0    고객기준부하 산정방식

1.1    Max(4/5)은 전력부하를 감축한 일(이하 “감축일”이라 함)로부터 최근 평일 5일(참고일) 중 감축일의 해당 수요감축요청 감축시간대에 대해서 평균 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정하는 방식이다. <개정 2018.6.15>

1.2     Mid(6/10)은 감축일로부터 최근 평일 10일(참고일) 중 감축일의 해당 수요감축요청 감축시간대에 대해서 평균 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 2일과 최소 2일을 제외하고 남은 6일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정하는 방식이다. <개정 2018.6.15>

1.3     Mid(4/6)은 감축일로부터 최근 평일 6일(참고일) 중 감축일의 해당 수요감축요청 감축시간대에 대해서 평균 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

1.4     Mid(8/10)은 감축일로부터 최근 평일 10일(참고일) 중 감축일의 해당 수요감축요청 감축시간대에 대해서 평균 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 8일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.2.2   적용방식

감축일의 감축시작시간으로부터 1시간 전에서 4시간 전까지의 3시간 동안의 평균 사용전력량에서 유사일의 동일 시간대의 평균 사용전력량을 차감한 값을 고객기준부하 산정방식에서 산정한 거래시간별 고객기준부하 값에 합하여 최종적인 고객기준부하를 산출한다. 단, 감축시간이 거래시간대에 1시간 미만으로 포함될 경우, 유사일의 동일시간대의 평균 사용전력량에 보정계수를 곱한 값을 적용하여 산정한다. <개정 2018.6.15>

거래시간별 감축시간에 대한 보정계수 = 거래시간대별 부하감축 지시 시간(분 단위로 60, 45, 30, 15 중 하나의 수) / 60

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.2    실시간 수요감축요청에 의한 전력부하감축량 산정 시 전력거래소의 실시간 수요감축요청 및 발전계획에 따른 감축일은 최대참고일에 포함하지 아니한다.<개정 2015.3.17.>

3.3     가격결정발전계획에 따른 전력부하감축량 산정 시 참고일에서 입찰일을 우선 제외한다. 단, 예약입찰의 경우 예약입찰일과 거래일 사이 영업일도 참고일에서 우선 제외한다.

3.4.2    고객기준부하 산정을 위한 필수 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다.

[별표 29] [신설 2014.11.3.]

수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준

3.0    RRMSE 산식

3.5    검증대상일에 발전계획 또는 실시간 수요감축요청에 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. [신설 2016.12.30.]

부  칙 <신 설>

[별지 제103호서식] [신설 2014.11.3.]

○ 초기	정산금 통지서
○ 최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-000-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

1. 수요반응자원의 전력거래 정산금 내역
11 전력부하감축거래량 111 발전계획에 따른 감축거래량 112 수요감축요청에 따른 감축거래량	kWh kWh kWh
12 실적정산금 121 계획감축량정산금 과세분 비과세분 122 수요감축요청이행량정산금 과세분 비과세분 123 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분	원원원원원원
13 기본정산금 과세분 비과세분	원 원
2. 위약금 내역
21 발전계획의 감축 미 이행량	kWh
22 수요감축요청의 감축 미 이행량	kWh
23 실적위약금 과세분 비과세분	원 원
24 기본위약금 과세분 비과세분	원원
3. 수수료	원
31 전력거래수수료	원

[별지 제104호서식] [신설 2014.11.3.]

전력거래대금 등	○ 청구서
	○ 수정청구서

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 수요감축요청이행량정산금 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] [신설 2014.11.3.] <개정 2016.12.30.>

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 수요감축요청이행량정산금 과세분 비과세분 23 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 과세분 비과세분 42 기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

제1장  총칙

제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23]

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

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 “전력수요 의무감축요청”이라 한다. <개정 2010.6.30., 2014.11.3., 2015.5.7., 2016.5.12., 2017.12.29., 2018.2.9.>

72. “수요반응참여고객”이라 함은 수요반응자원을 구성하여 전력부하를 실제로 감축하는 최종 전기소비자를 말한다.

73. “전력부하감축거래량”이라 함은 수요반응자원을 구성 하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량을 합한 것을 말하며 자발적 수요감축에 따른 전력부하감축거래량(이하 “계획감축량”)과 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력부하감축거래(이하 “전력수요 의무감축이행량”)로 구분한다. [신설 2014.11.3.]

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

제2장	발전입찰 및 가격결정

제2절  비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.4조(기능) 현행과 동일

① 심의 및 의결사항

1~22. 현행과 동일

23. 발전기의 연료전환성과계수

제5장	전력계통 운영

제1절	운영발전계획 <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, 제12.4.2.8조 제2항의 기준수요 초과 및 제3항의 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분된 감축계획량, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다.<개정 2006.12.26.>

가~사. 생략

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

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

①~② 현행과 동일

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.

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청 발령 전력수요감축 시행 <이하 생략>	공급 예비력
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)		운영 예비력

제3절	급전지시 [본절신설 2006.9.14.]

제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ 현행과 동일

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만, 제4호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다. [신설 2014.11.3.]

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

2. <삭제>

3~4. 현행과 동일

제5.3.4조(급전지시의 방법 등)  ①~② 현행과 동일

③ 제1항에도 불구하고 수요관리사업자에 대한 전력거래소의 전력수요 의무감축요청은 수요반응자원 전력거래시스템 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 따라 전송되어야 한다. [신설 2014.11.3.]

④ 전력거래소와 제3항의 규정에 의한 전력수요 의무감축요청을 받은 수요관리사업자는 전력수요 의무감축요청 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 전력수요 의무감축요청을 받은 수요관리사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다. <개정 2014.11.3., 2017.12.29.>

제12장 수요반응자원의 거래

제1절 통 칙

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

1. 현행과 동일

2. “의무감축용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 전력부하를 감축할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다.

3. “감축가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 포함되어 전력부하를 감축할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다.

4~6. 현행과 동일

7. “감축계획량”이라 함은 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 포함된 거래시간별 수요반응자원의 전력부하감축계획량을 말한다.

8. “전력거래기간”이라 함은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 수요관리사업자가 등록한 수요반응자원의 의무감축용량만큼 의무적으로 전력부하감축을 시행해야하는 기간을 말한다.

9~12. 현행과 동일

13. “기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 운영발전계획 수립을 위한 전력수요 예측치가 동·하계 수급대책기간의 최대전력수요(기준전망)를 초과 예상시 참여하는 거래를 말한다.

14. “미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 미세먼지 저감 및 관리에 관한 특별법 제18조에 따라 고농도 미세먼지 비상저감조치 발령 시 참여하는 거래를 말한다.

15. “자발적 수요감축”이라 함은 가격결정발전계획에 따른 수요감축, 기준수요 초과에 따른 수요감축, 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 말한다.

제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 현행과 동일

② 수요관리사업자의 전력거래자 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다.

1~2. 현행과 동일

3. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록)

① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록 또는 등록 변경(말소 포함)을 하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 등록신청기간 종료일까지 제3항에 따른 ‘등록신청 서류’를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 이전 전력거래기간부터 동일 수요관리사업자가 연속하여 등록하는 수요반응참여고객의 경우 변동사항이 없는 서류의 제출을 생략할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15>

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29.>

3. 「계량에 관한 법률」제14조에 따라 형식승인을 받은 전력량계가 사용되어야 하며, 전력거래소가 정하여 공고하는 요구기준(이하 “전력거래소 요구기준”이라 한다)에 따라 설치 및 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다.

4. 제3호의 전력량계 사용전력량 데이터는 당해 수요관리사업자와 특수관계(동일연결 실체내의 일원인 기업 및 관계기업, 기타 한국채택국제회계기준의 규정에서 특수관계자로 보는 경우)에 있지 아니한 다음 각 목의 사업자를 통하여 전력거래소에 원격으로 제공되어야 한다.

가. 판매사업자

나. 구역전기사업자

다. 전력량정보제공사업자

5. 전력거래소 요구기준에 따라 사용전력량 감시기기를 설치하고 5분 단위 실시간 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다.

6. 제3호의 전력량계가 감시기기 요구조건을 충족할 경우 감시기기 설치를 생략할 수 있다.

③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다.

1∼4. 현행과 동일

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

[신설 2016.12.30.]

④ 현행과 동일

⑤ 수요관리사업자는 초기 등록한 표준DR 또는 중소형DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 거래에서 감축시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 날이 2회일 경우, 자신의 타 수요반응자원으로 수요반응참여고객을 이동시킬 수 없다. [신설 2018.12.12.]

⑥ 현행과 동일

제3절 등록시험 및 감축시험

제1관 등록시험

제12.3.1.4조(결과에 대한 조치)

① 전력거래소는 등록시험의 평균 감축이행률이 80% 이상 97% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 등록신청용량에 평균 감축이행률을 곱한 값으로 등록한 의무감축용량을 조정하여야 한다.

② 전력거래소는 등록시험의 평균 감축이행률이 80% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 거래기간의 참여를 제한하며 해당 수요관리사업자에게 기본정산금 및 실적정산금을 지급하지 않는다.

제2관 감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. <개정 2016.12.30.>

1. 표준DR 또는 중소형DR

가. 감축시험은 12월 및 6월 1~2주에, 감축재시험은 12월 및 6월 3~4주에 시행함을 원칙으로 하며, 감축지속시간은 1~4시간으로 한다.

나. 감축시험은 시험기간 내 전체 자원에 대하여 불시에 시행한다.

다. 감축재시험은 당월 감축시험 및 감축시험을 대체하는 전력수요 의무감축요청의 평균 감축이행률이 97% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 자원을 대상으로 시험기간 내 불시에 시행한다.

라. <삭 제>

마. 감축시험 및 감축재시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다.

②~③ 현행과 동일

④ 전력거래소는 감축시험 및 감축재시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 전력수요 의무감축요청과 동일하게 적용하되, 실적정산금 계산 시에는 별표 26에 따라 구분하여 정산한다.

⑤ 감축시험 및 감축재시험은 수급상황에 따라 전력거래소가 시험기간을 연기 또는 시험을 면제 할 수 있으며, 이는 수요자원 전력거래시스템에 사전에 공지한다.

⑥ 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시험일 또는 감축재시험일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여 수요관리사업자에게 평가 결과 및 조치사항을 통보하여야 한다.

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목에 따른 감축재시험의 평균 감축이행률이 97% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 평균 감축이행률을 곱한 값으로 의무감축용량을 조정하여 감축재시험일의 10일 후(실근무일 기준)부터 적용하여야 한다.

제4절	수요반응자원의 거래

제1관 전력거래기간

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR 또는 중소형DR에 적용될 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다. <개정 2016.12.30.>

② 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

고정기본정산금단가 = [eqn: sum _{t} ^{의무감축시간대} DRHCF _{t} `` TIMES `FFSF _{t}]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

FFSFt : 수요반응자원의 시간대별 고정연료전환성과계수

③ 전력거래소는 제2.4.3조에 따라 전력거래기간 중 용량단가가 변경될 경우, 용량 단가의 산정기준 및 계수변경에 따른 고정기본정산금단가 변경내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하고 정산에 반영하여야 한다.

제2관 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 수요반응자원의 자발적수요감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. 현행과 동일

2. 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 감축가능용량은 1MW-h 이상이어야 하며, 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래는 0.1MW-h 이상이어야 한다.

3. 현행과 동일

② 전력거래소는 수요반응자원의 순편익가격을 매월 시작일로부터 2일전(실 근무일 기준)까지 공지하여야 한다.

③ 국민DR은 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에만 참여할 수 있다.

제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 다음 각 호에 따라 구분하여 제1호의 경우 거래일 전일 10시, 제2호 및 제3호의 경우 거래일 전일 16시까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 제2호 및 제3호의 거래는 하나의 입찰서로 제출하여야 한다.

1. 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래

2. 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래

3. 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래

② 현행과 동일

③ 전력거래소는 제1항 각 호의 거래별 동일한 수요반응자원의 입찰서가 2개 이상 제출된 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. 단, 제6항에 따라 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 시스템에서 자동으로 제출되는 입찰서는 이 조항에도 불구하고 별도로 인정한다.

④ 제1항 규정에 의한 입찰서에 제12.4.2.3조에서 정한 입찰서 내용 중 전부 또는 일부가 누락되거나 모사전송방식에서 입찰서를 제출한 자의 서명이 누락된 경우에는 입찰서를 제출하지 아니한 것으로 간주한다.

