전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	재생에너지 발전량 예측제도 도입을 위한 규칙개정(안)	제20-4차 (2020. 9. 11)
2	입찰자료 정확도 향상을 위한 입찰규정 개정(안)	상동
3	국내탄발전기 연료비용 산정방법 개정(안)	상동
4	연료전지 및 신재생 발전기 관련 규칙개정(안) - 신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리 규정 신설 및 보완 -	상동

Ⅱ. 개정 내용

□ 재생에너지 발전량 예측제도 도입을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 재생에너지(태양광·풍력) 증가에 대비해 계통 안정성을 확보하기 위한 재생에너지 예측의 중요성이 점차 증대되고 있으나, 재생에너지 입찰은 즉시 시행하기 어려운 상황이므로 입찰제도 시행 전까지 재생에너지 발전량 예측제도 도입이 필요함

【 전력계통 전원구성 실적 및 전망 】

연도	구분	원자력	석탄	LNG	신재생			기타	계
					태양광	풍력	그외
2015 (실적)	용량(GW)	21.7	27.3	32.2	2.5	0.8	4.0	9.0	97.6
	비중	22.2%	28.0%	33%	2.6%	0.8%	4.1%	9.2%	100%
2019 (실적)	용량(GW)	23.3	36.9	39.6	10.5	1.5	3.8	9.8	125.3
	비중	18.6%	29.4%	31.6%	8.4%	1.2%	3.0%	7.9%	100%
2030 (전망)	용량(GW)	20.4	39.9	47.5	33.5	17.7	7.3	7.5	173.7
	비중	11.7%	23.0%	27.3%	19.3%	10.2%	4.2%	4.3%	100%

* 출처 : 전력통계정보시스템('15, '19년 실적) 및 8차 전력수급기본계획(2030년)

□ 따라서, 재생에너지 발전설비 소유자(발전사업자) 및 집합전력자원 운영자(중개사업자)의 재생에너지 발전량 예측 및 정산을 위한 대상자원 정의, 등록시험, 예측값 제출 등의 규정을 마련하고자 본 제도를 제안함

	<참고> 제도 추진 경과
▪ (’19. 7월) 소규모 전력중개시장 활성화 방안 마련 (정부협의 완료) - 단기과제 : 재생에너지 확대에 따른 발전량 예측제도 마련 ▪ (’19. 5~11월) 정부정책과제 수행 (재생e 발전량 예측에 따른 계통편익 분석, 건국대학교) ▪ (’20. 3월) 재생에너지 발전량 예측제도 관련 온라인 설명회 개최 (사업자 등 대상) ▪ (’20. 4~7월) 재생에너지 발전량 예측제도 관련 의견수렴 회의 개최 (전문가 및 한전 참여) ▪ (’20. 8월) 차세대 시장설계 관련 재생e 발전량 예측제도 발전방향 논의 (거래소 내부)

나. 주요 개정내용

□ 대상 자원

ㅇ 태양광·풍력을 발전원(주요자원)으로 하는 개별자원 및 집합자원 규모가 20MW초과*하는 경우 참여 가능

* 설비용량 기준은 중앙급전발전기(20MW) 기준 준용

※ 태양광·풍력 외 재생e 자원은 보조자원으로 참여가능(오차 보정, 정산금 대상X)

ㅇ 자원통합

① (동일사업자 소유)“1기의 20MW초과 태양광·풍력 개별발전기(주요자원)”과“n기의 20MW초과 기타 재생e 개별발전기(보조자원)”

② (동일 중개사업자 모집)“n기의 소규모 태양광·풍력 자원(20MW초과, 주요자원)과“기타 재생e 소규모 자원(용량제한 없음, 보조자원)”

□ 등록 요건

ㅇ 등록시험 기간(1개월)의 평균 예측오차율이 10% 이하인 경우

※ 설비이용률 10%이상인 시간대만 예측오차율 산정하여 평균

- 예측오차율 = (|예측발전량 – 계량전력량| ÷ 설비용량) × 100(%)

□ 정산단가와 페널티

ㅇ (정산단가) 예측오차율에 따라 차등 적용

- (6%초과∼8%이하) 3원/kWh, (6%이하) 4원/kWh

· 한국전자통신연구원(ETRI)에서 주관한 정부정책과제 결과를 참고하여 설정

ㅇ (페널티) 3개월 평균 예측오차율이 10% 초과시 참여대상 자원에서 제외

□ 결과 활용방안

ㅇ 3개월 평균 예측오차율이 8%이하 시 운영발전계획에 활용

ㅇ 향후 예측제도 참여자들의 예측능력 수준 여하에 따라 가격결정발전계획에서도 사용하는 것을 고려할 예정

다. 개정효과

□ 재생에너지 출력 변동성 완화에 따른 전력계통 안정성 향상 및 발전비용 감소를 통한 편익 발생

□ 향후 재생에너지 입찰제도 전환을 위한 사업자의 역량강화 및 시스템 구축

□ 예측력 향상을 위한 재생에너지 빅데이터 활용 및 AI 기술 진보를 통해 디지털·그린 경제 활성화에 기여

□ 입찰자료 정확도 향상을 위한 입찰규정 개정(안)

가. 제안 취지

□ 발전사업자는 시장거래를 위한 발전입찰과 계통운영을 위한 운영발전계획수립용 자료를 각각 분리하여 제출하고 있으나,

ㅇ 운영발전계획수립용 자료는 입찰 행위로 간주되지 않아 상대적으로 간과되고 있어, 회원사의 부주의에 따른 입찰자료 부정확* 유발 가능

* 동일한 자료를 다른 페이지에 입력하도록 되어 있어, 입력 중 수치를 잘못 기입할 가능성 있으며, ‘20.7.1의 데이터 확인 결과 동일항목 수치 불일치 17건, 입찰자료 부정확 의심 182건

ㅇ 동일항목에 대하여 이중으로 자료*를 제출하는 현 입찰업무의 비효율성에 대한 개선이 필요

* (중복 항목) 최소운전시간, 최소정지시간, Hot 기동소요시간, 구간별 증감발률, 제약량, 대체연료 사용기간, GF여부, AGC여부 등 35개 제출항목 중 23개 항목

□ 발전기 설비상태(Hot, Warm, Cold) 및 기동·정지 특성 등 주요 기술특성자료의 누락으로 자료의 정확도 및 신뢰성 담보가 어려운 상황

ㅇ 계통운영자는 일일이 발전사업자에게 재확인 후 발전기의 기동·정지를 지시

□ 발전입찰에 근거한 객관적이고 공정한 계통운영 업무를 수행하고, 입찰자료의 정확도 향상을 위한 입찰자료 정비를 추진하고자 함

ㅇ 시장의 발전입찰과 계통의 자료제출로 분리된 입찰 창구를 일원화하여 시장과 계통의 기술자료를 통합하여 관리

ㅇ 입찰서류의 분류체계 개편으로 제출자료 용도를 명확화

ㅇ 발전기 설비상태 및 발전기 기동특성 등 발전기의 기술특성자료 보완

나. 주요 개정내용

□ (시장․계통운영의 입찰 통합) 시장의 발전입찰과 계통의 자료제출로 분리된 입찰 창구를 일원화하여 시장과 계통의 입찰자료를 통합·관리

ㅇ 발전단 기준의 운영발전계획수립용 자료제출을 폐지하고, 송전단 기준의 발전입찰로 입찰 일원화

- 발전입찰과 운영발전계획수립용 자료의 중복 항목을 발전입찰로 통합

- 계통운영에 필요한 발전단 기준 자료는 발전단전환비를 이용해 산출

ㅇ 입찰자료는 가격결정발전계획과 운영발전계획 수립용으로 구분·관리

□ (발전입찰 분류체계 정비) 에너지 및 예비력에 대한 입찰과 기술적 특성자료로 분류하여 발전입찰 체계를 정비

ㅇ 발전사업자의 발전입찰을 에너지 및 예비력입찰로 구분

ㅇ 발전기의 기술적 특성자료는 발전기의 기동정지(Committment)와 급전(Dispatch) 자료로 구분

ㅇ 복합발전기는 CC모드 및 GT모드를 구분하여 입찰(⇒ 복합발전기의 GT모드 입찰서 추가)

□ (입찰항목 신설 및 변경) 발전기 기술특성자료 신설 및 변경

< 입찰항목 개정내용 및 개정사유 >

구분	개정내용	개정사유
발전기 기동특성자료 신설	• 열간/온간/냉간 기동소요시간 • 최소발전용량 도달시간 • 계통분리시간 • 열간-온간, 온간-냉간 천이시간	발전기 계통 연결 및 분리 시 발전기 상태별(Hot/Warm/Cold) 기술적특성을 반영하기 위하여 기술적특성자료에 포함
	• 최소출력 기준 GT대수 • 일일 최대기동횟수 • GT 기동 우선순위 • GT 단독운전 가능여부	입찰자료 정확도 개선
AGC/GF 운전범위 신설	• AGC/GF 상하한	주파수추종/자동발전제어 운전범위 명확화
증감발율 적용기준 변경	• 구간별 증∙감발율 단일화 (4개 구간 → 단일구간)	발전계획 모델은 구간별 증감발률 적용 불가

□ (주간전력수급전망용 자료제출 신설) 정확한 주간전력수급전망을 위해 주간전력수급전망용 자료제출 규정 신설

다. 개정효과

□ 입찰 통합·관리 및 입찰 체계 정비로 입찰업무의 편의성 제공 및 입찰 자료의 정확도 향상

□ 발전입찰에 근거한 운영발전계획 수립 및 발전기의 기동․정지 지시로 계통운영의 공정성 및 객관성 제고

□ 발전기의 설비 상태(Hot/Warm/Cold)별 기술적 특성자료의 확보로 계통운영의 정확도 및 신뢰성 제고

□ 국내탄발전기 연료비용 산정방법 개정(안)

가. 제안 취지

□ 현재 국내탄 발전기의 연료비용은 열량단가*와 조정열량단가**로 이원화되어 운영 중임

** 열량단가 : 단위 열량에 대한 연료가격

** 조정열량단가 : 국내 무연탄 구매비용에서 기반기금 지원액을 차감한 열량단가

ㅇ 열량단가는 가격결정발전계획 및 운영발전계획 수립을 위한 연료비용 결정 시 적용하며, 조정열량단가는 정산금 산정 시 적용함

□ 기반기금 지원금은 국내 무연탄 배정량에 따라 실제 연료구입비에서 차감되고 있으나, 전력시장에서는 조정열량단가 대신 열량단가를 적용함에 따라 비싼 발전기로 인식