⑤ 전력거래소는 입찰서를 제출받은 때에는 접수된 시간을 기록하여 관리하여야 한다.

⑥ 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 입찰서가 제출된 수요반응자원이 가격결정발전계획에서 거래시간별 최대감축용량보다 적게 전력부하감축계획량을 배분받은 시간대가 있을 경우, 수요관리사업자는 그 차이를 감축가능용량으로 하여 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 해당 수요반응자원의 입찰서가 자동 제출되도록 선택할 수 있다.

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 및 3호의 거래에 대한 입찰서 자동제출 여부 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. <개정 2015.3.17.>

1~2. 현행과 동일

② 기준수요 초과에 따른, 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 다음 각 호의 내용이 기재되어야 한다.

1. 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량

2. 입찰에 참여하는 고객명세 (가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 입찰에 참여한 고객과 중복 불가)

3. 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 입찰에 참여한 전체 고객의 입찰 참여 여부

③ 제12.4.2.2조 제6항에서 수요관리사업자의 선택에 따라 자동으로 제출되는 입찰서에는 다음 각 호의 내용이 기재된다.

1. 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량 (가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 대한 입찰서의 거래시간별 최대감축용량과 제2.4.1조에 따라 수립된 가격결정발전계획에서 배분받은 거래시간별 감축계획량의 차이로 작성)

2. 입찰에 참여하는 고객명세 (가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 대한 입찰서와 동일하게 작성)

제12.4.2.6조(입찰제한)

① 수요반응자원의 감축시행일별 평균 감축이행률이 제12.4.2.2조 제1항 각 호의 거래별로 80% 미만인 횟수가 3회 이상인 경우, 전력거래소는 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지  해당 수요반응자원의 입찰제한을 예고하여야 한다.

② 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당하는 수요반응자원에 대하여 해당 사유가 발생한 거래일의 10일 후(실근무일 기준)부터 표준DR 및 중소형DR은 6개월, 국민DR은 1개월 동안 해당 거래의 입찰을 제한하여야 한다.

③ 현행과 동일

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.4.1조에 따라 수립된 가격결정발전계획을 따른다.

② 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 운영발전계획수립을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)으로 산정하며, 다음 각 호에 따라 수요자원별 감축계획량을 배분한다.

1. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 감축가능용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 감축가능용량으로 배분한다.

[eqn: DE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면,

DESRi,t = DESRAi,t

여기서,

DEt : 시간대별 기준수요 초과량

DESRAi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량

DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량

2. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 감축가능용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 감축가능용량에 비례하여 배분한다.

[eqn: DE _{t} `<` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면,

DESRi,t = [eqn: [(DESRA _{i,t} `-`min(DESRA _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(DE _{t} `- sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (DESRA _{i,t} -min(DESRA _{i,t} ,`1))} ``+`min(DESRA _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {DE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1)} ,`1)]

③ 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축계획량은 시간대별 미세먼지특별법 제18조에 따른 화력 발전기 출력감소량과 제21조에 따른 화력 발전기 출력감소량의 합(이하 “화력 발전기 출력감소량”으로 한다)으로 산정하며, 다음 각 호에 따라 수요반응자원별 감축계획량을 배분한다.

1. 거래시간별 전체 수요반응자원의 감축가능용량에서 제2항에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 감축가능용량에서 제2항에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다.

[eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} `-`DESR _{i,t} )]이면,

EMSRi,t = EMSRAi,t – DESRi,t

여기서,

EMt : 시간대별 화력 발전기 출력감소량

EMSRAi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량

EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량

2. 거래시간별 전체 수요반응자원의 감축가능용량에서 제2항에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 큰 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 감축가능용량에 비례하여 배분한다.

[eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} )]이면,

EMSRi,t = [eqn: [`(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} `-`min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} -min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]

④ 제2항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제1호 및 제2호의 해당하는 시간에 배분하고 제3항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제3호의 해당하는 시간에 배분하는 것을 원칙으로 하나, 특별한 사유가 있을 경우 사전에 고지한 후 변경할 수 있다.

1. 하계 수급대책기간 평일 13시부터 20시 사이

2. 동계 수급대책기간 평일 09시부터 20시 사이(12시~13시 제외)

3. 평일 06시부터 21시 사이(12시~13시 제외)

⑤ 전력거래소는 제2항, 제3항 및 제4항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량 배분 결과를 거래일 전일(실근무일 기준) 18시까지 수요반응자원 전력거래시스템을 통해 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

제3관 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청) ① 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청에는  다음 각 호의 내용을 포함하고 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 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 가능)

2. 국민DR

수요반응자원의 최소 의무감축용량(1.0MW), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 8시에서 24시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

② 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청은 수요반응자원별 아래 표에 따라 이루어져야 하며 중소형DR에 대한 일일 전력수요 의무감축요청은 비연속적으로 이루어져야 한다.

구분	표준DR	중소형DR	국민DR
전력수요 의무감축요청 발령시각 (감축준비시간)	감축시작 시각 최소 60분 전	좌 동	감축시작 시각 최소 30분 전
일일 전력수요 의무감축요청 한도	2회	2회	1회
의무감축지속시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	좌 동
전력거래기간 내 총 감축시간 한도 (추가등록 자원)	60시간 (30시간)	좌 동	해당사항 없음

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR 또는 중소형DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다.

② 전력거래소는 제1항에 따라 전력거래 제한을 예고한 수요반응자원에 대하여 전력거래제한 사유가 발생한 날의 10일 후(실근무일 기준)부터 전력거래기간 종료일까지 전력거래를 제한하여야 한다.

③ 현행과 동일

④ 전력거래소는 제12.3.2.1조 제7항에 따라 조정된 의무감축용량이 수요반응자원별 최소 의무감축용량을 충족하지 못할 경우 감축재시험일의 10일 후(실근무일 기준)부터 전력거래기간 종료일까지 전력거래를 제한하여야 한다.

⑤ 전력거래소는 제2항 및 제4항에 따라 전력거래가 제한된 수요반응자원에 대하여 다음 각 호의 조치를 하여야 한다.

1. 전력수요 의무감축요청을 발령하지 아니한다.

2. 기본정산금과 실적정산금을 지급하지 아니한다.

3. 입찰을 제한한다.

제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가

제1관 사용전력량 데이터 관리

제12.5.1.1조(실시간 사용전력량 감시기기 설치) 수요관리사업자는 전력거래소의 안정적인 실시간 급전운영을 위하여 제12.2.3조 제2항 제5호에 따라 실시간 사용전력량 감시기기를 설치하고 사용전력량 데이터를 안정적으로 전송할 수 있도록 관련 시스템을 유지 관리하여야 한다.

제2관 전력부하감축거래량 평가

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하감축량을 제12.5.2.3조에 따라 산정 후 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다. 다만, 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 대한 계획감축거래량 평가 시에는 해당 거래일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객에 한하여 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

2. 국민DR

제12.5.2.3조에 따라 산출된 수요반응자원별 전력부하감축량을 전력부하감축거래량으로 산출한다.

②~③ 현행과 동일

④ 제12.4.2.2조 제1항 각 호의 거래에 2개 이상 중복하여 참여하는 수요반응자원의 경우 전력부하감축거래량은 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래, 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래, 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 순서로 우선하여 평가한다.

제6절 정산

제1관 수요관리사업자에 대한 정산

제12.6.1.1조(전력부하감축거래량 등에 대한 실적정산금 정산) ① 전력거래소는 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표8 및 별표26에 따라 정산한다.

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량

3. SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

제12.6.1.2조(의무감축용량에 대한 기본정산금 정산) ① 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표26에 따라 정산한다.

1. 수요반응자원의 의무감축용량

② 전력거래소는 수요반응자원의 고정기본정산금을 월 단위로 정산하고 차등기본정산금을 2월, 5월, 8월, 11월에 별표 26에 따라 정산하며, 해당 월 마지막 거래일 정산명세서에 반영한다.

제12.6.1.3조(감축 미이행에 대한 위약금 정산) ① 전력거래소는 수요관리사업자가 부담해야할 감축 미이행에 대한 위약금을 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표 26에 따라 정산한다.

1. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금

2. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금

② 전력거래소는 제1항 제2호의 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금을 월단위로 정산하며 거래월의 마지막 거래일 정산명세서에 반영한다. 단, 기본위약금이 해당 월 기본정산금을 초과할 경우 별표 26에 따라 다음 달 기본정산금에서 추가적으로 차감하고 차감 월 마지막 거래일 정산명세서에 반영한다.

제2관 판매사업자의 수요반응자원에 대한 정산

제12.6.2.1조(자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산금액은 별표 26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산금액과 SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가 정산금액을 합한 값을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제12.6.2.2조(실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제3관	구역전기사업자의 수요반응자원에 대한 정산

제12.6.3.1조(자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산금액과 SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산금액을 합한 값을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제12.6.3.2조(실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
BPCi,m	기본위약금 (Basic Penalty Charge)	원	전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 거래월의 기본위약금
DBPi,m	수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 (Differential Basic Price)	원	수요반응자원의 의무감축용량에 대한 거래월별 차등기본정산금
DBPFm	차등기본정산금 정산월 계수 (Differential Basic Price paid Factor)	-	차등기본정산금 정산월 (2, 5, 8 ,11월) 계수
DESRi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축계획량 (Demand Excess Scheduled Reduction)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 감축계획량
DFi,t	전력수요 의무감축요청 발령 지수 (Dispatch Flag)		수요반응자원에 대한 전력수요 의무감축요청 발령 여부 지수
DFSFim	수요반응자원의 차등연료전환성과계수(Differential Fuel Switching Factor)		발전기여도와 환경기여도를 고려한 수요반응자원의 차등연료전환성과계수
DLRi,t	실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 거래시간별 감축인정량 (Dispatched Load Reduction)	MW-h	실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
DRDi,t	전력수요 의무감축요청미이행량 (Dispatch Reduction Deficiency)	kW-h	거래시간별 전력수요 의무감축요청미이행량
DRi,t	전력수요 의무감축이행량 (Dispatched Reduction)	kW-h	제12.1.1조 용어의 정의 참조
DRPi,t	전력수요 의무감축이행량정산금 (Dispatched Reduction Payment)	원	전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금
DRHCFi,t	수요반응자원 용량단가 (DR Hourly Capacity Fee)	원/㎾-h	수요반응자원의 거래시간별 용량 단가
DRTFi,t	감축시험 및 감축재시험 지수 (DR Test Flag)	-	감축시험 및 감축재시험 여부 지수
DRTMi	전력거래기간의 총 전력거래월수 (DR Total Month)	-	수요반응자원별 전력거래기간의 총 전력거래월수
DRSLSd	구역전기사업자의 거래일 전력수요 의무감축이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래일별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금
DRSLSt	구역전기사업자의 거래시간별 전력수요 의무감축이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래시간별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금
DRSSd	판매사업자의 거래일 전력수요 의무감축이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for Sales Company)	원	판매사업자의 거래일별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금
DRSSt	판매사업자의 거래시간별 전력수요 의무감축이행량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for Sales Company)	원	판매사업자의 거래시간별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금
DSLRi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축인정량 (Demand excess Scheduled Load Reduction)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
DSLRPi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 계획감축량정산금 (Demand excess Scheduled Load Reduction Payment)	원	기준수요 초과에 따른 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액
DSRi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 계획감축량 (Demand excess Scheduled Reduction)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량
DSRFi,c,t	기준수요 초과에 따른 거래 참여 지수 (Demand excess Scheduled Reduction Flag)	-	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래 참여 여부 지수
EMSRi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축계획량 (EnvironMental Scheduled Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 감축계획량
ESLRi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축인정량 (Environmental Scheduled Load Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
ESLRPi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 계획감축량정산금 (Environmental Scheduled Load Reduction Payment)	원	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액
ESRi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 계획감축량 (Environmental Scheduled Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량
ESRFi,c,t	미세먼지 저감을 위한 거래 참여 지수 (Environmental Scheduled Reduction Flag)	-	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 참여 여부 지수
FBPi,m	수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 (Fixed Basic Price)	원	수요반응자원의 의무감축용량에 대한 거래월별 고정기본정산금
FFSFi	수요반응자원의 고정연료전환성과계수(Fixed Fuel Switching Factor)		발전기여도와 환경기여도를 고려한 수요반응자원의 고정연료전환성과계수
MGPt	최고발전가격 (Maximum Generating Unit Price)	원/MWh	수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격
ORCi,t	의무감축용량(Obligation Reduction Capacity)	MW	제12.1.1조 용어의 정의 참조
PDSRi,t	가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량 (Price setting Scheduled Reduction except Demand excess Scheduled Reduction)	MW-h	가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량
PESRi,t	미세먼지 저감을 위한 계획감축량을 제외한 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량 (Price setting Scheduled Reduction except Environmental Scheduled Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요감축을 제외한 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량
PPCi,t	자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 (Performance Penalty Charge)	원	자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금
PPCF	자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금 계수 (Performance Penalty Charge Coefficient)		자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수
PSLRi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축인정량 (Price setting Scheduled Load Reduction)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
PSLRPi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량정산금 (Price setting Scheduled Load Reduction Payment)	원	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액
PSRi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량 (Price setting Scheduled Reduction)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량
PSRFi,c,t	가격결정발전계획에 따른 거래 참여 지수 (Price Setting Scheduled Reduction Flag)	-	가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 참여 여부 지수
PSSRi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축계획량 (Price Setting Scheduled Reduction)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 감축계획량
RSOi,t	전력수요 의무감축요청량 (Reduction Ordered by System Operator)	MW-h	수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량
SLRPi,t	자발적 수요감축에 따른 거래시간별 계획감축량정산금 (Scheduled Load Reduction Payment)	원	자발적 수요감축에 따른 감축계획량 이내의 실제 계획감축량에 대한 정산금
XRSOFi,t	의무감축용량 초과 전력수요 의무감축요청 여부표시기 (eXtra Reduction Ordered by System Operator)		전력수급 비상시 의무감축용량 초과 전력수요 의무감축요청 여부 표시기

[별표 4]

입찰 운영 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

6.3.8.2  가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 수요관리사업자가 입찰하는 수요반응자원의 감축가격은 월별 수요반응자원 순편익가격 이상이어야 한다.

6.3.8.3	가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다.

6.3.8.7	수요회원은 제12.4.2.2조 제6항에 따라 자동 제출된 입찰서의 경우 마감시간과 관계없이 입찰서의 내용을 수정 또는 변경할 수 없다.

7.7.1	최소감축용량(단위 : MW) [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 최소감축용량은 입찰서의 첫 구간의 감축가능용량으로 처리한다. 단, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 기준수요 초과 및 제3호 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우 적용하지 아니한다.

7.8.1	최소 감축지속시간(단위 : Hr)  [신설 2014.11.3.]

수요반응자원이 전력부하감축을 시작하여 중지할 수 있기까지의 최소시간 간격으로서, 이 시간 내에는 전력부하감축을 중지 할 수 없는 것을 말한다. 단, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 기준수요 초과 및 제3호 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우 적용하지 아니한다.

9.1	입력 자리수

9.1.1	최대발전용량, 최소발전용량, 공급가능용량, 제약운전 공급가능용량, 재선언공급가능용량, 양수 예상수요, 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에서 최대감축용량, 최소감축용량, 감축가능용량은 정수(소수점 이하 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다. <개정 2014.11.3.>

9.1.2	출력증가율, 출력감소율, 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축가능용량은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다.

[별표 5]

전력수요 예측 절차

7.0	절  차

7.1	일간 전력수요예측 절차

7.1.1	수요예측기준

7.1.1.5 전력수요예측은 수요반응자원의 자발적 수요감축에 따른 감축계획량과 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청량을 반영하여 예측한다. [신설 2014.11.3.]

7.1.2	자료입력

7.1.2.1	수요예측담당자는 수요예측시스템의 자료관리 데이터베이스(DB)에  아래의 자료를 입력한다. <개정 2006.1.26, 개정 2011.12.2>

1. 전일 시간대별 발전전력량(수요실적)

2. 전국 8대도시 최고, 최저 기온 및 조업률 현황

3. 제주 4개지역 최고, 최저 기온

단, 수요예측시스템 개선완료시까지는 전국 5대도시 최고, 최저 기온반영

4. 전일 시간대별 수요반응자원의 감축계획량 및 전력수요 의무감축요청량 [신설 2014.11.3.]

[별표 8]

정산 및 결제 절차

7.1.5  수요반응자원의 의무감축용량(ORC), 자발적 수요감축에 따른 계획감축량(PSR, DSR, ESR), 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량(DR), 국민DR 고객기준부하(CBL), 국민DR 사용전력량(ME)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(kWh까지 계산) [신설 2014.11.3.]

[별표 9]

운영발전계획 수립 절차

7.2.2.2	발전제약사항 입력

3. 생략

가. 생략

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

1) 생략

2) 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 전력수요 의무감축요청량을 반영하여 예비력을 확보한다. [신설 2014.11.3.]

7.3.2	생략

1~2. 생략

3. 각 수요반응자원의 시간대별 전력수요 의무감축요청량을 재산정한다. [신설 2014.11.3.]

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

3.0 책  임

3.4  수요관리사업자 [신설 2014.11.3.]

전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 전력수요 의무감축요청에 협조하여야 하며, 수요반응자원의 전력부하감축량 증대 및 감축지속시간 연장을 위해 노력하여야 한다.

7.2.2.1 수급경보 발령전(공급예비력 5,000MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3.>

1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령하여 전력부하감축을 시행한다.  [신설 2014.11.3.]

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 ∙

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

가. 가격결정발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

나. 기준수요 초과에 따른 계획감축량에 대한 정산

다. 미세먼지 저감을 위한 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

가. 표준DR 또는 중소형DR

나. 국민DR

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

4. 위약금에 대한 정산

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산

1) 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

2) 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

3) 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

5. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산

4. 위약금에 대한 정산

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

Ⅲ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

4. 위약금에 대한 정산

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

Ⅳ. 현행과 동일

Ⅴ. 수요반응자원의 연료전환성과계수 산정기준

1. 고정연료전환성과계수의 산정

2. 차등연료전환성과계수의 산정

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산은 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액(PSLRPi,t), 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액(DSLRPi,t), 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액(ESLRPi,t)을 합산하여 정산한다. 또한 감축량 산정 시에는 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 감축(DLRi,t), 가격결정발전계획에 따른 감축(PSLRi,t), 기준수요 초과에 따른 감축(DSLRi,t), 미세먼지 저감을 위한 감축(ESLRi,t) 순으로 감축량을 산정한다.

실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 감축이행량 제외

① 자발적 수요감축에 따른 감축량 산정

② 가격결정발전계획에 따른 감축량 산정

③ 기준수요 초과에 따른 감축량 산정

가격결정발전계획에 따른 감축량 제외

④ 미세먼지 저감을 위한 감축량 산정

기준수요 초과에 따른 감축량 제외

SLRPi,t = PSLRPi,t + DSLRPi,t + ESLRPi,t

여기서,

SLRPi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

PSLRPi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

DSLRPi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

ESLRPi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

가. 가격결정발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

가격결정발전계획에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

PSLRPi,t = PSLRi,t × SMPt × 1000

PSLRi,t = Min[ Max{ PSRi,t - DLRi,t , 0} , PSSRi,t]

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

PSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PSCLRi,t × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,t × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

PSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

PSLRPi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DLRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

PSRi,t	: 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

PSSRi,t  : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PSCLRi,c,t : 가격결정발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

PSRFi,c,t : 시간대별 가격결정발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

RDSCBLi,t : 국민DR의 발전계획 감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDSMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RDCBLi,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 국민DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 가격결정발전계획에 따른 계획감축량정산금(PSLRPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm PSLRP _{i} = sum _{t} ^{} PSLRP _{i,t}]

나. 기준수요 초과에 따른 계획감축량에 대한 정산

기준수요 초과에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축이행량에 대해 우선적으로 정산하고, 가격결정발전계획에 따른 계획감축량을 배분받은 거래시간과 중복되는 경우에는 가격결정발전계획에 따른 계획감축량을 우선적으로 정산한다.

DSLRPi,t = DSLRi,t × SMPt × 1000

DSLRi,t = Min[ Max{ (PDSRi,t - PSLRi,t) × DEDFi,t + DSRi,t - DLRi,t , 0} , DESRi,t]

PSLRi,t = Min[ Max{ PSRi,t - DLRi,t , 0} , PSSRi,t]

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

DSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DSCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PDSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PDCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,t × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

DSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × DSRFi,c,t × (1 - PSRFi,c,t)

PDCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × DSRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

DSLRPi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DSRi,t	: 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSRi,t	: 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PDSRi,t : 수요반응자원에서 가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DLRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

DESRi,t  : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PSSRi,t  : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

DSCLRi,c,t : 기준수요 초과에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PSCLRi,c,t : 가격결정발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PDCLRi,c,t : 가격결정발전계획 및 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

DSRFi,c,t : 시간대별 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

PSRFi,c,t : 시간대별 가격결정발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

DEDFi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요감축에 참여한 고객이 기준수요 초과 또는 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 참여 여부(참여한 경우 1 아니면 0)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 기준수요 초과에 따른 계획감축량정산금(DSLRPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm DSLRP _{i} = sum _{t} ^{} DSLRP _{i,t}]

다. 미세먼지 저감을 위한 계획감축량에 대한 정산

미세먼지 저감을 위한 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축이행량에 대해 우선적으로 정산하고, 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 및 기준수요 초과에 따른 계획감축량을 배분받은 거래시간과 중복되는 경우에는 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 및 기준수요 초과에 따른 계획감축량을 우선적으로 정산한다.

ESLRPi,t = ESLRi,t × SMPt × 1000

ESLRi,t = Min[ Max{ (PESRi,t - PSLRi,t) × DEDFi,t + ESRi,t - DLRi,t - DSLRi,t , 0} , EMSRi,t]

DSLRi,t = Min[ Max{ (PDSRi,t - PSLRi,t) × DEDFi,t + DSRi,t - DLRi,t , 0} , DESRi,t]

PSLRi,t = Min[ Max{ PSRi,t - DLRi,t , 0} , PSSRi,t]

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

ESRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]ESCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

DSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DSCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PESRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PECLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PDSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PDCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PSCLRi,t × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,t × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

ESCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × ESRFi,c,t × (1 - PSRFi,c,t)

DSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × DSRFi,c,t × (1 - PSRFi,c,t)

PSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t

PECLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × ESRFi,c,t

PDCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × DSRFi,c,t

DCLRi,c,t = (DCBLi,c,t – MEi,c,t)

여기서,

ESLRPi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

ESLRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DLRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

ESRi,t	: 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DSRi,t	: 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSRi,t	: 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PESRi,t : 수요반응자원에서 가격결정발전계획과 미세먼지 저감을 위한 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PDSRi,t : 수요반응자원에서 가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

EMSRi,t  : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

DESRi,t  : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PSSRi,t  : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

ESCLRi,c,t : 미세먼지 저감을 위한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DSCLRi,c,t : 기준수요 초과에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PSCLRi,c,t : 가격결정발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PECLRi,c,t : 가격결정발전계획 및 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PDCLRi,c,t : 가격결정발전계획 및 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

ESRFi,c,t : 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

DSRFi,c,t : 시간대별 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

PSRFi,c,t : 시간대별 가격결정발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

DEDFi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요감축에 참여한 고객이 기준수요 초과 또는 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 참여 여부(참여한 경우 1 아니면 0)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 미세먼지 저감에 기여한 운영발전계획에 따른 계획감축량정산금(ESLRPi,t)은 다음과 같다.

[eqn: rm ESLRP _{i} = sum _{t} ^{} ESLRP _{i,t}]

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

가격결정발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 수요반응자원의 종류에 따라 다음 각 목과 같이 정산금을 산정한다.

가. 표준DR 또는 중소형DR

전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 SMP로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다. <개정 2017.12.29.>

나. 국민DR

전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 비상대응 의무이행량이 최소 의무감축용량 이상 이행한 경우 해당 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 MGP를 더한 값으로 한다.