<동해화력 국내무연탄 배정량 및 순연료비 현황>

구분	단위	’14년	’15년	’16년	’17년	’18년	’19년	‘20년(전망)
배정량	만톤	13.0	8.5	9.0	17.3	23.0	40.0	40.0
연료구입비①	억원	214.5	135.2	162.8	279.5	445.5	778.6	870.9
기금지원②		8.8	6.6	7.4	7.9	8.0	94.7	150.7
순연료비①-②		205.7	128.6	155.4	271.6	437.5	683.9	720.2

ㅇ ’19년부터 국내 무연탄 배정량이 큰 폭으로 증가하여 열량단가와 조정열량단가 간 격차 증가 추세

<국내탄발전기(동해화력) 열량단가 및 조정열량단가 현황>

구분	단위	’14년	’15년	’16년	’17년	’18년	’19년
열량단가①	원/Gcal	18,771	21,796	17,257	24,081	25,390	26,182
조정열량단가②		18,646	21,740	17,161	23,930	25,082	25,312
차이①-②		125	56	96	151	308	870

□ 따라서, 국내탄발전기의 열량단가는 전력산업기반기금 지원금을 차감하여 산정하도록 하고 조정열량단가 규정은 삭제 필요

나. 주요 개정내용

□ 국내탄발전기의 연료비용 산정 시 조정열량단가 규정을 삭제하고 전력산업기반기금 지원금을 차감하여 열량단가 산정

ㅇ “연료의 열량단가”산정기준 개정(제1.1.2조 16호)

- 국내탄발전기 열량단가는 전력산업기반기금 지원금을 차감하여 산정

ㅇ “조정열량단가”개정 삭제 (별표1, 별표23)

<국내탄발전기 발전비용 결정기준 개선>

구분	:	현행(이원화)	⇒	개선(일원화)
발전비용 결정		열량단가		열량단가
정산금 산정		조정열량단가

다. 개정효과

□ 기반기금 지원액을 차감한 순연료비를 시장에 반영하여 연료비용 산정기준과 정산금 산정기준의 불일치 해소

□ 정부의 국내무연탄 소비량 제고를 위한 기반기금 지원 정책 취지가 전력시장에서 긍정적 시그널로 동작

□ 국내무연탄 배정량의 소비 촉진으로 국내 석탄산업 보호

□ 연료전지 및 신재생 발전기 관련 규칙개정(안)

- 신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리 규정 신설 및 보완

가. 제안 취지

□  연료전지 발전기의 계통 진입 증가에 따라 전력시장운영규칙의 신재생 발전기에 관한 계통운영 및 관리 규정 중 연료전지 발전기의 세부운영에 대하여 미비한 사항을 보완하고자 함

□ 고시 제2조 27호, 제52조, 제53조, 제54조, 제55조에 따라 규정된 신재생 발전설비 신뢰도 기준을 시장운영규칙에 적용함에 있어 미비한 사항을 보완하고자 함

나. 주요 개정내용

□ 연료전지 발전기에 관한 계통운영 규정 신설·보완(안 제5.9.1조,제5.9.6조, 제5.11.1~2조, 5.11.4~7조, 별표9, 별표18, 별표32) 및 자료취득 기준 추가(안 별표13 제7.2.1.1, 붙임8.1의 8.1.1.6, 8.1.1.7, 8.1.2.1, 8.1.2.6)

ㅇ (현행) ① 연료전지발전기에 대한 출력 감시, 평가 및 제어 등에 대한 세부 관리규정 부재 ② 연료전지 발전기의 특성자료 제출규정 부재 ➂ 연료전지 발전기의 실시간 자료취득 관련 규정 미흡

ㅇ (개정) ① 연료전지발전기에 대한 발전설비 출력 감시, 평가 및 제어 등에 대한 세부 관리규정을 풍력·태양광 발전기 수준으로 신설, ② 연료전지발전기의 제어성능 요구조건 신설, ③ 연료전지 발전기 특성자료의 제출과 실시간 정보의 원격취득 요건 마련, ④ 연료전지발전기의 긴급정지 통보 규정 신설, ⑤ 연료전지 발전기의 발전계획과 정지계획 제출 규정 신설

□ 신재생 발전설비 신뢰도 기준 신설·보완(안 제5.11.2조~5.11.7조, 별표3 18.0, 20.0, 21.0, 22.0)

ㅇ (현행) ① 풍력 외 신재생발전기에 대한 순시전압저하 시 유지성능(LVRT) 기준 부재 ② 신재생 발전설비 신뢰도 상세 기준 미흡

ㅇ (개정) ① 풍력발전기의 순시전압저하 시 유지성능을 풍력·태양광·연료전지 발전기를 대상으로 확대 적용 및 기준 보완, ② 신재생발전기 계통연계 유지성능, 무효전력 공급능력, 무효전력 제어성능, 유효전력 제어성능 유지기준 신설 및 보완

□ 시행일 및 적용대상

ㅇ 2020.10.01.부터 시행. 단, 연료전지 발전기 정비계획 및 발전계획 제출 관련 규정은 관련 세부절차 및 전산시스템 도입 후부터 시행

ㅇ 송·배전용전기설비이용계약을 체결하거나 전력수급계약(PPA)을 신청하는 신설분에 대하여 적용

다. 개정효과

□ 신재생발전기 접속확대시 전력계통의 지속적 안정운영을 위한 기술요구사항 정립

□ 분산화, 출력변동성 특성의 재생에너지에 대한 계통운영 신뢰도 유지 기반 마련

【붙임】 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

【붙임】 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

□ 재생에너지 발전량 예측제도 도입을 위한 규칙개정(안)