DRPi,t = [ DLRi,t × {SMPt × DRTFi,t + MGPt × (1 – DRTFi,t)} × (1-RDFi)

+ DRi,t × {(RBPy / MRT) + MGPt } × RDFi ] × RTWFi × 1000

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}] DCLRi,c,t× (1-RDFi) +

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

단, RDFi = 1이고, DRi,t < 1이면 DRi,t = 0

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

RBPy =  [eqn: sum _{m} ^{전력거래기간} RBP _{m} `]

RBPm =  [eqn: sum _{t} ^{m,국민DR```의무감축시간대} RHCF _{i,t}]

RHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi.

RTWFi = 1 + { (60 / RTi) / 10 } × RDFi

여기서,

DRPi,t	: 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액

DLRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행인정량(MW-h)

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

MGPt : 수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격

DRTFi,t : 감축시험 및 감축재시험 지수(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

RDCBLi,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 국민DR의 전력수요 의무감축 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RBPy : 국민DR의 연간 기본정산금 단가(원/kW)

RBPm : 국민DR의 월별 기본정산금 단가(원/kW)

(국민DR의 의무감축시간대는 평일 08~24시를 적용하여 산정, 단, 12~13시는 제외)

RHCFi,t : 국민DR의 시간대별 용량 단가

단, 각 적용 계수는 거래 월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 국민DR의 FSF는 1을 적용

RTWFi : 반응시간을 고려한 가중치

RTi : 수요반응자원의 최소감축준비시간(분)

MRT : 전력거래기간별 최대감축시간

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량정산금(DRPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm DRP _{i} = sum _{t} ^{} DRP _{i,t}]

3. 의무감축용량에 대한 정산

수요반응자원의 기본정산금(DRBPi)은 수요반응자원의 의무감축용량에 대해 월별 고정기본정산금(DRFBPi)과 차등기본정산금(DRDBPi)을 합산하여 정산한다. 단, 국민DR에 대해서는 기본정산금을 지급하지 아니한다.

DRBPi,m = DRFBPi,m + DRDBPi,m

여기서,

DRBPi,m : 수요반응자원의 정산월별 기본정산금

DRFBPi,m : 수요반응자원의 정산월별 고정기본정산금

DRDBPi,m : 수요반응자원의 정산월별 차등기본정산금

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산

수요반응자원의 고정기본정산금(DRFBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 월별 용량 단가(DRHCFi,t)에 고정 연료전환성과계수(FFSFi,m)를 곱한 값으로 정산한다.

DRFBPi,m = FBPi,m

FBPi,m = [eqn: sum _{t} ^{m,의무감축시간대} (ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} )`] × FFSFi,m × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별 용량가격계수

FFSFi,m : 수요반응자원의 거래일별 고정연료전환성과계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산

수요반응자원의 차등기본정산금(DRDBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 월별 용량 단가(DRHCFi,t)에 차등 연료전환성과계수(DFSFi,m)와 고정 연료전환성과계수(FFSFi,m)의 차이를 곱한 값으로 정산한다. 단, 차등기본정산금(DRDBPi)은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

DRDBPi,m = ([eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# ````````````````개시월}} ^{m} DBP _{i,k}] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# ````````````````개시월}} ^{`m-1} DRDBP _{i,k}] ) × DBPFm

DBPi,m = [eqn: sum _{t} ^{m,`의무감축시간대} (ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} )] × (DFSFi,m – FFSFi,m) × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별용량가격계수

FFSFi,m : 수요반응자원의 거래일별 고정연료전환성과계수

DFSFi,m : 수요반응자원의 거래일별 차등연료전환성과계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

4. 위약금에 대한 정산

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 실적위약금(PPCi,t)은 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi,t),  기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi,t) 및 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi,t)을 합하여 정산한다.

수요반응자원의 거래일 자발적 수요감축 미이행에 따른 실적위약금(PPCi)은 다음과 같다.

PPCi  = PPPCi + DPPCi + EPPCi

1) 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi,t)은 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(PSSRi,t)에서 감축인정량(PSLRi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

PPPCi,t  = (PSSRi,t - PSLRi,t) × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

PPPCi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

PSSRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm PPPC _{i} = sum _{t} ^{} PPPC _{i,t}]

2) 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi,t)은 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(DESRi,t)에서 감축인정량(DSLRi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

DPPCi,t  = (DESRi,t - DSLRi,t) × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

DPPCi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm DPPC _{i} = sum _{t} ^{} DPPC _{i,t}]

3) 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi,t)은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(EMSRi,t)에서 감축인정량(ESLRi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

EPPCi,t  = (EMSRi,t - ESLRi,t) × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

EPPCi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

ESLRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm EPPC _{i} = sum _{t} ^{} EPPC _{i,t}]

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 월별 기본위약금(BPCi,m)은 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 기본위약금 산정을 위한 연료전환성과계수(BPFSFi)와 전력수요 의무감축요청 미이행량을 곱하고, 전력거래기간의 감축시간 한도에 전체 거래월 수로 나눈 값을 나누어 기본위약금계수를 곱한 값으로 정산한다. 이때 수요반응자원의 거래월의 기본정산금을 초과하는 기본위약금에 대해서는 다음 거래월 기본위약금에 가산하여 정산한다. 다만, 국민DR은 기본위약금을 면제한다. <개정 2017.12.29., 2018.6.15.>

BPCi,m = (FBPCi,m + DBPCi,m) × (1 – RDFi)

FBPCi,m = FBPCCi,m + IFBPCi,m

FBPCCi,m = Min(IBPCi,m-1 – IFBPCi,m-1 ,  FBPi,m)

IFBPCi,m = Min(IBPCi,m , FBPi,m – FBPCCi,m)

RBPCi,m = IBPCi,m – IFBPCi,m – FBPCCi,m+1

IBPCi,m =

[eqn: {sum _{t} ^{m,`의무`감축시간대} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPFSF _{i}} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}} ` TIMES ` sum _{t} ^{m} DRD _{i,t`} ` TIMES `BPCF`` TIMES (1-RDF _{i} )]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0)

DBPCi,m = ([eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# ````````````````개시월}} ^{m} (DBPCC _{i,k} `+`IDBPC _{i,k} )] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# ````````````````개시월}} ^{`m-1} DBPC _{i,k}])  × DBPFm

DBPCCi,m = Min(RBPCi,m-1 – IDBPCi,m-1, DBPi,m)

IDBPCi,m = Min(RBPCi,m, DBPi,m – DBPCCi,m)

여기서,

BPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 기본위약금

FBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

IFBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

RBPCi,m : 거래월별 고정기본정산금 한도의 잔여 기본위약금

IBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 기본정산금 상한 적용 전 기본위약금

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

BPFSFi : 기본위약금 산정을 위한 연료전환성과계수로 1을 적용

DRDi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청미이행량

BPCF : 전력수요 의무감축미이행량에 대한 기본위약금계수로 2를 적용한다.

MRTi : 전력거래기간별 수요반응자원의 최대감축시간

DRTMi : 수요반응자원별 거래기간의 전력거래월수(초기등록자원은 12, 추가등록자원은 6)

DBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

IDBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

5. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

가격결정발전계획에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 가격결정발전계획의 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉,

PSSRi,t => 0 이고, NPSI = 0 이면

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( PSRi,t – DLRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 - PSLRPi,t} , 0]

<개정 2015.9.30.>

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

여기서,

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

PSRi,t	: 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DLRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

PSSRi,t  : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PSLRPi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm SRSS _{t} =( sum _{i} ^{} SLRP _{i,t} + sum _{i} ^{} XDRESMP _{i,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

[eqn: rm PES _{t} =`TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} - sum _{d} ^{} PEL _{d,t}]

SRSSt :(Scheduled Reduction Settlement for a Sales Comapny) : 판매사업자의 거래시간에 대한 계획감축량정산금

SLRPi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

3. 의무감축용량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 월별 정산금은 모든 수요반응자원의 월별 의무감축용량에 대한 고정기본정산금과 차등기본정산금으로 나누어 정산한다.

BSSm = FBSSm + DBSSm

여기서,

BSSm(Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 기본정산금액

FBSSm(Fixed Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 고정기본정산금액

DBSSm(Differential Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 차등고정정산금액

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

판매사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 고정기본정산금은 모든 수요반응자원의 월별 고정기본정산금 총액에 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm FBSS _{m} = sum _{i} ^{} FBP _{i,m} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

여기서,

[eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} - sum _{d} ^{} PEL _{d,m}]

FBSSm(Fixed Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 고정기본정산금액

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

PESm(Purchased Energy by Sales Company): 판매사업자의 거래월에 대한 구매 전력량

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래월에 대한 총 전력거래량

PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량

PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한  유효구매전력량

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

판매사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 차등기본정산금은 모든 수요반응자원의 월별 차등기본정산금 총액에 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 단, 의무감축용량에 대한 차등기본정산금은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

[eqn: rm DBSS _{m} =( sum _{eqalign{k=전력거래`# ```````````````개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} DBP _{i,k} TIMES PERS _{k} - sum _{eqalign{k=전력거래`# ```````````````개시월}} ^{m-1} DBSS _{k} )# ` TIMES DBPF _{m}]

여기서,

[eqn: rm PERS _{m} = {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

[eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} - sum _{d} ^{} PEL _{d,m}]

DBSSm(Differential Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 차등고정정산금액

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

PERSm(Purchased Energy Ratio by Sales Company) : 판매사업자의 월별 구매 전력량 비율

PESm(Purchased Energy by Sales Company): 판매사업자의 거래월에 대한 구매 전력량

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래월에 대한 총 전력거래량

PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량

PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한  유효구매전력량

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

판매사업자에게 지급하는 월별 기본위약금은 해당 월에 발생한 기본위약금 총액에서 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

BRSm = FBRSm + DBRSm

[eqn: rm FBRS _{m} = sum _{i} ^{} (FBPCC _{i,m} TIMES PERS _{m-1} `+`IFBPC _{i,m} TIMES PERS _{m} )]

[eqn: rm DBRS _{m} =[ sum _{eqalign{k=전력거래# ```````````````개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} (DBPCC _{i,k} TIMES PERS _{k-1} `+`IDBPC _{i,k}# ``````````````````````````````````````````````` TIMES PERS _{k} )`-` sum _{eqalign{k=전력거래# ```````````````개시월}} ^{m-1} rm DBRS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m}]

[eqn: rm DBRS _{m} =[ sum _{eqalign{k=전력거래# ```````````````개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} (DBPCC _{i,k} TIMES PERS _{k-1} `+`IDBPC _{i,k}# ````````````````````````````````````` TIMES PERS _{k} )`-` sum _{eqalign{k=전력거래# ```````````````개시월}} ^{m-1} rm DBRS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m} `]

여기서,

[eqn: rm PERS _{m} = {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}] [eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k,t} ^{m} PEC _{k,t} - sum _{d,t} ^{m} PEL _{d,t}]

BRSm(Basic Refund for Sales Company) : 판매사업자의 월별 기본위약금

FBRSm(Fixed Basic Refund for Sales Company) : 판매사업자의 월별 고정기본위약금

DBRSm(Differential Basic Refund for Sales Company) : 판매사업자의 월별 차등기본위약금

IFBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

IDBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

PERSm(Purchased Energy Ratio by Sales Company) : 판매사업자의 월별 구매 전력량 비율

PESm(Purchased Energy by Sales Company) : 판매사업자의 월별 구매 전력량

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 월별 총 전력거래량

PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요감축 따른 계획감축량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm SRSLS _{t} =( sum _{i} ^{} SLRP _{i,t} + sum _{i} ^{} XDRESMP _{i,t} )# TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

SRSLSt(Scheduled Reduction Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 거래시간별 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산금

SLRPi,t : 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량 정산금

3. 의무감축용량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 월별 정산금은 모든 수요반응자원의 월별 의무감축용량에 대한 고정기본정산금과 차등기본정산금으로 나누어 정산한다.