본문 신설(안)	비고(신설 내용)
14장 재생에너지 발전량 예측제도 제1절 통칙 제14.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 1. “재생에너지 예측발전량(이하 ”예측발전량“이라 한다)”이라 함은 제4호의 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 제5호의 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자가 전력거래소에 거래전일 제출하는 거래일의 시간대별 예측발전량을 말한다. 2. “재생에너지 발전량 예측제도 정산단가(이하 “예측제도 정산단가”이라 한다)”라 함은 재생에너지 발전량 예측제도(이하 “예측제도”라 한다)의 대상인 제9호의 주요자원 계량전력량에 대해 제14.5.1.1조 및 별표2에서 정한 설비이용률 및 예측오차율에 따라 적용하는 기준단가를 말한다. 3. “재생에너지 발전량 예측제도 정산금(이하 “예측제도 정산금”이라 한다)”이라 함은 예측제도의 대상인 발전설비의 계량전력량에 대해 예측제도 정산단가를 적용하여 지급하는 정산금을 말한다. 4. “개별자원”이라 함은 신에너지 및 재생에너지 개발·이용·보급 촉진법 제2조제2호에 따른 재생에너지를 발전원으로 하고 설비용량 20MW를 초과하는 1기의 비중앙급전발전기 또는 1기의 비중앙급전전기저장장치를 말한다. 5. “예측형 집합전력자원“은 중개시장운영규칙에 따라 재생에너지 설비, 전기저장장치 등 소규모전력자원을 통합한 것으로, 해당 예측형 집합전력자원 내에 제9호의 주요자원의 설비용량이 20MW를 초과하여 예측제도에 참여할 수 있는 가상의 전기설비를 말한다. 6. “예측제도 참여희망자”라 함은 예측제도에 참여하고자 하는 자로서, 예측제도 대상자원이 아닌 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자를 말한다. 7. “예측제도 참여자”라 함은 예측제도 참여희망자 중 제3절의 등록시험을 통해 예측제도 대상자원으로 등록된 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자를 말한다. 8. “보유자원”이라 함은 발전사업자가 소유한 개별자원 및 중개사업자가 모집한 예측형 집합전력자원을 총칭한다. 9. “주요자원”이라 함은 보유자원 중 주요 변동성 자원인 태양광 및 풍력을 발전원으로 하는 발전설비를 말한다. 10. “보조자원”이라 함은 예측정확도 제고를 위해 주요자원을 보조하는 발전설비로서, 보유자원 중 주요자원 이외의 발전설비를 말한다. 11. “예측제도 설비이용률(이하 “설비이용률”이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 주요자원 계량전력량의 백분율(%)을 말한다. 12. “재생에너지 예측오차율(이하 “예측오차율”이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 보유자원 예측발전량과 계량전력량의 차이의 절댓값의 백분율(%)을 말한다. 13. “예측제도 대상자원(이하 “대상자원”이라 한다)”이라 함은 제14.3.2조 및 제14.3.3조에 따라 예측제도 대상으로 등록된 보유자원을 말한다. 제14.1.2조(적용 범위) 이 장은 전력시장에 참여 중인 예측제도 참여희망자 및 참여자의 예측발전량 제출 및 정산에 적용한다. 제14.1.3조(예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무) 예측제도 참여희망자 및 참여자는 예측발전량 제출을 통한 전력거래소의 원활한 전력계통 및 시장의 운영을 위해 다음 각 항을 준수하여야 한다. ① 예측제도 참여기간 동안 예측발전량을 충실히 제출해야 한다. ② 전력계통 안정 및 발전비용 최소화를 위해 전력거래소가 요청하는 자료를 성실하게 제출해야 한다. 제2절 참여가능 자원 제14.2.1조(참여 조건) 예측제도 참여희망자 및 참여자의 보유자원은 다음 각 항의 조건을 충족해야 한다. ① 개별자원은 주요자원 단독으로 참여하거나 제14.2.2조 1항에 따라 주요자원과 보조자원을 통합하여 참여할 수 있다. 단, 보조자원은 단독으로 참여할 수 없다. ② 예측형 집합전력자원의 구성과 관련된 사항은 중개시장운영규칙을 따른다. 제14.2.2조(자원 통합) 보유자원이 다음 각 항에 해당할 경우 하나의 자원으로 통합하여 예측제도에 참여할 수 있다. ① 개별자원은 다음 각 호의 조건을 모두 충족한 경우에 통합할 수 있다. 1. 동일한 발전사업자가 2기 이상의 개별자원을 소유한 경우 2. 동일 계통(육지, 제주), 지역 및 송·배전망에 1기의 주요자원 및 1기 이상의 보조자원이 존재하는 경우 ② 예측형 집합전력자원은 다음 각 호의 조건을 모두 충족한 경우에 통합할 수 있다. 1. 동일한 중개사업자가 제14.2.1조에 부합하는 2기 이상의 예측형 집합전력자원을 모집한 경우 2. 1호의 모집자원들이 동일 계통(육지, 제주), 지역 및 송·배전망에 존재하는 경우 제3절 시험 및 등록 제14.3.1조(예측제도 등록시험) 예측제도 참여희망자는 보유자원을 예측제도 대상으로 등록하기 위해 각 항에 따라 예측오차율 검증시험 과정을 거쳐야 한다. ① 별지 제112호서식에 따라 시험월의 1일(거래일 기준)을 기준으로 10일 전(영업일 기준)까지 전력거래소에 신청서를 제출하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우 시험월의 1일(거래일 기준)을 기준하여 5일전(영업일 기준)까지 신청서를 제출할 수 있다. 1. 시험을 신청하고자 하는 보유자원에 대한 검증시험의 결과통지를 신청월에 수령한 경우 2. 시험월의 전월에 제14.3.5조에 의해 등록제외된 보유자원에 대한 신청서를 제출하는 경우 ② 신청서 제출완료 후 시험월에 대한 시간대별 예측발전량을 신청월 말일부터 시험월 말일의 전일까지 1개월 동안 제14.4.1조의 2항과 동일한 방식으로 전력거래소에 제출한다. 제14.3.2조(평가 및 통지) 전력거래소는 다음 각 항에 따라 등록시험 평가 및 결과통지를 시행한다. ① 전력거래소는 시험대상인 보유자원의 예측발전량 및 최종정산용 계량전력량을 활용하여 다음 각호에 따라 시간대별 예측오차율을 평가한다. 1. 주요자원의 시간대별 설비이용률을 산정한다. 여기서, 주요자원의 계량전력량 및 설비용량에 대한 소수점 처리 관련 기준은 별표8을 따른다. 2. 1호의 설비이용률이 10%이상인 시간대에 한하여 별표2 Ⅴ.1.가의 1항의 시간대별 평균 예측오차율(FERi,t) 산식에 따라 시간대별 예측오차율을 평가한다. 여기서, 주요자원의 설비용량, 예측발전량 및 계량전력량, 보조자원 예측발전량 및 계량전력량에 대한 소수점 관련 기준은 별표8을 따른다. 3. 계통운영 사유로 인한 급전지시가 있어 보유자원의 출력을 제한한 경우, 해당 보유자원에 대한 해당 시간대의 예측오차율은 제외한다. ② 예측오차율을 평가 후, 평가결과 및 등록가능 여부를 별지 제115호서식에 따라 시험월의 익월 내로 통지한다. 이 때, 보유자원의 등록시험 기간 평균 예측오차율이 10% 이하인 경우 예측제도 대상자원으로 등록할 수 있다. 여기서, 평균 예측오차율은 시험 기간 중 설비이용률이 10% 이상인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값을 말한다. 제14.3.3조(대상자원 등록) 제14.3.2조에 따라 등록가능 통지를 수령한 예측제도 참여희망자는 시장은행 통장 사본, 사용인감 증명서(인감 이미지화일 포함) 및 별지 제112, 113호서식을 작성하여 통지 수령월 말일 5일 전(영업일 기준)까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 시장은행 통장 사본, 사용인감 증명서(인감 이미지화일 포함)는 기제출한 경우에 면제된다. 제14.3.4조(등록자격 기간 및 연장) ① 대상자원은 특별한 결격사유 혹은 자발적 등록제외 의사가 없을 경우 대상자원으로서 예측발전량 제출 시작일로부터 3개월 동안 대상자원 등록자격을 유지할 수 있다. 여기서, 예측발전량 제출 시작일은 등록가능 통지 수령월의 말일로 한다. ② 등록자격 만료일을 기준하여 대상자원의 직전 3개월 평균 예측오차율이 10% 이하인 경우, 해당 대상자원의 등록자격은 이후 3개월 동안 연장된다. 여기서, 평균 예측오차율은 직전 3개월 중 주요자원의 설비이용률이 10% 이상인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값을 말하며, 계통운영 사유로 인한 급전지시가 있어 대상자원의 출력을 제한한 경우, 해당 대상자원에 대한 해당 시간대의 예측오차율은 제외하여 산정한다. 제14.3.5조(등록제외 및 재등록) ① 대상자원의 직전 3개월(등록자격 만료일 기준) 평균 예측오차율이 10%를 초과한 경우, 평균 예측오차율 공지일 다음날부터 대상자원 등록에서 제외된다. 단, 대상자원 등록제외 시 평균 예측오차율 공지일까지 제출한 해당자원의 예측발전량에 대한 예측제도 정산금은 지급할 수 있다. ② 예측제도 참여자가 폐업 등 부득이한 사유로 인해 대상자원을 등록제외 하고자 하는 경우, 전력거래소에 즉시 알려야 하고, 전력거래소는 특별한 사정이 없는한 제외 신청일 익일부터 대상자원을 제외 처리하여야 한다. ③ 예측제도 참여자가 사업 허가반납 또는 폐업 등으로 예측제도 참여를 지속할 수 없음에도 불구하고 등록제외 신청을 하지 아니한 경우에는 전력거래소 직권으로 예측제도 참여자의 대상자원을 등록제외 하여야 한다. ④ 등록제외된 보유자원을 예측제도에 재등록하고자 할 경우 제14.3.1조 및 제14.3.2조의 과정을 거쳐야 한다. 제4절 대상자원에 대한 예측발전량 제출 제14.4.1조(예측발전량 제출) 제3절에 따라 등록된 대상자원의 예측발전량을 다음 각 항을 따라 제출한다. ① 예측제도 참여자가 해당자원에 대해 등록자격 기간동안 제출한다. ② 예측발전량은 전력거래소에 총 2회 제출하며, 세부사항은 아래 각 호와 같다. 1. 1차 제출 마감시간은 거래전일 10시, 2차 제출 마감시간은 거래전일 17시이다. 2. 각 제출 차수별로 거래일 24시간에 대한 시간대별 예측발전량을 별지 제114호 서식에 작성하여 제출한다. 3. 각 제출 차수별로 마감시간에서 가장 가까운 시기에 제출한 값을 유효한 예측발전량으로 인정한다. 제5절 정산 제1관 예측제도 참여자에 대한 정산 제14.5.1.1조(예측제도에 대한 정산금 산정) 전력거래소는 예측제도 참여자에게 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표 2 및 별표8에 따라 정산한다. 1. 발전사업자가 보유한 개별자원 중 주요자원의 설비용량 및 계량전력량 2. 중개사업자가 보유한 예측형 집합전력자원 내 주요자원의 설비용량 및 계량전력량 3. 발전사업자가 보유한 개별자원 중 보조자원의 계량전력량 4. 중개사업자가 보유한 예측형 집합전력자원 내 보조자원의 계량전력량 제14.5.1.2조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 예측제도 참여자에게 지급할 예측제도 정산금보다 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 전력거래소에 지급한 정산금이 적은 경우에는 제4.3.6조의2의 예비계좌에서 인출한 예치금으로 부족분을 충당하여 예측제도 참여자에게 우선 지급한다. 단, 예비계좌 예치금이 예측제도 정산금 부족분보다 적은 경우에는 다음과 같이 각 예측제도 참여자별로 정산금을 산정하여 결제한다. 예측제도 참여자의 할인된 예측제도 정산금 = (구매자가 지불한 예측제도 정산금 총액 + 예비계좌 사용금액) × 해당 결제일에 각 예측제도 참여자가 받아야 할 예측제도 정산금 ÷ 해당 결제일의 모든 예측제도 참여자의 총 예측제도 정산금 ② 채무불이행된 예측제도 정산금과 지연에 따른 이자가 회수되는 경우에는 예측제도 참여자가 원래 지급받아야할 정산금에서 예측제도 정산금, 지연에 따른 이자 순으로 조정하여 지급한다. 제2관 판매사업자에 대한 정산 제14.5.2.1조(계량전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자의 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제3관 직접구매자에 대한 정산 제14.5.3.1조(계량전력량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자의 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 직접구매자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제4관 구역전기사업자에 대한 정산 제14.5.4.1조(계량전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자의 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제5관 정산명세서 제14.5.5.1.조(정산을 위한 사전조정) 전력거래소는 명백한 오류 등에 대하여 정산결과를 통지하기 전에 사전조정을 할 수 있다. 제14.5.5.2조(초기 정산) ① 전력거래소는 거래일로부터 2일째 되는 날 14시까지 초기정산을 위하여 필요한 거래일의 시간대별 계량데이터를 수집하여야 한다. ② 전력거래소는 거래일로부터 6일 이내에 초기정산을 하고 그 결과를 거래일로부터 9일 이내에 예측제도 참여자, 판매사업자 및 구역전기사업자에게 통지하여야 한다. 제14.5.5.3조(초기 정산에 대한 조정신청) ① 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자는 제14.5.5.2조 제2항의 규정에 의한 초기정산결과를 통지 받은 경우에, 거래일로부터 15일 이내에 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다. ② 제1항의 규정에 의한 조정신청이 거래일로부터 18일 이내에 협의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다. 제14.5.5.4조(최종 정산) 전력거래소는 제14.5.5.3조의 규정에 의한 조정신청 처리결과를 반영하여 거래일로부터 17일 이내에 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 19일 이내에 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 통지하여야 한다. 제14.5.5.5조(최종 정산에 대한 이의신청) ① 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자는 제14.5.5.4조의 규정에 의한 최종정산결과를 통지받은 후, 거래일로부터 60일 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. 단, 이의신청기간 이내에 계량기 고장 등에 의한 비정상적인 계량(과다, 과소, 미취득 등)이 명백하고 단일 건으로서 연속성이 인정되는 경우에 한하여 60일을 초과한 정산분에 대하여도 이의신청 할 수 있다. ② 제1항의 규정에 의한 이의신청이 거래일로부터 85일 이내에 합의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다. 제14.5.5.6조(정산정정통지) ① 전력거래소는 정산결과통지 후 계량자료 오류, 예측오차율 계산 오류 및 시스템 오류 등에 의한 명백한 정산오류를 발견하였을 경우, 이를 정정하고 그 결과를 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 통지하여야 한다. ② 최종정산 이전에 정산정정통지 사유가 발생하는 경우, 최종정산과 동시에 제1항의 정산정정통지를 시행할 수 있다. ③ 최종정산 통지 후 제1항의 정산정정통지가 있고 이에 대해 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자의 이의가 있는 경우, 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자는 통지 후 10일 이내 또는 거래일로부터 60일 이내에 이의신청을 할 수 있다. ④ 제3항에 의한 이의신청이 신청 후 15일과 거래일 이후 85일이 경과할 때까지 합의되지 아니하면 제7장 제3절의 규정에 따른다. 제14.5.5.7조(재정 신청) 제14.5.5.3조 및 제14.5.5.5조의 규정에 의한 처리결과에 불복하는 경우에는 법 제57조의 규정에 따라 전기위원회에 재정을 신청할 수 있다. 제14.5.5.8조(예측제도 정산금 청구) ① 예측제도 참여자 등은 별표2에 따라 각 거래월의 마지막 차수 결제일 이전에 예측제도 정산금을 전력거래소에 통합청구하여야 한다. ② 전력거래소는 예측제도 참여자 등으로부터 청구서를 접수받은 후 별표 2에 따라 각 전력거래차수별 결제일 이전에 예측제도 정산금을 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 청구하여야 한다. ③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 대금청구일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 예측제도 참여자, 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 간의 합의에 따른다. ④ 제14.5.5.3조 제2항 및 제14.5.5.5조 제2항의 규정에 의한 분쟁조정절차에 따르는 이의신청의 경우에는 제7장의 규정에 의한 분쟁조정결과에 따라 정산을 한다. ⑤ 전력거래소는 회원사의 고의 또는 과실로 발생하는 각종 가산세 등의 비용을 귀책 회원사에게 청구하여야 한다. ⑥ 예측제도 참여자에 대한 결제 및 전력거래전담 금융기관에 관한 규정은 규칙 제4장 제3절 및 별표8에 따른다. 부 칙 (2020. 9. XX.) 제0조(시행일) 이 규칙은 재생에너지 발전량 예측제도와 관련된 전산시스템이 완비되는 시점을 고려하여 규칙 개정일로부터 1년 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날부터 시행한다. 제0조(동일 지역 및 송·배전망 적용에 대한 경과조치) 제14.2.2조와 관련하여 동일 지역 및 송·배전망 구분에 대한 적용은 예측제도에 참여하는 보유자원 증가 및 전력 계통·시장 운영에 있어 지역 및 송·배전망 구분이 필요한 시점까지 유예한다. 제0조(운영발전계획 반영에 대한 경과조치) 별표9 7.2.1.1의 예측발전량에 대한 적용은 예측제도에 참여하는 대상자원의 3개월(월의 말일기준)의 예측오차율을 산술 평균한 값이 8% 이하인 때로부터 적용한다. 여기서, 3개월 평균 예측오차율을 산정하는 방식은 다음 각 호와 같다. 1. 평균 예측오차율은 해당기간 중 대상자원 내 주요자원의 설비이용률이 10% 이상인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값이다. 2. 대상자원에 대한 시간대별 예측오차율은 대상자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 보유자원 예측발전량과 계량전력량의 차이의 절댓값의 백분율(%)이다.	· 재생에너지 발전량 예측제도 관련 용어정의 신설 <용어 내역> 1. 예측발전량 2. 예측제도 정산단가 3. 예측제도 정산금 4. 개별자원 5. 예측형 집합전력자원 6. 예측제도 참여희망자 7. 예측제도 참여자 8. 보유자원 9. 주요자원 10. 보조자원 11. 설비이용률 12. 예측오차율 13. 대상자원 · 예측제도의 적용범위 · 예측제도 참여자의 의무사항 · 예측제도 참여하기 위한 개별자원 및 예측형 집합전력자원 조건 · 개별자원 및 예측형 집합전력자원의 자원통합 조건 · 예측제도 등록 시험 조건 - 등록일 기준, 평가 기간, 예측발전량 제출 시간 등 · 예측제도 등록시험에 대한 평가 방법 및 결과 통지 · 예측제도 대상자원 등록 방법 - 제출 서류 및 기간, 면제 등 · 예측제도 대상자원 자격 유지 기간 및 자격 연장 조건 · 대상자원 제외 및 재등록 <제외> - 오차율 미달 - 등록제외 요청 - 허가 반납 또는 폐업 등 제도참여 불가 <재등록> - 대상자원 재등록을 위해 등록시험 필요 · 대상자원으로서 예측발전량 제출 방법 - 등록자격 기간 : 예측발전량 제출일로부터 3개월 · 예측제도 참여자 정산에 사용되는 설비용량 및 전력량 · 채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급 방안 · 판매사업자에 대한 정산 방법 · 직접구매자에 대한 정산 방법 · 구역전기사업자에 대한 정산 방법 · 예측제도 정산금 결과 통지 - 초기정산 - 최종정산 - 정산에 대한 조정 및 이의신청 - 정산에 대한 정정 및 재정 - 정산금 청구 등 · 부칙 - 예측제도 시행시기는 전산시스템 완비시점을 고려 - 예측제도 대상자원의 지역 및 송·배전망 구분은 태양광·풍력 발전설비 증가 및 계통과 시장 운영 상황에 따라 추후 결정 - 예측제도 전체 참여자원의 3개월 오차율 평균이 8%이하가 검증된 후 예측발전량에 대해 운영발전계획 활용