BSLSm = FBSLSm + DBSLSm

여기서,

BSLSm(Basic Settlement for a Local Sales Company) : 구역전기사업자의 의무감축용량에 대한 월별 기본정산금액

FBSLSm(Fixed Basic Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 의무감축용량에 대한 월별 고정기본정산금액

DBSLSm(Differential Basic Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 의무감축용량에 대한 월별 차등고정정산금액

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

구역전기사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 고정기본정산금은 모든 수요반응자원의 월별 고정기본정산금 총액에 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm FBSLS _{m} = sum _{i} ^{} FBP _{i,m} TIMES {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

여기서,

FBSLSm(Fixed Basic Settlement for Local Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 고정기본정산금액

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래월에 대한 총 전력거래량

PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량

PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한  유효구매전력량

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

구역전기사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 차등기본정산금은 모든 수요반응자원의 월별 차등기본정산금 총액에 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 단, 의무감축용량에 대한 차등기본정산금은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

[eqn: rm DBSLS _{m} =( sum _{eqalign{k=전력거래`# ```````````````개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} DBP _{i,k} TIMES PERL _{k} - sum _{eqalign{k=전력거래`# ```````````````개시월}} ^{m-1} DBSLS _{k} )`# ````````````````````````````````````````` TIMES `DBPF _{m}]

여기서,

[eqn: rm PERL _{m} = {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

DBSLSm(Differential Basic Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 의무감축용량에 대한 월별 차등고정정산금액

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

PERLm(Purchased Energy Ratio by Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 구매 전력량 비율

TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래월에 대한 총 전력거래량

PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량

PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한  유효구매전력량

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

구역사업자에게 지급하는 월별 기본위약금은 해당 월에 발생한 전체 용량위약금 총액에서 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

BRLSm = FBRLSm + DBRLSm

[eqn: rm FBRLS _{m} = sum _{i} ^{} (FBPCC _{i,m} TIMES PERL _{m-1} `+`IFBPC _{i,m}# ````````````````````````````````````````` TIMES PERL _{m} )]

[eqn: rm DBRLS _{m} =[ sum _{eqalign{k=전력거래# ```````````````개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} (DBPCC _{i,k} TIMES PERL _{k-1} +IDBPC _{i,k}# ```````````````````````````````````````````` TIMES PERL _{k} )```- sum _{eqalign{k=전력거래# ```````````````개시월}} ^{m-1} rm DBRLS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m}]

여기서,

[eqn: rm PERL _{m} = {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

BRLSm(Basic Refund for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 기본위약금

FBRLSm(Fixed Basic Refund for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 고정기본위약금

DBRLSm(Differential Basic Refund for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 차등기본위약금

IFBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

IDBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

PERLm(Purchased Energy Ratio by Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 구매 전력량 비율

TETm(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 월별 총 전력거래량

PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

PELt(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅴ. 수요반응자원의 연료전환성과계수

수요반응자원의 연료전환성과계수는 고정연료전환성과계수와 차등연료전환성과계수로 나누어 산정한다. 또한 발전기여도와 환경기여도를 8:2의 비중으로 합하여 산출하고 소수점 다섯째자리에서 반올림하여 넷째자리까지 산출한다. 즉,

연료전환성과계수 = 발전기여도×0.8 + 환경기여도×0.2

1. 수요반응자원의 고정연료전환성과계수의 산정

수요반응자원의 고정연료전환성과계수는 매년 6월 산정하여 당해 7월부터 이듬해 6월까지 고정기본정산금 정산에 적용한다. 이때 산정 기준시점 최근 자료를 사용하여 산정하고 수요반응자원의 발전기여도 개별이용률은 0을 적용한다.

2. 수요반응자원의 차등연료전환성과계수의 산정

수요반응자원의 차등연료전환성과계수는 매년 2월, 5월, 8월, 11월 마지막 거래일의 수요반응자원 전력거래대금 초기 정산일까지 산정하고 거래기간 시작 월부터 해당 거래 월까지 산정하여 분기별 차등기본정산금 정산에 적용한다. 차등연료전환성과계수 산정 시 수요반응자원의 발전기여도 개별이용률은 거래기간 시작 월부터 해당 월까지의 수요반응자원별 거래실적을 적용하여 산정하고 그 외의 값은 해당 월의 고정연료전환성과계수 산정 시 사용한 자료를 사용한다.

3. 수요반응자원의 발전기여도

수요반응자원의 발전기여도는 개별이용률을 기준이용률로 나누어 산출하며, 최댓값은 1로 하며 다음 산식에 따라 산정한다. 수요반응자원의 기준이용률은 기준감축시간을 의무감축시간으로 나눈 값을 적용하고 개별이용률은 실적감축시간을 의무감축시간으로 나눈 값을 적용한다. 이때, 수요반응자원의 단위전력량당 운전유지비, 기준용량가격 중 수전전력기본요금단가, 기준용량가격, 연료비 단가는 발전기와 동일하게 적용하며 비용평가세부운영규정 제24장 연료전환성과계수 산정기준을 따른다.

[eqn: 발전기여도`=`Max( {B-x} over {B-A} ,D)+Min(1, {개별이용률} over {기준이용률} )# ``````````````````````````````````````` TIMES [1-Max( {B-x} over {B-A} ),D)]]

여기서,  A : 송전단 최대수요 × 113%

B : 송전단 최대수요 × C%

C :	122–113D
	1–D

D :	당해연도 단위전력량당 운전유지비 + 기준용량가격 중 수전전력기본요금단가
	당해연도 기준용량가격

x : 연료비단가 기준 누적용량 + 해당 발전기 공급용량의 1/2

가. 수요반응자원의 기준감축시간

수요반응자원의 기준감축시간은 해당 거래기간의 발령가능시간 합에 공휴일을 제외한 직전연도 동·하계 기간의 일수와 6시간을 곱한 값을 연간 시간으로 나누고 30% 출력의 운전을 가정하여 산정한다. 이때 기준감축시간의 산정 결과는 일의 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 단 공휴일과 동·하계 기간은 비용평가세부운영규정 제24장 연료전환성과계수 산정기준과 동일하게 적용한다. 또한 수요반응자원 거래기간의 마지막 거래월 실적을 포함하여 차등연료전환성과계수를 산정하는 경우 재산정 기준감축시간은 최대감축가능시간과 기준감축시간 중 작은 값을 적용한다. 즉,

[eqn: 재산정`기준감축시간`=`Min( {기준감축시간} over {ADRF _{i}} ,`최대감축가능시간)]

여기서, ADRFi : 추가등록 자원의 보정 계수(초기등록 자원은 1, 추가등록 자원은 2)

단, 추가등록자원의 최대감축가능시간은 추가거래기간 동안의 최대감축가능시간으로만 산정한다.

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간

수요반응자원의 최대감축가능시간은 해당 거래기간의 전력거래중인 전체 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 계획감축량의 합을 일별 전체 수요반응자원의 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉,

[eqn: 최대`감축가능시간`=# `# sum _{d} ^{거래기간} {sum _{i} ^{전체자원} sum _{t} ^{d} (RSO _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+PSSR _{i,t} +DSSR _{i,t} +ESSR _{i,t} )} over {sum _{i} ^{전체자원} ORC _{i,d}}]

여기서,

RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별  전력수요 의무감축요청량(MW-h)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

PSSRi,t : 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축계획량(MW-h)

DSSRi,t : 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축계획량(MW-h)

ESSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

다. 수요반응자원의 실적감축시간

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 가격결정발전계획에 따른 거래일별 감축인정량, 기준수요 초과에 따른 거래일별 감축인정량, 미세먼지 저감을 위한 거래일별 감축인정량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다. 즉,

[eqn: 실적감축시간 _{i} =# sum _{d} ^{거래기간} {sum _{t} ^{d} (DLR _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+PSLR _{i,t} +DSLR _{i,t} +ESLR _{i,t} )} over {ORC _{i,d}}]

여기서,

DLRi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h)

ESLRi,t : 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축인정량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

3. 수요반응자원의 환경기여도

수요반응자원의 환경기여도는 1로 한다.

[별표 28] [신설 2014.11.3.]

고객기준부하 산정 기준

(붙임1) 전력시장운영규칙 개정내용(19-6차 규칙위 결과 반영).hwp

1.0    고객기준부하 산정방식

1.1    Max(4/5)은 전력부하를 감축한 일(이하 “감축일”이라 함)로부터 최근 평일 5일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다. <개정 2018.6.15.>

1.2    Mid(6/10)은 감축일로부터 최근 평일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 2일과 최소 2일을 제외하고 남은 6일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다. <개정 2018.6.15.>

1.3     Mid(4/6)은 감축일로부터 최근 평일 6일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

1.4     Mid(8/10)은 감축일로부터 최근 평일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 8일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.2.2   적용방식

감축일의 감축시작시간으로부터 1시간 전에서 4시간 전까지의 3시간 동안의 평균 사용전력량에서 감축시작시간 유사일의 동일 시간대 평균 사용전력량으로 차감한 값을 고객기준부하 산정방식에서 산정한 거래시간별 고객기준부하 값에 합하여 최종적인 고객기준부하를 산출한다. 단, 감축시간이 거래시간대에 1시간 미만으로 포함될 경우, 유사일의 동일시간대의 사용전력량에 보정계수를 곱한 값을 적용하여 산정한다. <개정 2018.6.15>

거래시간별 감축시간에 대한 보정계수 = 거래시간대별 부하감축 지시 시간(분 단위로 60, 45, 30, 15 중 하나의 수) / 60

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.2   실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 전력부하감축량 산정 시 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청 및 자발적 수요감축에 따른 감축일은 최대참고일에 포함하지 아니한다.<개정 2015.3.17.>

3.3   자발적 수요감축에 따른 전력부하감축량 산정 시 참고일에서 입찰일을 우선 제외한다. 단, 예약입찰의 경우 예약입찰일과 거래일 사이 영업일도 참고일에서 우선 제외한다.

3.4.2  고객기준부하 산정을 위한 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다.

[별표 29] [신설 2014.11.3.]

수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준

3.0    RRMSE 산식

3.5    검증대상일에 자발적 수요감축 또는 실시간 전력수요 의무감축요청에 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. [신설 2016.12.30.]

부  칙 (OOOO.OO.OO.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(차등기본정산금 적용에 따른 경과조치) 제12.6.1.2조에도 불구하고 2020년 5월까지 수요반응자원의 연료전환성과계수는 1.0으로 적용하고, 기본정산금 차등정산은 2020년 6월 거래분부터 적용한다. 다만, 기본정산금 차등을 위한 감축실적은 2019년 12월 거래분부터 인정한다.

제3조(연료전환성과계수 적용에 따른 경과조치)  중소형DR 수요반응자원에 한하여 연료전환성과계수는 다음의 연도별 완화계수를 이용하여 적용한다.

① 적용값 = 1 – (1 – 연료전환성과계수) × 연도별 완화계수

② 연도별 완화계수

산출연도	2020년	2021년	2022년 이후
완화계수	33%	67%	100%

제4조(자발적 수요감축 제도 추가신설에 대한 경과조치)  수요관리사업자는 6차년도 수요반응자원 추가등록기간(2020년 4월 20일~ 4월 30일)에 한하여 초기등록 수요반응자원 의무감축용량의 하향조정 변경을 신청할 수 있다.

[별지 제103호서식] [신설 2014.11.3.]

○ 초기	정산금 통지서
○ 최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-000-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

1. 수요반응자원의 전력거래 정산금 내역
11 전력부하감축거래량 111 가격결정발전계획에 따른 감축거래량 112 기준수요 초과에 따른 감축거래량 113 미세먼지 저감을 위한 감축거래량 114 전력수요 의무감축요청에 따른 감축거래량	kWh kWh kWh kWh kWh
12 실적정산금 121 가격결정발전계획 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 122 기준수요 초과에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 123 미세먼지 저감을 위한 감축량 정산금 과세분 비과세분 124 전력수요 의무감축이행량정산금 과세분 비과세분 125 가격결정발전계획 감축량추가정산금 과세분 비과세분	원원원원원원원원원원
13 기본정산금 131. 고정기본정산금 과세분 비과세분 132. 차등기본정산금 과세분 비과세분	원 원 원 원
2. 위약금 내역
21 발전계획의 감축 미 이행량 211 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 212 기준수요 초과 감축계획 미이행량 213 미세먼지 저감 감축계획 미이행량	kWh kWh kWh
22 전력수요 의무감축요청의 감축 미 이행량	kWh
23 실적위약금 231 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 232 기준수요 초과 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 233 미세먼지 저감 감축계획 미이행량 과세분 비과세분	원 원 원 원 원 원
24 기본위약금 241 고정기본위약금 과세분 비과세분 242 차등기본위약금 과세분 비과세분	원원원원
3. 수수료	원
31 전력거래수수료	원

[별지 제104호서식] [신설 2014.11.3.]

전력거래대금 등	○ 청구서
	○ 수정청구서

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 가격결정발전계획 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 22 기준수요 초과에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 23 미세먼지 저감을 위한 감축량 정산금 과세분 비과세분 24 전력수요 의무감축이행량정산금 과세분 비과세분 25 가격결정발전계획 감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 31. 고정기본정산금 과세분 비과세분 32. 차등기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 411 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 412 기준수요 초과 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 413 미세먼지 저감 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 42 기본위약금 421 고정기본위약금 과세분 비과세분 422 차등기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

[별지 제105호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2016.12.30.>

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 가격결정발전계획 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 22 기준수요 초과에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 23 미세먼지 저감을 위한 감축량 정산금 과세분 비과세분 24 전력수요 의무감축이행량정산금 과세분 비과세분 25 가격결정발전계획 감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 31. 고정기본정산금 과세분 비과세분 32. 차등기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 411 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 412 기준수요 초과 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 413 미세먼지 저감 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 42 기본위약금 421 고정기본위약금 과세분 비과세분 422 차등기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

-수요감축요청을 전력수요 의무감축요청으로 변경

-수요감축요청을 전력수요 의무감축요청으로 변경

-연료전환성과계수에 DR도 포함

-DR연료전환 성과계수는 DR 시스템의 운영 실적을 통해 별도로 차등 산정

-운영발전계획 수립시 피크수요DR, 미세먼지DR 포함

-수요감축요청을 전력수요 의무감축요청으로 변경

-수요감축요청을 전력수요 의무감축요청으로 변경

-목표수요 초과시 발령은 자발적 참여DR로 변경

-수요감축요청을 전력수요 의무감축요청으로 변경

-명칭변경

-명칭변경

-명칭변경

-용어 정의 추가

-부가가치세법 개정으로 문구 변경

-수요관리사업자 서류제출 간소화

-전력량계 설치 및 사용전력량 전송기준 문구 명확화

-전력량계 설치 및 사용전력량 전송기준 문구 명확화

-경제성DR, 피크수요DR, 미세먼지DR이 모두 자발적 수요감축에 포함

-기존 70%미만에서 80%미만으로 기준상향

-등록시험 평가기준 상향

-등록시험 평가기준 상향

-재시험을 감축재시험으로 문구 명확화

-감축시험 기준변경

-결과 및 조치사항 통보일정 조문화

-기본급 산정방식 개선

-피크수요DR, 미세먼지DR의 입찰 가능용량 완화

-피크수요DR, 미세먼지DR 내용 추가

-경제성DR과 피크수요DR, 미세먼지DR의 입찰마감시간 차이 명시

-경제성DR 유찰량이 피크수요DR, 미세먼지DR에 자동입찰 선택시 다시 제출

-경제성DR 입찰서를 피크수요DR, 미세먼지DR 입찰서와 구분

-피크수요DR, 미세먼지DR 신설에 따른 입찰서 내용 추가

-입찰제한 요건 상향

-입찰제한 대상 명확화

-피크수요DR, 미세먼지DR 신설에 따른 감축계획량 세부산정방법 명시

-거래제한 요건 상향

-전력거래 사유발생일부터 거래제한 시작일 개정

-용량조정시 전력거래 제한 규정 추가

-제12.2.3조 조항 변경에 따른 문구 조정

-피크수요DR, 미세먼지DR 포함

-피크수요DR, 미세먼지DR 감축량 평가방법 명시

-피크수요DR, 미세먼지DR 포함

-고정기본정산금 차등기본정산금 구분

-자발적DR 프로그램 추가에 따른 문구 변경

-기본위약금 상한을 기본급 2개월분으로 상향

-피크수요DR, 미세먼지DR 포함

-피크수요DR, 미세먼지DR 포함

-정산방법 변경에 따른 기호 및 변수의 정의 추가 및 개정

-피크수요DR, 미세먼지DR의 경우 가격 미기입

-피크수요DR, 미세먼지DR의 경우 구간 미구분

-피크수요DR, 미세먼지DR의 경우 최소 감축지속시간 미적용

-용어 변경에 따른 문구 수정

-피크수요DR(DSR),미세먼지DR(ESR) 추가에 따른 문구 수정

-용어 변경에 따른 문구 수정

-용어 변경에 따른 문구 수정

-신규 자발적DR 프로그램 도입에 의한 정산항목 구분

-신규 자발적DR 프로그램 도입에 의한 정산항목 구분

-DR의 FSF 산정기준 구분

-자발적 참여DR 프로그램 추가에 따른 정산방법

-감축량 산정 세부 프로세스

-현행 경제성DR 산정수식과 동일하나 DLR 수식만 분리

-피크수요DR 신설에 따른 정산식 추가

-미세먼지DR 신설에 따른 정산식 추가

-신뢰성DR실적급 변경

-DLR 용어 추가및 수식분리

-기본급 분리에 대한 수식개정

-고정기본정산금 산식

-차등기본정산금 수식

-개별 자발적DR의 위약금 산식 추가

-비상대응DR 위약금 한도를 2개월분 기본정산금으로 변경산식

-DLR수식정의에 따른 수식분리

-피크수요DR, 미세먼지DR 추가에 따른 용어 변경

-기본정산금 분리에 대한 내용 추가

-피크수요DR, 미세먼지DR 추가에 따른 용어 변경

-기본정산금 분리에 대한 내용추가

-DR의 FSF를 고정FSF와 차등FSF로 분리

-CBL산정시 거래시간별로 산정식 개정

-CBL산정시 거래시간별로 산정식 개정

-CBL산정시 거래시간별로 산정식 개정

-CBL산정시 거래시간별로 산정식 개정

-CBL 거래시간별 산정에 따른 SAA옵션 산정방식 변경

-DR프로그램 신설에 따른 내용변경

-신규 DR프로그램 도입으로 인한 문구 수정

□ “기술평가위원회”설치에 관한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 <중략> 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) <중략> ⑤ 제4항에도 불구하고, 전기저장장치의 기술적 특정자료 항목, 제출 빈도 및 기한은 비용평가 위원회에서 달리 정할 수 있다. <중략> ⑦ 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를 거쳐야 한다. <중략> 제2절 비용평가위원회 <중략> 제2.2.1.4조(기능) <중략> ① 심의 및 의결사항 1. 발전기 연료의 열량단가 2. 발전기 출력과 소비열량의 관계를 표시하는 계수 및 기술적 특성자료 3. 발전기 기동과 관련되어 소요되는 비용 <중략> 20. 배출권 거래비용 21. 송전사업자용 전기저장장치의 기술적 특성자료 22. 중앙급전전기저장장치의 기술적 특성자료 23. 연료전환성과계수 ② 검토 및 조정사항 1. 입찰서 및 보조서비스 관련 발전기 및 전기저장장치별 기술적 특성자료의 검토 2. 기준용량가격, 용량가격계수, 연료전환성과계수 산정시 적용될 변수 선정 <중략> 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우) ① 전력거래소는 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 발전기 및 전기저장장치에 대한 입찰자료를 제출 받지 아니한 경우에는 그 발전기에 대한 입찰은 다음 각 호의 방식에 의하여 이루어진 것으로 본다. <중략> 2. 발전기 및 전기저장장치의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 비용평가위원회에서 결정된 자료의 값을 적용한다. <중략> 제5장 전력계통 운영 <중략> <신 설> <중략> 제14장 보칙 <중략> 제14.3조(시운전 전력) <중략> ⑧ 전력거래소는 전력계통의 안정운영을 위하여 필요하다고 판단할 경우, 비용평가위원회에서 기술적 특성자료 및 열량단가 자료에 대한 의결을 거친 시운전발전기를 보유한 발전회원에게 시운전계획에 관계없는 발전출력지시를 할 수 있다. <중략> [별표4] 입찰 운영 절차 <중략> 5.9 비용평가위원회 변동비반영발전시장 운영을 위해서 사용할 발전회원 소유인 발전기의 비용자료 및 발전기 특성자료와 수요반응자원의 순편익가격 산정방식 등을 주기적으로 사전에 평가하고 결정하기 위하여 구성된 위원회를 말한다. <중략> 6.3.4.2 시운전발전기의 기술적 특성자료는 비용평가위원회의 심사․결정 전까지 설계자료를 적용하며, 발전회원은 최초 시운전전력 입찰 7일전까지 서면으로 기술적 특성 설계자료를 제출하여야 한다. <중략> 6.3.7.3 발전기 기술적 특성의 변경 발전기 기술적 특성자료는 전력거래소에 제출하여 비용평가위원회의 승인을 받아야 하며, 특별한 사유가 없는 한 제출된 자료의 변경은 불가하고, 입찰자료 변경시 그 사유를 간략하게 기술하고 전력거래소의 요구가 있는 때에는 요구가 있은 날로부터 7일이내에 기술적 특성변경에 관한 증빙서류를 제출하여야 한다. <중략> 9.3.3 발전기의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 비용평가위원회에서 심사하여 결정된 자료의 값을 적용한다. <중략> 9.7.3.1 비용평가위원회에서 결정한 발전기 기술적 특성자료와 입찰자료가 일치하는지 검토 <중략> 10.2 발전계획에 있어서 문제가 되는 사항은 입찰일전 가장 최근에 비용평가위원회에서 결정한 자료를 따른다. <중략> [별표6] 가격결정발전계획 수립절차 <중략> 6.1.1 발전비용 및 기술적 특성자료 취득 가격결정발전계획담당자는 비용평가위원회가 가장 최근에 심의․의결한 아래 각호의 자료를 제공받아 사용한다. 만약, 비용평가위원회에서 가장 최근에 심의․의결한 자료를 제공받지 못하는 경우에는 직전 자료를 계속 사용한다. [별표31] 발전기 등 특성시험 관리 지침 <중략> 4.6 발전기 등 특성시험 위원회(이하 “위원회”라 함) 시험기관의 신규지정, 시험기관의 등급조정, 시험기관 자격의 경고 및 취소, 특성시험 결과 검증 등 관리기관이 의뢰한 특성시험 운영 관련 심의·의결 업무를 수행하는 전력계통 및 설비모델링 관련 전문가로 구성된 위원회를 말한다.	제2장 발전입찰 및 가격결정 <중략> 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) <중략> ⑤ 제4항에도 불구하고, 전기저장장치의 기술적 특성자료 항목, 제출 빈도 및 기한은 기술평가위원회에서 달리 정할 수 있다. <중략> ⑦ 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 운전비용 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를 거쳐야 한다. <중략> 제2절 비용평가위원회 <중략> 제2.2.1.4조(기능) <중략> ① 심의 및 의결사항 1. 발전기 연료의 열량단가 2. 발전기 출력과 소비열량의 관계를 표시하는 계수 및 기술적 특성자료 3. 발전기 기동과 관련되어 소요되는 비용 <중략> 20. 배출권 거래비용 21. <삭 제> 22. <삭 제> 23. 연료전환성과계수 ② 검토 및 조정사항 1. <삭 제> 2. 