[별표1] 신설(안)

비고(신설 내용)

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CFMi,t	주요자원 설비이용률 (Capacity Factor of Main renewable energy resource)	%	예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 주요자원의 시간대별 설비이용률
FERi,n,t	차수 및 시간대별 예측오차율 (Forecasting Error Rate by order and transaction time)	%	예측제도 대상자원에 대해 n차로 제출된 시간대별 예측오차율
FERi,t	시간대별 예측오차율 (Forecasting Error Rate by transaction time)	%	예측제도 대상자원의 시간대별 평균 예측오차율
FGi,n,t	보유자원 예측발전량 (Forecasted Generation of procured renewable energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 등록된 보유자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량
FGAi,n,t	보조자원 예측발전량 (Forecasted Generation of Assistant energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 대상자원 중 보조자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량
FGMi,n,t	주요자원 예측발전량 (Forecasted Generation of Main energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 대상자원 중 주요자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량
FPt	시간대별 재생에너지 예측제도 정산단가 (Forecasting Price of renewable energy)	원/kWh	예측제도 대상 설비의 설비이용률 및 예측오차율에 따라 시간대별로 주요자원 계량전력량에 적용되는 기준단가
ICMi	주요자원 설비용량 (Installed Capacity of Main renewable energy resource)	MW	예측제도 대상자원 중 주요자원에 대한 설비용량. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모전력자원 중 주요자원의 합으로 표시
ICEMi	보조자원 설비용량 (Installed Capacity of renewable energy resource Excluding Main renewable energy resource)	MW	예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 보조자원에 대한 설비용량. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모전력자원 중 보조자원의 합으로 표시

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
IFCk,t	직접구매자의 거래시간 예측제도 정산금 (Improved Forecast settlement for a Consumer)	원	직접구매자의 거래시간에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금
IFCk	직접구매자의 거래일 예측제도 정산금 (Improved Forecast settlement for a Consumer)	원	직접구매자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금
IFLd,t	구역전기사업자의 거래일 예측제도 정산금 (Improved Forecast settlement for a Local sales company)	원	구역전기사업자의 거래시간에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금
IFLd	구역전기사업자의 거래일 예측제도 정산금 (Improved Forecast settlement for a Local sales company)	원	구역전기사업자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금
IFPi,t	시간대별 예측제도 정산금 (Improved Forecast Payment of renewable energy resource)	원	예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일의 시간대별 정산금
IFPi,d	일별 예측제도 정산금 (Improved Forecast Payment of renewable energy resource)	원	예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일 정산금
IFPFi,t	시간대별 예측제도 정산금 지급 플래그 (Improved Forecast Payment Flag of renewable energy resource)		거래일의 시간대별 정산금 지급 조건 충족여부 플래그
IFSt	판매사업자의 거래시간 예측제도 정산금 (Improved Forecast settlement for Sales company)	원	판매사업자의 거래시간에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금
IFS	판매사업자의 거래일 예측제도 정산금 (Improved Forecast settlement for Sales company)	원	판매사업자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금
MGOAi,t	보조자원 계량전력량 (Metered Generation Output of Assistant renewable energy resource)	MWh	예측제도 대상자원 중 보조자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량
MGOMi,t	주요자원 계량전력량 (Metered Generation Output of Main renewable energy resource)	MWh	예측제도 대상자원 중 주요자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량

· 예측제도 관련

약어 및 변수명

신설

[별표2] 신설

비고(신설 내용)

[별표2] 정산기준

Ⅰ. ---- 현행과 동일 ----

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산 [신설]

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산 [신설]

6. 기타 정산(호 번호 변경, 5 ⟶ 6)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래)에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산 [신설]

6. 기타 정산(호 번호 변경, 5 ⟶ 6)

[목차 신설]

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

[목차 변경]

Ⅵ. 전력거래차수별 대금지급 기준일정(변경, Ⅴ → Ⅵ)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 보유자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 직접구매자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: IFC _{k,t} = {PEC _{k,t}} over {TET _{t}} TIMES sum _{i} ^{} IFP _{i,t}]

여기서,

IFCk,t(Improved Forecast settlement for a Consumer) : 직접구매자의 거래시간에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금

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

TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량

IFPi,t(Improved Forecast Payment of renewable energy resource) : 예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일의 시간대별 정산금

직접구매자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금은 다음과 같다.

[eqn: IFC _{k} `=` sum _{t=1} ^{24} IFC _{k,t}]

IFCk(Improved Forecast settlement for a Consumer) : 직접구매자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 보유자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 판매사업자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: IFS _{t} = {PES _{t}} over {TET _{t}} TIMES sum _{i} ^{} IFP _{i,t}]

여기서,

IFSt(Improved Forecast settlement for Sales company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금

PESt(Purchased Energy by Sales Company): 판매사업자의 거래시간에 대한 구매전력량

TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량

IFPi,t(Improved Forecast Payment of renewable energy resource) : 예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일의 시간대별 정산금

판매사업자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금은 다음과 같다.

[eqn: IFS`=` sum _{t=1} ^{24} IFS _{t}]

IFS(Improved Forecast settlement for Sales company) : 판매사업자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 보유자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 구역전기사업자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: IFL _{d,t} = {PEL _{d,t}} over {TET _{t}} TIMES sum _{i} ^{} IFP _{i,t}]

여기서,

IFLd,t(Improved Forecast settlement for a Local sales company) : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금

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

TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량

IFPi,t(Improved Forecast Payment of renewable energy resource) : 예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일의 시간대별 정산금

구역전기사업자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금은 다음과 같다.

[eqn: IFL _{d} `=` sum _{t=1} ^{24} IFL _{d,t}]

IFLd(Improved Forecast settlement for a Local sales company) : 구역전기사업자의 거래일에 대한 재생에너지 발전량 예측에 대한 정산금

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 보유자원 계량전력량에 대한 정산

가. 주요자원 (20MW를 초과하는 태양광·풍력을 발전원으로 하는 개별발전기 및 소규모전력자원으로 구성된 예측형 집합전력자원)

① 주요자원의 계량전력량에 대한 정산

- 시간대별로 대상자원이 설비이용률 및 예측오차율 기준을 충족하는 경우, 대상자원 내 주요자원의 계량전력량에 대해 정산한다. 즉,

IFPi,t = MGOMi,t × FPt × IFPFi,t × 1,000

여기서,

IFPi,t : 예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일의 시간대별 정산금

MGOMi,t : 예측제도 대상자원 중 주요자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량

FPt : 시간대별 재생에너지 예측제도 정산단가로써, 아래 표와 같이 예측오차율에 따라 이원화하여 적용

정산단가		적용 조건
FPt	3원/kWh	6% < FERt ≤ 8%
	4원/kWh	FERt ≤ 6%

IFPFi,t : 거래일의 시간대별 정산금 지급 조건 충족여부 플래그로써
CFMi,t ≥ 10%이면서 FERi,t ≤ 8%이면 IFPFi,t = 1, 그렇지 않으면 0

CFMi,t : 예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 주요자원의 시간대별 설비이용률로써,
[eqn: CFM _{i,t} `=` {MGOM _{i,t}} over {ICM _{i}} ` TIMES `100(%)]

ICMi : 예측제도 대상자원 중 주요자원에 대한 설비용량. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모전력자원 중 주요자원의 합으로 표시

FERi,t : 예측제도 대상자원의 시간대별 평균 예측오차율로써,
[eqn: FER _{i,t} `=` {sum _{k=1} ^{n} FER _{i,k,t}} over {n} `,``````n=2]

FERi,n,t : 예측제도 대상자원에 대해 n차(총 2차)로 제출된 예측발전량으로 산정된 시간대별 예측오차율로써,
[eqn: FER _{i,n,t} `=` {LEFT | (FGM _{i,n,t} +FGA _{i,n,t} )`-`(MGOM _{i,t} +MGOA _{i,t} ) RIGHT |} over {ICM _{i}} ` TIMES `100(%),````````n=1,2]

FGMi,n,t : 예측제도 참여자가 대상자원 중 주요자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량

FGAi,n,t : 예측제도 참여자가 대상자원 중 보조자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량

MGOAi,t : 예측제도 대상자원 중 보조자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량

- 거래일의 시간대별 정산금을 합산하여 거래일 정산금을 산정한다.

[eqn: IFP _{i,d} ```````=```````` sum _{t=1} ^{24} IFP _{i,t}]

IFPi,d : 예측제도에 참여한 대상자원의 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래일 정산금

· 직접구매자,
판매사업자, 구역전기사업자의 예측제도 참여자 보유자원 계량 전력량에 대한 정산

· 예측제도 참여자에 대한 정산식

별지 신설(안)

비고(신설 내용)

[별지 제117호서식]

□ 발전사업자(개별자원) □ 중개사업자(예측형 집합전력자원)			예측제도 등록/시험 신청서
신청인	상 호(명칭)
	대 표 자 명				전화번호
	주 소(본사)
	사업자등록번호
(등록/시험) 시행일		○○년 ○○월
보유자원		구 분		주요자원		보조자원
개별자원		발전소명 소재지 설비용량 발전원		○○○ ○○○ kW ○○○		○○○ ○○○ kW ○○○
예측형 집합전력자원		자원명 설비용량 발전원		○○○ kW ○○○		○○○ kW ○○○
전력시장운영규칙 제14.3.1조 제1항 또는 제14.3.3조에 따라 예측제도 (대상자원 등록 □) / (등록시험 □)을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제118호서식]

전력시장운영규칙 준수 동의서

본인은 재생에너지 발전량 예측제도 참여자로서 본 제도의 공정하고 원활한 운영을 위해 전력시장운영규칙 제14.1.3조를 준수하는 것에 동의합니다.

년         월       일

상호명

대표자                    (인)

[별지 제119호서식]

재생에너지 예측발전량 제출서(대상자원 □ / 등록시험 □)

1. 제출일(1차 □ / 2차 □):

2. 예측제도 참여자/참여희망자명 :

3. 보유자원명 :

4. 보유자원 소속계통(육지/제주) :

5. 시간대별 예측발전량

(단위 : kWh)

구 분		D
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
태양광	발전기
	ESS
	계
풍력	발전기
	ESS
	계
보조자원	바이오
	소수력
	해양
	기타

6. 예측제도 참여자/참여희망자 서명

7. 접수시각               접수자                  (서명)

[별지 제120호 서식]

예측제도 등록시험 결과 통지서
예측제도 참여희망자명		보유자원명
예 측 오 차 율	%	통 지 일 자	. . .
등록가능 여부 (가능/불가)
귀 참여희망자는 등록시험 기간(1개월) 평균 예측오차율에 따라 등록가능/등록불가함을 통지하오니, 등록가능한 경우 해당 통지서를 수령한 달의 말일 5일 전까지 예측제도 등록신청서(전력시장운영규칙 별지 제112호서식) 및 전력시장운영규칙 준수 동의서(전력시장운영규칙 별지 제113호서식)를 제출하여 주시기를 바랍니다.

· 보유자원에 대한 예측제도 대상자원 등록 및 등록시험 신청서

· 예측제도 참여자 및 참여희망자의 의무준수 동의서

· 대상자원 및 등록시험을 위한 예측발전량 제출 서식

· 등록시험 결과에 대한  통지서

□ 입찰자료 정확도 향상을 위한 입찰규정 개정(안)

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제1장  총칙

제1절  통칙 [절번호 신설 2007.7.23.]

<중 략>

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

<중 략>

<신 설>

< 신 설 >

< 신 설 >

< 신 설 >

제2장	발전입찰 및 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제1관 발전비용의 결정

< 중 략 >

제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

① 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 중앙급전발전기 및 중앙급전 전기저장장치를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력 및 전기저장장치가 방전하는 전력의 시장가격의 계산 및 급전을 하기 위하여 필요한 각 설비의 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 송전사업자용 전기저장장치의 기술적 특성자료를 제출하여야 한다. <개정 2009.06.30., 2015.5.7., 2016.5.12., 2019.1.2., 2019.5.31.>

< 중 략 >

1. 연료의 열량단가(FCi, 원/Gcal) : 매달 말일기준 9일전 <개정 2019.5.31.>

2. 발전기 기동과 관련되어 소요되는 비용으로서, 원(Won)단위 양(陽)의 정수로 표시되는 기동비용(SUCi) : 매 분기 시작 1개월 전 <조문이동 2019.5.31>

< 중 략 >

③ 다음 각 호의 자료는 특별한 사유로 인해 변경이 필요한 경우 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출하여야 한다. <개정 2006.12.26., 2010.11.30., 2019.5.31.>

1. 발전기 출력과 소비열량의 관계를 표시하는 계수로서, 열소비상수(NLHCi), 1차열소비계수(LHCi), 2차열소비계수(QHCi)를 포함하는 입출력특성곡선식의 계수 <개정 2019.5.31.>

Hi = QHCiPi2 + LHCiPi + NLHCi

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

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

3. 최대발전용량(Maximum Generating Capability, MGCi)

4. 최소발전용량(Minimum Generation, MGi)

5. 발전출력 수준별 출력증가율 4개 이하

6. 발전출력 수준별 출력감소율 4개 이하

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

< 신 설 >

7. 최소운전시간(Minimum Up Time, MUTi)

8. 최소정지시간(Minimum Down Time, MDTi)

< 신 설 >

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

< 중 략 >

⑦ 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 운전비용 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를 거쳐야 한다.<개정 2006.12.26., 2015.5.7.> <항번호 변경 및 개정 2016.5.12., 2019.12.31>

< 중 략 >

<신  설>

< 중 략 >

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

<신  설>

< 중 략 >

제3절  발전입찰과 전력수요예측

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

< 중 략 >

제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.3.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.  <개정 2016.5.12., 2019.1.2.>

1. 기동소요시간(단위 : 분)

2. 최대발전용량(MGCi)

3. 최소발전용량(MGi)

4. 출력 수준별 출력증가율(RURi)<개정 2006.9.14>

5. 출력 수준별 출력감소율(RDRi)<개정 2006.9.14>

6. 최소운전시간(MUTi)

7. 최소정지시간(MDTi)

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

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

10. 자동발전제어서비스 제공가능 여부 [신설 2006.9.14]

11. 주파수추종서비스 제공가능 여부 [신설 2006.9.14]

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

13. 2차연료 사용여부(SFFi) [신설 2006.12.26.]

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

<신 설>

< 중 략 >

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

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

< 중 략 >

< 신 설 >

< 중 략 >

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

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

< 신 설 >

③ 중앙급전 구역전기발전기는 구역수요 초과 공급가능용량을 제5.1.4조에 해당시 운영발전계획 수립용 발전단 공급가능용량으로 반영할 수 있다.

< 신 설 >

제2.4.1조(가격결정발전계획) ① 전력거래소는 한계가격을 산출하기 위하여 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 제2.5.6조에 의한 발전기별 조정손실계수를 고려하여 1일 단위로 가격결정발전계획을 수립하여야 한다. <개정 2006.9.14., 2006.12.26., 2014.11.3., 2016.5.12., 2016.10.31., 2019.1.2.>

< 중 략 >

[별표 4]

입찰 운영 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

< 중 략 >

6.3     입찰방법

6.3.1	발전입찰(중앙급전 구역전기발전기 제외) <개정 2019.1.2.>

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. <개정 2011.12.2., 2019.12.31.>

< 중 략 >

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.

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. [신설 2019.12.31.]

< 중 략 >

7.0    입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 제외)

< 중 략 >

7.5	기동 소요시간(단위 : 분)

발전기별 열간(HOT)기동 운전실적을 기준으로 한 기동 소요시간을 말한다.

< 중 략 >

7.7	최소 발전용량(단위 : MW)

복합화력발전기의 최소발전용량은 운전형태별(GT 또는 CC) 총 용량의 30%이상이어야 한다.