기준용량가격, 용량가격계수, 연료전환성과계수 산정시 적용될 변수 선정 <중략> 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우) ① 전력거래소는 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 발전기 및 전기저장장치에 대한 입찰자료를 제출 받지 아니한 경우에는 그 발전기에 대한 입찰은 다음 각 호의 방식에 의하여 이루어진 것으로 본다. <중략> 2. 발전기 및 전기저장장치의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 기술평가위원회에서 결정된 자료의 값을 적용한다. <중략> 제5장 전력계통 운영 <중략> 제10절 기술평가위원회 제5.10.1조(설치 및 구성) ① 전력거래소에 전력설비 기술특성 자료심사와 제5.10.6조의 규정에 의한 기능을 수행하기 위한 기술평가위원회(이하 “기술위원회”라 한다)를 둔다. ② 기술위원회는 위원장을 포함하여 6인 이상 11인 이내의 위원으로 구성한다. ③ 기술위원회의 위원장을 포함한 위원은 전력거래소 이사장이 임명 또는 위촉한다. ④ 기술위원회의 원활한 운영을 위하여 간사 1인을 두며, 전력거래소 직원 중에서 전력거래소 이사장이 임명한다. 제5.10.2조(위원의 자격) ① 기술위원회 위원은 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 사람으로 한다. 1. 전력거래소 임직원 2. 산업통상자원부 소속 공무원 3. 송전사업자 임직원 4. 배전사업자 임직원 5. 전력거래소 회원인 발전사업자 임직원 6. 대학에서 전기공학․기계공학․에너지공학이나 그 밖의 전기 관련 학과를 전공하고, 대학에서 조교수 이상의 경력이 3년 이상이거나 공인된 연구기관에서 선임연구원 이상의 경력이 5년 이상인 사람 7. 전기 관련 기업에서 5년 이상 종사한 경력이 있거나 대표자나 임원으로서 3년 이상 종사한 경력이 있는 사람 8. 전기 관련 단체 또는 소비자보호 관련 단체에서 5년 이상 종사한 경력이 있는 사람 9. 그 밖에 제6호 내지 제8호의 기준에 상당하다고 인정되는 사람 ② 전력거래소는 제1항 제6호 내지 제9호에 해당하는 위원의 위촉을 위하여 적합한 자격을 지닌 전문가그룹을 구성하여 운영할 수 있다. 제5.10.3조(위원의 임기) ① 제5.10.2조 제1항 제1호 내지 제4호의 규정에 의한 위원의 임기는 해당 직위 보유기간으로 한다. ② 제5.10.2조 제1항 제5호 내지 제9호의 규정에 의한 위원의 임기는 3년으로 하되, 1회 연임할 수 있다. ③ 제5.10.2조 제1항 제5호의 규정에 의한 위원의 경우 직위가 변경된 경우에는 후임자가 전임자의 잔여임기동안 위원의 자격을 승계한다. ④ 제2항에도 불구하고, 제5.10.2조 제1항 제6호 내지 제9호의 규정에 의한 위원의 경우 위원회 업무의 연속성을 유지하기 위하여 연간 기준으로 해당위원 총수의 1/2 범위 내에서 교체할 수 있다. 단, 위원이 사임을 요청하는 경우는 그러하지 아니하다. ⑤ 제5.10.2조 제1항 제6호 내지 제9호의 규정에 의한 위원은 임기가 만료된 경우라도 그 후임자가 위촉될 때까지 계속 위원으로서의 자격을 유지한다. ⑥ 위원이 사임하고자 할 때에는 그 취지를 서면으로 작성하여 전력거래소 이사장에게 제출하여야 한다. 제5.10.4조(위원의 청렴의무 및 해촉) ① 위원으로 선정된 자는 별지 제87호의 청렴서약서를 작성하여 제출하여야 한다. ② 다음 각 호에 해당하는 사유가 발생할 경우에는 전력거래소 이사장은 해당위원을 해임 또는 해촉할 수 있다. 1. 전기사업법 등 국내법령 위반으로 금고이상의 형을 선고받았을 경우 2. 위원회 업무와 관련하여 금품수수 또는 부정한 청탁 등 비위사실이 확인된 경우 3. 심신쇠약 및 장기간 국내부재 등으로 위원으로서의 역할을 정상적으로 수행할 수 없는 경우 4. 위원회 활동 중 알게 된 정보를 누설 또는 공개하여 타사업자에게 피해를 일으킨 경우 제5.10.5조(위원의 제척․기피․회피) ① 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임직원, 송전사업자 및 배전사업자 임직원, 회원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다. 1. 위원 또는 그 배우자나 배우자였던 자가 해당 사항의 당사자가 되거나 해당 사항에 관하여 공동권리자 또는 의무자의 관계에 있는 경우 2. 위원이 해당 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. 제5.10.6조(기술위원회의 기능) ① 기술위원회는 다음 각 호의 사항에 대하여 의결한다. 1. 제2.1.1.1조 내지 제2.1.1.2조에 따른 발전기 및 전기저장장치의 기술적 특성자료 2. 제2.1.1.1조 내지 제2.1.1.2조에 따른 발전기 및 전기저장장치의 보조서비스 특성자료 3. 제5.8.4조 내지 제5.8.6조에 따른 전력계통 해석 프로그램에서 사용되는 발전기, 전기저장장치 및 송전설비의 동특성자료 4. 별표31의 기술특성 시험기관의 지정 및 등급조정, 자격취소 및 경고 ② 기술위원회는 다음 각 호의 사항에 대하여 검토할 수 있다. 1. 제5.3.5조에 따른 전기사업자 및 수요관리사업자의 급전지시 불이행 사항 2. 별표19 7.7에 따른 전기사업자의 보조서비스 제공 및 이행상태 확인 관련 사항 3. 제5.8.6조의 설비특성의 확인에 관한 사항 4. 전력계통 운영에 관한 절차, 모형, 전산시스템의 현황 및 개선 관련 사항 5. 별표31의 특성시험을 위해 필요한 사항 6. 기타 위원회에서 검토가 필요하다고 판단한 사항 ③ 기술위원회는 특정한 사안에 대하여 전문위원회, 실무협의회(워킹그룹) 등을 설치․운영할 수 있다. 제5.10.7조(회의개최 및 소집) ① 기술위원회는 분기 1회 개최하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 필요한 경우 수시로 개최할 수 있다. ② 위원장은 제5.10.6조의 규정에 의한 기능수행을 위하여 회의를 소집한다. 다만, 위원장 유고시에는 위원 2인 이상의 발의로 회의를 소집할 수 있다. ③ 기술위원회의 위원은 별지 제11호의2 서식에 의한 부의안건을 기록하여 위원장에게 제출함으로써 회의소집을 요청할 수 있다. ④ 제3항의 회의소집 요청에 대하여 위원장이 기술위원회를 개최하지 아니하기로 결정한 경우에는 기술위원회의 간사는 회의를 개최하지 아니한 사유를 위원에게 통지하여야 한다. ⑤ 제2항에 의하여 기술위원회를 소집하는 경우에 기술위원회의 간사는 기술위원회 개최 예정일로부터 2일전(실근무일 기준)까지 부의안건 및 관련자료와 함께 별지 제12호의2 서식으로 전 위원에게 통지하여야 한다. 다만, 긴급을 요하는 경우에는 24시간 전에 통지할 수 있다. 또한 회의개최 및 소집사항에 대해서는 정보공개홈페이지에 게재하여야 한다. 제5.10.8조(부의안건 및 등록절차) ① 의결사항은 위원장 또는 위원이 제안한다. ② 제1항에 의하여 의결사항을 제안하고자 할 때는 별지 제11호의2 서식에 의한 의안을 작성하여 기술위원회 개최 예정일로부터 10일 전에 전력거래소에 등록하여야 한다. 제5.10.9조(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 제13호의2 서식에 의한 서면위원회통지서 및 별지 제14호의2 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 제5.10.7조 제5항의 규정에 의한다. ⑤ 서면결의는 연속 2회를 초과할 수 없다. 제5.10.10조(성립과 의결) ① 기술위원회는 재적위원 과반수의 출석으로 성립되고 출석위원 과반수의 찬성으로 의결한다. ② 위원장은 표결에 참여하며, 표결 결과 가․부 동수일 경우에는 부결된 것으로 본다. ③ 정부, 전력거래소, 송전사업자, 배전사업자 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 제30호 서식에 의한 위임장을 회의 시작 전까지 위원장에게 제출하여야 한다. ④ 간사는 기술위원회의 운영을 담당하며 표결권을 보유하지 아니한다. 제5.10.11조(관계인 출석) ① 기술위원회는 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. ② 관계인이 제1항의 규정에 의한 출석요청을 받고 정당한 사유 없이 출석하지 아니할 때에는 심의 요청된 상정 의안을 제안 위원과 협의하여 기각할 수 있다. 제5.10.12조(결과통지 및 공개) ① 기술위원회의 간사는 기술위원회에 입회하여 별지 제15호의2 서식에 의한 의사록과 회의록을 작성하여 기술위원회 위원장과 참석위원의 서명(날인)을 받아 의안과 함께 전력거래소에 보존하고 그 의사록 사본을 10일 이내에 전 위원에게 송부하여야 하며, 서면결의의 경우도 또한 같다. ② 기술위원회의 간사는 작성된 회의록을 차기 회의 시 요약 보고하여야 한다. ③ 회의 결과는 기술위원회 종료 후 10일 이내에 정보공개홈페이지에 게재하여야 한다. 제5.10.13조(실비 지급) ① 기술위원회 및 하부 전문위원회, 실무협의회(워킹그룹) 등에 출석한 위원 및 관계 전문가에 대하여는 회의참석 여비, 기술위원회 업무와 관련되는 국내출장 여비, 자료의 수집․분석에 필요한 수용비, 수수료 등을 지급할 수 있다. ② 전력거래소가 기술위원회의 업무와 관련하여 관계 전문가의 의견을 요청하는 경우에는 자문료를 지급할 수 있다. 제5.10.14조(세부운영규정) 이 규칙에서 정한 사항 외에 기술위원회의 운영에 관한 세부사항은 세부운영규정으로 정할 수 있다. <중략> 제14장 보칙 <중략> 제14.3조(시운전 전력) <중략> ⑧ 전력거래소는 전력계통의 안정운영을 위하여 필요하다고 판단할 경우, 기술위원회에서 기술적 특성자료 자료에 대한 의결을 거치고 비용평가위원회에서 열량단가 자료에 대한 의결을 거친 시운전발전기를 보유한 발전회원에게 시운전계획에 관계없는 발전출력지시를 할 수 있다. <중략> [별표4] 입찰 운영 절차 <중략> 5.9 비용평가위원회 변동비반영발전시장 운영을 위해서 사용할 발전회원 소유인 발전기의 비용자료 및 발전기 특성자료와 수요반응자원의 순편익가격 산정방식 등을 주기적으로 사전에 평가하고 결정하기 위하여 구성된 위원회를 말한다. <중략> 6.3.4.2 시운전발전기의 기술적 특성자료는 기술평가위원회의 심사․결정 전까지 설계자료를 적용하며, 발전회원은 최초 시운전전력 입찰 7일전까지 서면으로 기술적 특성 설계자료를 제출하여야 한다. <중략> 6.3.7.3 발전기 기술적 특성의 변경 발전기 기술적 특성자료는 전력거래소에 제출하여 기술평가위원회의 승인을 받아야 하며, 특별한 사유가 없는 한 제출된 자료의 변경은 불가하고, 입찰자료 변경시 그 사유를 간략하게 기술하고 전력거래소의 요구가 있는 때에는 요구가 있은 날로부터 7일이내에 기술적 특성변경에 관한 증빙서류를 제출하여야 한다. <중략> 9.3.3 발전기의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 기술평가위원회에서 심사하여 결정된 자료의 값을 적용한다. <중략> 9.7.3.1 기술평가위원회에서 결정한 발전기 기술적 특성자료와 입찰자료가 일치하는지 검토 <중략> 10.2 발전계획에 있어서 문제가 되는 사항은 입찰일전 가장 최근에 기술평가위원회에서 결정한 자료를 따른다. <중략> [별표6] 가격결정발전계획 수립절차 <중략> 6.1.1 발전비용 및 기술적 특성자료 취득 가격결정발전계획담당자는 비용평가위원회 및 기술평가위원회가 가장 최근에 심의․의결한 아래 각호의 자료를 제공받아 사용한다. 만약, 비용평가위원회 및 기술평가위원회에서 가장 최근에 심의․의결한 자료를 제공받지 못하는 경우에는 직전 자료를 계속 사용한다. [별표31] 발전기 등 특성시험 관리 지침 <중략> 4.6 기술평가위원회(이하 “위원회”라 함) 규칙 제5.10.6조의 규정에 의한 시험기관의 신규지정, 시험기관의 등급조정, 시험기관 자격의 경고 및 취소, 특성시험 결과 검증 등 관리기관이 의뢰한 특성시험 운영 관련 심의·의결 업무를 수행하는 전력계통 및 설비모델링 관련 전문가로 구성된 위원회를 말한다.	기술평가위원회로 이관 운전비용 자료로 한정 (기술적 특성자료는 기술평가위원회로 이관) 기술적 특성자료는 기술평가위원회로 이관 기술평가위원회로 이관 기술평가위원회로 이관 기술평가위원회로 이관 기술평가위원회로 이관 기술평가위원회 신설 <수정의견 수용> · 11인으로 변경
<신 설>	부 칙 (2019. X. X.) 제1조(시행일) 이 규칙은 2020년 3월 1일부터 시행한다.