7.8	최소 정지시간(단위 : Hr)

< 중 략 >

< 신 설 >

< 중 략 >

9.0     입찰시 유의사항 <조문번호 변경 2019.1.2.>

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., 2019.12.31.>

9.1.2	출력증가율, 출력감소율, 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축가능용량은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다. <개정 2019.12.31>

< 신 설 >

< 신 설 >

< 중 략 >

9.7	입찰자료의 검토

9.7.1	전력거래소 입찰운영담당자는 발전회원 입찰 자료에 대해 9.7.3부터 9.7.8까지 항목을 검토하고, 부적정한 입찰 자료는 적정한 자료로 조정하여 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 사용토록 조치하여야 한다. 다만, 9.7.6.1 및 9.7.8은 수요반응자원 전력거래시장 운영 담당자가 검토하고, 마감시간이후 입찰변경에 대한 검토는 계통운영담당자가 한다. <개정 2020.7.8.>

9.7.2	입찰운영담당자는 입찰자료 조정전에 해당 회원의 입찰이 잘못되었음을 유선으로 통보하여야 하며, 이 경우 입찰자는 조정된 내용으로 변경입찰하여야 한다.

9.7.3	발전기 기술적 특성자료의 적정성 검토

9.7.3.2	검토 대상 자료

기동소요시간, 최대발전용량, 최소발전용량, 출력증가율, 출력감소율, 최소운전시간, 최소정지시간

< 중 략 >

[별표 6]

가격결정발전계획 수립 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

< 중 략 >

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.

< 중 략 >

③ 기동비용(SUCi) : Hot, Warm, Cold

다만, 규칙 제14.10조의 적용을 받는 열병합발전기의 기동비용은(SUCi) 본 별표 제6.1.1.1항을 적용한다.<개정 2009.12.31>

④ 최대 발전용량(MGCi) 및 최소 발전용량(MGi)

⑤ 출력증가율(RURi) 및 출력감소율(RDRi)

⑥ 최소 운전시간(MUTi) 및 최소 정지시간(MDTi)

< 중 략 >

[별표 9]

운영발전계획 수립 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

< 중 략 >

7.1.1	운영발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래  일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 운영발전계획을 수립한다.

< 중 략 >

3. 기타 고려사항

가. 전압 및 주파수 조정

< 중 략 >

< 신 설 >

< 중 략 >

제1장  총칙

제1절  통칙 [절번호 신설 2007.7.23.]

<중 략>

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

<중 략>

105. “발전단전환비”라 함은 송전단 전력을 이용하여 발전단 전력을 산정하기 위한 전환비로 주변압기 손실 및 발전소 소내소비전력을 고려하여 발전사업자가 입찰한 값을 의미한다.

106. “호기별 운전정보”라 함은 수력, 양수, 복합 발전기의 발전소 내 운전가능한 발전기단위 호기 정보를 말한다.

107. “GF상한”이라 함은 거래시간 발전기의 GF 운전 상한 범위를 말한다.

108. “GF하한”이라 함은 거래시간 발전기의 GF 운전 하한 범위를 말한다.

109. “AGC상한”이라 함은 거래시간 발전기의 AGC 운전 상한 범위를 말한다.

110. “AGC하한”이라 함은  거래시간 발전기의 AGC 운전 하한 범위를 말한다.

111. “기동소요시간(Notification Time)”이라 함은 급전지시를 받은 시각부터 발전기가 전력계통에 연결되는 시각까지 소요되는 시간을 말하며 발전기 상태에 따라서 열간(Hot), 온간(Warm), 냉간(Cold)으로 구분한다.

112. “최소발전용량 도달시간(Start-up Time)”이라 함은 발전기가 전력계통에 연결되는 시각부터 최소발전용량에 도달하는데 걸리는 시간을 말하며 발전기 상태에 따라 열간(Hot), 온간(Warm), 냉간(Cold)로 구분한다.

113. “열간-온간 천이시간(Hot to Warm Time)”이라 함은 발전기가 계통분리 이후 발전기가 열간상태에서 온간상태로 변경되는데 걸리는 시간을 말한다.

114. “온간-냉간 천이시간(Warm to Cold Time)”이라 함은 발전기가 계통분리 이후 발전기가 온간상태에서 냉간상태로 변경되는데 걸리는 시간을 말한다.

115. “계통분리시간(Shut-Down Time)”이라 함은 발전기가 최소발전용량으로부터 전력계통에서 분리되는데 걸리는 시간을 말한다.

116.“일일최대기동횟수(Maximum Daily Starts)”이라 함은 거래일 발전기가 기동할 수 있는 최대 횟수를 말한다.

117. “GT 단독운전 가능여부”라 함은 복합발전기가 CC모드 운전 외에 GT모드 운전이 가능한지 여부를 말한다.

118. “최소출력 기준GT 대수”라 함은 복합발전기가 안정하게 최소출력을 유지하기 위해 필요한 최소한의 GT 운전 대수를 말한다.

119. “GT 기동우선순위”라 함은 복합발전기 가스터빈 발전기들 중 우선적으로 기동되어야 할 가스터빈 발전기 순서를 의미한다.

120. “환경제약”이라 함은 대기환경보전법 등의 준수를 위해 발전기 운전범위 하한치에 대한 제약을 말한다.

121. “GT 단독운전 가능시간”이라 함은 복합발전기의 가스터빈 단독운전 시 안정운전이 가능한 최대시간을 말한다.

122. “GT 입찰대비 단독운전가능 용량비”라 함은 복합발전기의 가스터빈 단독운전 시 대표GT 입찰의 공급가능용량 대비 단독운전 가능한 용량의 비율을 말한다.

제2장	발전입찰 및 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제1관 발전비용의 결정

< 중 략 >

제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

① 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 중앙급전발전기 및 중앙급전 전기저장장치를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력 및 전기저장장치가 방전하는 전력의 시장가격의 계산, 설비의 기동·정지 및 급전을 결정하기 위하여 필요한 각 설비의 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 송전사업자용 전기저장장치의 기술적 특성자료를 제출하여야 한다. <개정 2009.06.30., 2015.5.7., 2016.5.12., 2019.1.2., 2019.5.31.>

< 중 략 >

1. 연료의 열량단가(FCi, 원/Gcal) : 매달 말일기준 9일전 <개정 2019.5.31.>

2. 기동비용(SUCi) : 매 분기 시작 1개월 전 <조문이동 2019.5.31>

< 중 략 >

③ 다음 각 호의 자료는 특별한 사유로 인해 변경이 필요한 경우 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출하여야 한다. <개정 2006.12.26., 2010.11.30., 2019.5.31.>

1. 발전기 운전비용 관련 자료

가. 발전기 출력과 소비열량의 관계를 표시하는 계수로서, 열소비상수(NLHCi), 1차열소비계수(LHCi), 2차열소비계수(QHCi)를 포함하는 입출력특성곡선식의 계수 <개정 2019.5.31.>

Hi = QHCiPi2 + LHCiPi + NLHCi

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

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

2. 발전기 기술적 특성자료

가. 급전관련 특성자료

1) 최대발전용량(Maximum Generating Capability, MGCi)

2) 최소발전용량(Minimum Generation, MGi)

3) 출력증가율

4) 출력감소율

5) 기타 제약사항(환경제약)

나. 기동·정지관련 특성자료

1)  열간/온간/냉간 기동소요시간

2)  열간/온간/냉간 최소발전용량도달시간

3)  열간-온간 천이시간

4)  온간-냉간 천이시간

5)  계통분리시간

6)  최소운전시간(Minimum Up Time, MUTi)

7)  최소정지시간(Minimum Down Time, MDTi)

8)  복합발전기 GT 단독운전 가능여부

9)  복합발전기 최소출력 기준 GT 대수

10) 일일 최대기동 횟수

11) 기타 기동·정지 제약사항

3. 발전기 보조서비스 특성자료

1) 주파수추종 운전범위(최대, 최소)

2) 부동대

3) 속도조정률

4) 자동발전제어 운전범위(최대, 최소)

< 중 략 >

⑦ 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자 및 송전사업자가 제1항의 규정에 의하여 제출하는 운전비용 자료는 제2.2.1.1조의 규정에 의한 비용평가위원회의 심사를, 기술적특성 자료 및 보조서비스 특성자료는 제5.10.1조의 규정에 의한 기술평가위원회의 심사를 거쳐야 한다.<개정 2006.12.26., 2015.5.7.> <항번호 변경 및 개정 2016.5.12., 2019.12.31>

< 중 략 >

⑫ 제2.1.1.1조의 3항 내지 4항의 기술적 특성자료 및 보조서비스 특성자료에 관한 세부사항은 기술평가 세부운영규정에서 정한 바에 따른다.

< 중 략 >

제2.1.1.8조(효력 발생) ① 운전비용과 관련하여 제출된 자료는 비용평가위원회의 심의를 거쳐 확정되며, 확정된 자료의 효력일은 비용평가위원회에서 정한다.

② 기술적 특성자료 및 보조서비스 특성자료와 관련하여 제출된 자료는 기술평가위원회의 심의를 거쳐 확정되며, 확정된 자료의 효력일은 기술평가위원회에서 정한다.

< 중 략 >

제3절  발전입찰과 전력수요예측

제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 각 발전기를 기준으로 발전을 위한 입찰서, 양수계획서(양수발전기를 보유한 발전사업자에 한한다.) 및 전기저장장치 충전계획서(전기저장장치를 보유한 발전사업자에 한한다)를 거래일 전일 오전 10시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

< 중 략 >

제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.3.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.  <개정 2016.5.12., 2019.1.2.>

1. 열간/온간/냉간 기동소요시간

2. 최대발전용량(MGCi)

3. 최소발전용량(MGi)

4. 출력증가율(RURi)<개정 2006.9.14>

5. 출력감소율(RDRi)<개정 2006.9.14>

6. 최소운전시간(MUTi)

7. 최소정지시간(MDTi)

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

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

10. 자동발전제어서비스 제공가능 여부 [신설 2006.9.14]

11. 주파수추종서비스 제공가능 여부 [신설 2006.9.14]

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

13. 2차연료 사용여부(SFFi) [신설 2006.12.26.]

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

15. GT 단독운전 가능여부(복합발전기)

16. GT 단독운전 가능시간

17. GT 입찰대비 단독운전가능 용량비

18. 발전단전환비

19. 주파수추종서비스 상한/하한

20. 자동발전제어서비스 상한/하한

21. GT 기동우선순위(복합발전기)

22. 열간/온간/냉간 최소발전용량 도달시간

23. 일일최대기동횟수

24. 열간-온간 천이시간

25. 온간-냉간 천이시간

26. 계통분리시간

27. 최소출력 기준 GT대수(복합발전기)

28. 환경제약

< 중 략 >

⑤  제1항 제2호 내지 제7호 및 제21호 내지 제23호 및 제25호 내지 제26호 자료는 특별한 사유가 발생하지 않는 한 기술평가위원회에서 의결한 값을 변경하여 입찰할 수 없으며, 입찰자료를 변경한 경우 그 사유를 기술하고 실근무일 기준 7일 이내에 기술적 특성변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하여야 한다. <항번호 변경 2016.5.12.>

< 삭 제 >

< 중 략 >

⑩ 2대 이상의 가스터빈발전기를 포함한 복합발전기의 최소발전용량은 1:1운전조합의 최소발전용량을 제출한다. 단, 안정적인 운전을 위한 최소발전용량이 2:1운전조합 이상을 요구하는 경우, 해당 운전조합의 최소발전용량과 최소출력 기준 GT대수를 제출하여야 한다.