[별지 제11호의2 서식]

기술평가위원회 의결사항 부의안건 작성서식

			제 차 위 원 회
			부 의 안 건
	제목
		의안 번호			제 호
		의결 일자			20 년 월 일
	제 안 위 원
	제 출 일 자				20 년 월 일
	제 안 근 거				전력시장운영규칙 제5.10.8조 제2항의 규정에 의함
	(내 용) 제 목 :
	1. 의결주문 2. 제안사유 3. 주요내용 4. 참고사항

[별지 제12호의2 서식]

기술평가위원회 개최통지서

	제 차 기술평가위원회 개 최 통 지 서 귀하 다음과 같이 기술평가위원회를 개최하고자 전력시장운영규칙 제5.10.7조 제5항의 규정에 의하여 통지합니다. 1. 일 시 : 20 년 월 일 시 분 2. 장 소 : 3. 의 안
	의 안 번 호	제 목
	제 호
	제 호
	제 호
	첨부 : 제 차 기술평가위원회 부의안 부 20 년 월 일 기술평가위원회 위원장 : (직인)

[별지 제13호의2 서식]

기술평가위원회 서면위원회 통지서

	제 차 기술평가위원회 서 면 위 원 회 통 지 서 귀 하 다음 안건은 부득이한 사유로 서면에 의하여 의결코자 전력시장운영규칙 제5.10.9조 제2항에 의거 통지합니다.
	일 자	의 안 번 호	제 목
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	첨부 : 1. 제 차 기술평가위원회 부의안 부. 2. 서면결의표 부. 20 년 월 일 위원장의 명에 의하여 위원회 간사 (인)

[별지 제14호의2 서식]

기술평가위원회 서면결의표

	제 차 기술평가위원회 서 면 결 의 표 제 차 위원회 부의안건에 대하여 본인의 의사를 다음과 같이 표시 합니다
	일 자	의안번호	제 목	결 과
	20 . . .	제 호		찬 성	반 대
	20 년 월 일 위원 (인) (의사표시는 해당란에 서명날인함)

[별지 제15호의2 서식]

0000년 제00차  기술평가위원회 의사록

일    시

장    소

소 집 자

기 록 자

출석위원

위원장  외    명  (총   명)

결석위원

의안구분

의   결   사   항

의결결과

보고안건

의결안건

위 의결의 명확을 기하기 위하여 위원과 위원장이 서명(날인)함.

위 원	서명	위원	서명

기술평가위원회  위원장           (인)

위 결의를 확인함

붙임 : 회의록

[별지 제16호의2 서식]

기술평가위원회 결과통지서

	기술평가위원회 결과통지
	제 차 기술평가위원회		의안번호 : 제 호
	일 시	20 년 월 일 시
	수 신
	제 목
	의결결과 20 년 월 일 기술평가위원회 위원장 (직인)

□ 온실가스 배출권 구매비용의 열량단가 반영(안)

현 행

개 정(안)

비고

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

16. “연료의 열량단가(FC,원/Gcal)”라 함은 발전기 연료비의 단위열량에 대한 연료가격을 말하며,  연료가격에는 연료 사용으로 인한 환경개선 활동에 수반되는 변동비가 포함될 수 있다.

(중략)

75. “배출권거래비용”이라 함은 할당대상 발전사업자가 발전기를 운전하여 온실가스를 배출하고 온실가스감축목표를 달성하기 위해 지출한 비용을 말한다.

76. “배출권거래비용 기준가격”이라 함은 배출권거래비용 정산 시 기준이 되는 가격을 말한다.

(중략)

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

16. “연료의 열량단가(FC,원/Gcal)”라 함은 발전기 연료비의 단위열량에 대한 연료가격을 말하며,  연료가격에는 연료 사용으로 인한 환경개선 활동에 수반되는 변동비와 온실가스 배출권의 거래비용이 포함될 수 있다.

(중략)

75. 온실가스 배출권의 거래비용(이하. 배출권 비용)이라 함은 할당대상 발전사업자가 온실가스 배출목표를 달성하기 위해 장 내외에서 온실가스 배출권을 거래함에 따라 수반되는 비용을 말한다.

76.  (삭제)

(좌동)

·용어의 정의 개정으로 열량단가 비용범위 확대

·배출권 순비용의 정의

·별도정산 폐지로 기준가격 삭제

제2.1.1.4조(배출권거래비용의 자료제출) ① <삭제>

②  배출권 할당 대상 발전사업자는 배출권 거래비용 정산을 위하여 필요한 연도의 다음 각 호의 자료를 제출하여야 한다. 그 외 필요한 사항은 비용평가세부운영규정에서 정한다.

1. 배출권거래법 제11조의 배출권 등록부 사본

2. 온실가스 배출량

3. 기타 배출권 거래비용 정산에 필요한 정보

제2.1.1.4조(배출권 비용에 대한 자료제출)  ① (좌동)

②배출권 할당 대상 발전사업자는 배출권 비용이 포함된 열량단가 산정을 위하여 필요한 다음 각 호의 자료를 제출하여야 한다. 그 외 필요한 사항은 비용평가세부운영규정에서 정한다.

1. 배출권거래법 제11조의 배출권 등록부 사본

2. 온실가스 배출량

3. 발전기별 배출권 비용 산정에 필요한 자료

4. 기타 전력시장 영향분석을 위한 자료

·배출권비용 별도정산 폐지에 따른 관련조문 개정

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.

(중략)

20. 배출권 거래비용

(중략)

제2.2.1.4조(기능) (좌동)

(중략)

20. (삭제)

(중략)

·배출권비용 별도정산 폐지에 따른 관련조문 개정

제2.2.3.1조(설치 및 구성) ① 비용위원회 산하에 전력시장 비용평가실무협의회(이하 “비용실무협의회”라 한다)와 배출권 거래비용 및 신재생에너지 공급의무이행비용 평가실무협의회(이하 “기후신재생비용실무협의회”라 한다)를 둔다.

④ 기후신재생비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. 전력거래소 직원

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. 한국에너지공단 신재생에너지센터 직원

4. 공급인증서 거래회원 소속 직원

5. 판매사업자 소속 직원

6. 배출권 할당 대상 발전사업자 소속 직원

7. 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자

제2.2.3.1조(설치 및 구성) ① 비용위원회 산하에 전력시장 비용평가실무협의회(이하 “비용실무협의회”라 한다)와 신재생에너지 공급의무이행비용 평가실무협의회(이하 “기후신재생비용실무협의회”라 한다)를 둔다.

④ 기후신재생비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. 전력거래소 직원

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. 한국에너지공단 신재생에너지센터 직원

4. 공급인증서 거래회원 소속 직원

5. 판매사업자 소속 직원

6. (삭제)

7. 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자

·배출권비용 별도정산 폐지에 따른 관련조문 개정

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.

제2.4.5조(배출권거래비용 기준가격의 결정) ① (삭제)

② (삭제)

·기준가격 폐지

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

1. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금을 제외한 대금지급을 위한 재정보증

2. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금 지급을 위한 재정보증

(중략)

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

(중략)

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

1. 전력거래대금 지급을 위한 재정보증

2. (삭제)

(좌동)

⑥ (삭제)

(좌동)

·배출권비용 별도정산 폐지에 따른 관련조문 개정

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① 다음 각 호의 재정보증금액은 구분하여 산정한다.

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

1.~3. <삭제>

③ 제1항 제1호의 월 최대 전력구매대금은 다음 각호의 거래월별 값을 비교하여 가장 큰 값으로 한다. 단, 월 최대 전력구매대금이 0원 보다 적으면 0원으로 간주한다.

1. 제3.4.2조 제1항 및 제2항 제3호의 월별 예상구매량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값

2. 재정보증금액 통지기한 이전까지 거래월별 결제가 종료된 최근 12개월의 월별 결제금액

3. 제3.4.2조 제2항 제1호의 월별 전력사용량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값

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

⑤ 전력거래소는 제2항 및 제4항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.

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

2. 직접구매를 하고자 하는 자 및 전력시장에서 전력을 구매하고자 하는 구역전기사업자에게는 거래개시 희망일 20일전까지.

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① 전력거래소는  전력거래대금 지급을 위한 재정보증금액을 산정한다.

② 재정보증금액은 직접구매자별 및 구역전기사업자별로 월 최대 전력구매대금을 해당월의 일수로 나누어 산출한 일평균 구매금액의 40배로 한다. 재정보증금액 = 월 최대 전력구매대금 / 해당월일수 × 40일

1.~3. <삭제>

③ 월 최대 전력구매대금은 다음 각호의 거래월별 값을 비교하여 가장 큰 값으로 한다. 단, 월 최대 전력구매대금이 0원 보다 적으면 0원으로 간주한다.

(좌동)

④ (삭제)

⑤ 전력거래소는 제2항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.

1. (좌동)

2. (좌동)

·배출권비용 별도정산 폐지에 따른 관련조문 개정

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

② 부생가스발전, PPA 계약발전 및 자가용발전은 배출권거래비용 정산에서 제외한다.

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

제4.2.1.4조(배출권거래비용에 대한 지급금 정산) ① (삭제)

② (삭제)

③ (삭제)

·폐지

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

제4.2.2.4조 (배출권거래비용에 대한 정산) (삭제)

·폐지

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

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

제4.2.3.4(배출권거래비용에 대한 정산) (삭제)

제4.2.4.4조(배출권거래비용에 대한 정산) (삭제)

·폐지

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ETPg	배출권거래비용 정산금(Emission Trading Payment)	원	발전사업자의 배출권거래비용에 대한 연간 정산금
TETPi,t	시간대별 배출권거래비용 총 정산금 (Total Emission Trading Payment)	원	발전기의 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금
TETSCk,t	직접구매자의 배출권거래비용 정산금(Total Emission Trading Settlement for Consumer)	원	직접구매자가 부담해야할 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금
TETSLd,t	구역전기사업자의 배출권거래비용 정산금 (Total Emission Trading Settlement for Local sales company)	원	구역전기사업자가 부담해야할 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금
TETSSt	판매사업자의 배출권거래비용 정산금 (Total Emission Trading Settlement for Sales company)	원	판매사업자가 부담해야할 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ETPg	(삭제)	원	(삭제)
TETPi,t	(삭제)	원	(삭제)
TETSCk,t	(삭제)	원	(삭제)
TETSLd,t	(삭제)	원	(삭제)
TETSSt	(삭제)	원	(삭제)

·폐지

[별표 2] 정산 기준

[별표 2] 정산 기준 ∙

[목차]

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

(중략)

10. 배출권거래비용에 대한 정산

(중략)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

(중략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

(중략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

(중략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

(중략)

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

(중략)

10. 배출권거래비용에 대한 정산

발전사업자의 배출권거래비용은 비용위원회에서 정한 배출권거래비용을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 발전기에 적용한다.

(중략)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

(중략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 배출권거래비용은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 직접구매자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 적용한다.(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

(중략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 배출권거래비용은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 판매사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 적용한다.

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

(중략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 배출권거래비용은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 구역전기사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 적용한다.

(중략)

[별표 2] 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

(좌동)

10. (삭제)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

(좌동)

4. (삭제)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

(좌동)

4. (삭제)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

(좌동)

4.  (삭제)

(좌동)

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

(좌동)

10. (삭제)

(좌동)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

(좌동)

4. (삭제)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

(좌동)

4. (삭제)

(좌동)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

(좌동)

4. (삭제)

·폐지

부 칙

제1조 (시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(온실가스 배출권 거래비용의 열량단가 반영 관련 규칙 개정 적용을 위한 경과조치 등) ① 본 규칙개정에 따른 발전기별 연료의 열량단가는 시행에 따른 전력시장 영향분석, 하위규정의 개정 등을 위한 준비기간을 고려하여 공고일의 익월부터 2년을 넘지 아니하는 범위에서 비용평가세부운영규정으로 정하는 날부터 시행한다.

② 본 규칙개정에도 불구하고 제1항에 따른 시행일의 직전 일까지의 온실가스 배출권 구매비용은 종전의 규정에 따라 처리하는 것을 원칙으로 하되 세부적인 사항은 비용평가세부운영규정 등에 정한다.

③ 전력거래소는 개정규칙의 시행을 위하여 필요하다고 인정하는 경우에는 이 개정규칙 시행 전에 제2.1.1.4조에 따른 자료를 요청할 수 있다.

시행일 및 경과조치에 관한 부칙 신설