< 중 략 >

제2.3.8조(입찰자료의 구분) ① 전력거래소는 제2.3.1조 규정에 의한 입찰서를 가격결정발전계획 수립용 자료와 운영발전계획 수립용 자료로 구분하여 관리한다.

② 가격결정발전계획 수립용 자료는 다음 각 호와 같다.

1. 열간 기동소요시간

2. 최대발전용량(MGCi)

3. 최소발전용량(MGi)

4. 출력증가율(RURi)

5. 출력감소율(RDRi)

6. 최소운전시간(MUTi)

7. 최소정지시간(MDTi)

8. 제약운전(열공급, 연료제약, 대기오염물질 저감 등)에 따른 발전계획량

9. 발전기 호기별 운전정보(복합, 수력 및 양수발전기)

10. 자동발전제어서비스 제공가능 여부

11. 주파수추종서비스 제공가능 여부

12. 연료량(시간대별 사용연료배분에 의한 발전가능량, OFCAi,t)

13. 2차연료 사용여부(SFFi)

14. 자체기동서비스 가능 여부(BSFi,t)

③ 운영발전계획 수립용 자료는 제2.3.2조 1항의 입찰서 항목과 같다. 단, 운영발전계획 수립에 필요한 발전단 공급가능용량은 송전단 공급가능용량×발전단전환비를 통해 산정하며 소수점 첫 번째 자리에서 반올림한다.

④ 중앙급전 구역전기발전기는 구역수요 초과 공급가능용량을 제5.1.4조에 해당시 운영발전계획 수립용 발전단 공급가능용량으로 반영할 수 있다.

제2.3.9조(주간전력수급전망용 자료제출) ① 발전사업자는 주간전력수급전망을 위한 송전단 공급가능용량, 송전단 제약운전발전량, 제약유형 및 발전단전환비를 입찰서와 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 자료는 발전기 고장 및 발전기정비관리시스템에 따른 예방정비일정을 고려하여 제출하여야 한다.

③ 자료제출은 거래일을 포함한 향후 7일(D~D+6)에 대해 제출한다.

제2.4.1조(가격결정발전계획) ① 전력거래소는 한계가격을 산출하기 위하여 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조, 제2.3.8조, 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 제2.5.6조에 의한 발전기별 조정손실계수를 고려하여 1일 단위로 가격결정발전계획을 수립하여야 한다. <개정 2006.9.14., 2006.12.26., 2014.11.3., 2016.5.12., 2016.10.31., 2019.1.2.>

< 중 략 >

[별표 4]

입찰 운영 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

< 중 략 >

6.3     입찰방법

6.3.1	발전입찰(중앙급전 구역전기발전기 제외) <개정 2019.1.2.>

6.3.1.2	입찰시 시간대별 공급가능용량(MWh)은 송전단 기준으로 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. <개정 2011.12.2., 2019.12.31.>

< 중 략 >

6.3.7.3	발전기 기술적 특성의 변경

제2.3.2조 제1항 제2호 내지 제7호 및 제21호 내지 제23호 및 제25호 내지 제26호 자료는 특별한 사유가 발생하지 않는 한 기술평가위원회에서 의결한 값을 변경하여 입찰할 수 없으며, 입찰자료를 변경한 경우 그 사유를 기술하고 실근무일 기준 7일 이내에 기술적 특성변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하여야 한다.

6.3.2.4  복합화력발전기는 거래일 입찰시간에 대해 GT 모드 및 CC 모드를 모두 입찰하는 것을 원칙으로 한다. 단, 거래일에 ST 부분정지가 발생하는 경우에는 해당 입찰시간에 대해서 CC 모드는 GT모드와 동일하게 입찰한다. [신설 2019.12.31.]

< 중 략 >

7.0    입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 제외)

< 중 략 >

7.5	기동 소요시간(단위 : hh:mm)

발전기가 급전지시를 받은 시각부터 전력계통에 연결되는 시각까지 소요되는 시간을 말하며 발전상태별(열간/온간/냉간) 운전실적에 기준하여 입찰한다.

< 중 략 >

7.7	최소 발전용량(단위 : MW)

2대 이상의 가스터빈발전기를 포함한 복합발전기의 최소발전용량은 1:1운전조합의 최소발전용량을 제출한다. 단, 안정적인 운전을 위한 최소발전용량이 2:1운전조합 이상을 요구하는 경우, 해당 운전조합의 최소발전용량과 최소출력 기준 GT대수를 제출 한다.

7.8	최소 정지시간(단위 : hh:mm)

< 중 략 >

7.13	최소발전용량 도달시간(단위 : hh:mm)

발전기가 전력계통에 연결되는 시각부터 최소발전용량까지 도달하는데 걸리는 시간을 말하며 발전상태별(열간/온간/냉간)로  입찰한다.

7.14	일일최대기동횟수(단위 : 회)

거래일 발전기가 최대 기동할 수 있는 횟수를 말한다. 이 항목은 발전기 현장여건 등의 사유로 일일 최대 기동 횟수에 제한이 있는 경우에만 작성한다.

7.15	발전기 상태 천이시간(단위 : hh:mm)

발전기가 정지시점을 기준으로 온간 또는 냉간 상태로 변경되는데 걸리는 시간을 말한다.

7.16	최소운전시간(단위 : hh:mm)

발전기가 계통연결 이후 계통분리 될 수 있기까지의 최소 시간간격으로 발전기 운영의 안정성을 보증하기 위하여 최소한 운전되어야 하는 시간을 말한다. 여기서 운전시간은 발전기 차단기가 닫힌 시점부터 열린 시점까지를 말한다.

7.17	계통분리시간(단위 : hh:mm)

발전기가 최소발전용량으로부터 전력계통에서 분리되는데 걸리는 시간을 말한다.

7.18	출력 증․감발율(단위 : MW/min)

발전기가 분당 출력을 증가/감소시킬 수 있는 능력을 말한다.

7.19	최소출력 기준 GT 대수(단위 : 대)

복합발전기가 안정하게 최소출력을 유지하기 위해 필요한 GT 운전대수를 말한다.

7.20	발전단전환비(단위 : 없음)

운영발전계획에 적용할 발전단전력을 계산하기 위해 송전단 전력에 곱하는 전환비를 말한다.

7.20.1   소내소비전력 및 변압기손실을 고려하여 매 시간 발전단전환비를 입찰해야 한다.

7.21	호기별 운전정보(단위 : 없음)

복합, 수력, 양수와 같이 여러 대로 구성된 발전기의 각 호기별 운전정보를 말하며 복합발전기는 가스터빈 운전정보를 입찰한다.

7.21.1  호기별 운전정보는 각 호기별로 운전이 가능하면 1, 운전이 불가하면 0으로 입력한다.

7.22	GT 단독운전 가능여부(단위 : O/X)

거래일 복합발전기가 CC모드 운전 외에 GT 모드 운전가능여부를 말한다.

7.23	대체연료 가능여부(단위 : O/X)

거래시간 대체연료 사용 가능여부를 말한다.

7.24	GF 여부(단위 : O/X)

거래시간 발전기의 GF 운전여부를 말한다.

7.25	AGC 여부(단위 : O/X)

거래시간 발전기의 AGC 운전여부를 말한다.

7.26	GF 상/하한(단위 : MW)

거래시간 발전기의 GF 운전 상/하한 범위를 말하며 자세한 것은 ‘기술평가세부운영규정’을 따른다.

7.27	AGC 상/하한(단위 : MW)

거래시간 발전기의 AGC 운전 상/하한 범위를 말하며 자세한 것은 ‘기술평가세부운영규정’을 따른다.

7.28	GT 기동우선순위(단위 : 없음)

복합발전기 가스터빈 중 우선적으로 기동돼야 할 순위를 말한다.(ex. 312 → 3호기, 1호기 2호기 순으로 기동을 우선)

7.29 GT 단독운전 가능시간(단위 : hh:mm)

거래일 복합발전기의 가스터빈이 단독으로 안정운전이 가능한 최대시간을 말한다.

7.30 GT 입찰대비 단독운전가능 용량비(단위 : %)

거래일 복합발전기의 가스터빈 단독운전 시 대표GT 입찰의 공급가능용량 대비 단독운전 가능한 용량의 비율을 말한다.

< 중 략 >

9.0     입찰시 유의사항 <조문번호 변경 2019.1.2.>

9.1	입력 자리수

9.1.1	공급가능용량, 재선언공급가능용량, 제약운전 공급가능용량, 최대발전용량, 최소발전용량, GF 상/하한, AGC 상/하한, 일일최대기동횟수, 최소출력 기준 GT 대수, GT 호기별 운전정보, GT 기동우선순위, GT 입찰 대비 단독운전가능 용량비, 양수 예상수요, 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에서 최대감축용량, 최소감축용량, 감축가능용량은 정수(소수점이 있는 경우  소수점 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다.

9.1.2	출력증가율, 출력감소율, 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축가능용량은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다. <개정 2019.12.31.>

9.1.3	기동소요시간, 최소발전용량도달시간, 천이시간, 최소운전시간, 최소정지시간, 계통분리시간, GT 단독운전 가능시간은 hh:mm의 형태로 분(min) 단위까지 입찰하여야 한다.

9.1.4	발전단전환비는 소수점 이하 4자리까지 입찰하여야 한다.

< 중 략 >

9.7	입찰자료의 검토

9.7.1	전력거래소 입찰운영담당자는  발전회원 입찰 자료에 대해 9.7.3부터 9.7.8까지 항목을 검토한다. 다만, 9.7.6.1 및 9.7.8은 수요반응자원 전력거래시장 운영 담당자가 검토하고, 마감시간이후 입찰변경에 대한 검토는 계통운영담당자가 한다.

9.7.2	입찰운영담당자는 필요한 경우 입찰자와 유선으로 연락하여 입찰자료를 검토하고, 변경사항이 있는 경우 입찰자는 입찰자료를 변경한다.

9.7.3	발전기 기술적 특성자료의 적정성 검토

9.7.3.2	검토 대상 자료

기동소요시간, 최소발전용량도달시간, 일일최대기동횟수, 천이시간, 최소운전시간, 최소정지시간, 계통분리시간, 출력증가율, 출력감소율, 최소출력 기준 GT 대수, 최대발전용량, 최소발전용량, GT 단독운전 가능여부, 환경제약

< 중 략 >

[별표 6]

가격결정발전계획 수립 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

< 중 략 >

6.1.1	발전비용 자료 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.

< 중 략 >

③ 기동비용(SUCi) : Hot, Warm, Cold

다만, 규칙 제14.10조의 적용을 받는 열병합발전기의 기동비용은(SUCi) 본 별표 제6.1.1.1항을 적용한다.<개정 2009.12.31>

< 중 략 >

[별표 9]

운영발전계획 수립 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차

< 중 략 >

7.1.1	운영발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래  일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 운영발전계획을 수립한다.

< 중 략 >

3. 기타 고려사항

가. 전압 및 주파수 조정

< 중 략 >

사. 환경제약

< 중 략 >

·송전단/발전단 입찰 일원화를 위한 발전단전환비 신설

·발전기 호기별 운전정보 정의

·GF 및 AGC 상, 하한 정의

·발전기 상태별 기술적특성자료 확보를 위한 기술특성 관련 정의 신설

·문구일부 수정

발전기 정지시점 → 발전기 계통분리 이후

·문구일부 수정

·기동정지 추가

내용 구체화

·용어의 정의와 중복

되므로 삭제

·운전비용자료와 기술특성 구분

·번호이동(1→1.가)

·번호이동(10→1.나)

·기술적 특성자료 구분

·급전관련 특성자료

·번호이동(3→2.가.1))

·번호이동(4→2.가.2))

·발전기의 증․감발율 적용 기준 변경(4개 구간 -> 단일 구간)

·기동정지관련 특성

·발전기 상태별(열간, 온간, 냉간) 기동소요시간 신설

·번호이동(7→2.나.6))

·번호이동(8→2.나.7))

·발전기의 상태별 기동정지 및 출력배분 관련 기술특성자료 신설

·번호이동(9→3)

·기술적특성자료 심사 주체 명확화

·문구 일부 수정

·보조서비스 특성자료

추가

·특성자료 작성관련

세부사항 신설

·자료별 위원회 구분

·시장/계통운영의 입찰 일원화

·발전기 상태별 기술특성 반영을 위하여 입찰항목 신설 및 개정

·발전기의 증․감발율 적용 기준 변경(4개 구간 -> 단일 구간)

·발전기 상태별 기술특성 반영을 위하여 입찰항목 신설 및 개정

·GT 단독운전 시 안정 운전이 가능한 최대시간과 최대용량 신설

·기술적특성에 관한 입찰 항목 신설에 따른 개정

·발전기의 증․감발율 적용 기준 변경(4개 구간 -> 단일 구간)에 따른 삭제

·복합발전기의 최소발전 용량 입찰 기준 신설

·시장/계통운영의 입찰 일원화

·가격 및 운영발전계획 수립용 자료 구분

·번호 변경

·정확한 주간전력수급전망을 위한 자료제출 신설

·가격 및 운영발전계획 수립용 자료 구분에 따른 참고 필요 규정 추가(제 2.3.8조)

·시장/계통운영의 입찰 일원화

·규칙 제2.3.2조와 정합성

유지

·정확한 예비력 산정 및 계통운영을 위하여 전 항목에 대해 GT 및 CC 모두 필수입찰

·발전기의 상태별 기동정지 관련 기술특성자료 신설

·최소 발전용량 입찰기준 명확화

·발전기의 상태별 기동정지 및 출력배분 관련 기술특성자료 신설

·옵션 사항임

·GT 단독운전 시 운전 가능시간 및 가능용량 신설

·기존 및 신규 입찰자료 입력단위 명확화

·입찰자료 검토 및 조정에 대한 책임 명확화

·기술적특성 신설 항목을 기술평가위원회 검토 대상 자료에 추가

부 칙 (2020. 00. 00.)

< 신 설 >

< 신 설 >

부 칙 (2020. 00. 00.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제0조(입찰자료 정확도 향상을 위한 입찰규정 개정에 대한 경과조치) 입찰자료 정확도 향상을 위한 입찰규정 개정은 전력거래 입찰시스템 등의 관련 시스템을 보완하여 1조에 의한 시행일로부터 8개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

·입찰시스템 변경 등 관련 시스템 보완을 위한 경과규정

현 행

[별지 제31호서식]<개정 2006.9.14., 2006.12.26., 2014.5.16., 2014.11.3.>

발 전 입 찰 서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

발전기 기술적 특성		변경사유	발전기 기술적 특성					변경사유
기동 소요시간			구간(MW)
최대 발전용량			출력증가율
최소 발전용량			출력감소율
최소 운전시간			2차연료사용여부(○,×)
최소 정지시간			* 구간은 끝점을 의미함

5. 공급가능용량 및 제약량, G/F 및 AGC 제공, 자체기동서비스 가능여부(수력양수는 공급가능용량에 최대용량제출)

구 분	D-1						D																								D +1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ait)
연료량(OFCA,EGW)
제약량
제약사유
호기별 운전정보
G/F 여부(○,×)
AGC 여부(○,×)
자체기동가능(○,×)

6. 특기사항(급전운영 참고사항):

7. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

--------------------------------------------------------------------------------------------

8. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제31-2호서식] [신설 2015.5.7.]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치  운 영 계 획 서 (최초)

< 중 략 >

[별지 제33호서식]<개정 2006.9.14, 2006.12.26., 2012.12.31., 2014.5.16., 2014.11.3.>

발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

발전기 기술적 특성		변경사유	출력증․출력감소율					변경사유
기동 소요시간			구간(MW)
최대 발전용량			출력증가율
최소 발전용량			출력감소율
최소 운전시간			2차연료사용여부(○,×)
최소 정지시간			* 구간은 끝점을 의미함

5. 공급가능용량 및 제약량, G/F 및 AGC제공, 자체기동서비스 가능여부(수력양수는 공급가능용량에 최대용량제출)

구 분	D-1						D																								D +1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ait)
공급가능용량(TAi,t)
연료량(OFCA,EGW)
제약량
제약사유
호기별 운전정보
G/F 여부(○,×)
AGC 여부(○,×)
자체기동가능(○,×)

6. 특기사항(급전운영 참고사항):

7. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

8. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-2호서식] [신설 2015.5.7.]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치  운 영 계 획 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 회사명	________________________

3. 전기저장장치명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

< 중 략 >

개정

(안)

[별지 제31호서식]<개정 2006.9.14., 2006.12.26., 2014.5.16., 2014.11.3>

발 전 입 찰 서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
발전기 기동정지	열간 기동소요시간			발전기 기동정지	열간 - 온간 천이시간
	온간 기동소요시간				온간 - 냉간 천이시간
	냉간 기동소요시간				최소운전시간
	열간 최소발전용량도달시간				최소정지시간
	온간 최소발전용량도달시간				계통분리시간
	냉간 최소발전용량도달시간			발전기 출력배분	출력증가율
	일일최대기동횟수(옵션)				출력감소율

5. 에너지 입찰 : 공급가능용량, 발전단전환비, 최대·최소발전용량, 호기별 운전정보, 자기제약, 대체연료 가능여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ai,t)
연료량(OFCA,EGW)
발전단전환비
최대발전용량
최소발전용량
환경제약(옵션)
호기별 운전정보 (수력,양수)
자기제약	제약유형
	제약사유
	제약량
대체연료 가능여부

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상·하한값 및 AGC 여부, AGC 상·하한값

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한

7. 기동특성 : BS여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
BS	여부(○,✕)

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제31-2호서식]

복 합 발 전 기   발 전 입 찰 서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
발전기 기동정지	열간 기동소요시간			발전기 기동정지	열간 - 온간 천이시간
					온간 - 냉간 천이시간
	온간 기동소요시간
					최소운전시간
	냉간 기동소요시간
					최소정지시간
	열간 최소발전용량도달시간
					계통분리시간
	온간 최소발전용량도달시간
				발전기 출력배분	출력증가율
	냉간 최소발전용량도달시간
					출력감소율
	일일최대기동횟수(옵션)
					최소출력 기준 GT 대수

5. 에너지 입찰 : 공급가능용량, 발전단전환비, 최대·최소발전용량, GT 호기별 운전정보, GT 단독운전 가능여부, 자기제약, 대체연료 가능여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ai,t)
공급가능용량(TAi,t)
연료량(OFCA,EGW)
발전단전환비
최대발전용량
최소발전용량
환경제약(옵션)
GT 호기별 운전정보
자기제약	제약유형
	제약사유
	제약량
대체연료 가능여부

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상·하한값 및 AGC 여부, AGC 상·하한값

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한

7. 기동특성 :  GT 기동우선순위 및 BS여부

구 분	D-1						D																								D+1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GT 기동우선순위
BS여부(○,✕)

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제31-3호서식]

복 합 발 전 기   G T 모 드   발 전 입 찰 서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
발전기 기동정지	열간 기동소요시간			발전기 기동정지	일일최대기동횟수(옵션)
					GT 단독운전 가능여부
					GT 단독운전 가능시간
	온간 기동소요시간
					GT 입찰대비 단독운전 가능용량비
	냉간 기동소요시간
					최소운전시간
	열간 최소발전용량도달시간
					최소정지시간
	온간 최소발전용량도달시간
					계통분리시간
	냉간 최소발전용량도달시간
	열간 - 온간 천이시간			발전기 출력배분	출력증가율
	온간 - 냉간 천이시간
					출력감소율

5. 에너지 입찰 : 공급가능용량, 발전단전환비, 최대·최소발전용량, 자기제약, 대체연료 가능여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ai,t)
공급가능용량(TAi,t)
연료량(OFCA,EGW)
발전단전환비
최대발전용량
최소발전용량
환경제약(옵션)
자기제약	제약유형
	제약사유
	제약량
대체연료 가능여부

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상·하한값 및 AGC 여부, AGC 상·하한값

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한

7. 기동특성 : GT 기동우선순위 및 BS여부

구 분	D-1						D																								D+1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GT 기동우선순위
BS여부(○,✕)

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제31-4호서식] [신설 2015.5.7.]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치  운 영 계 획 서 (최초)

< 중 략 >

[별지 제33호서식]<개정 2006.9.14, 2006.12.26., 2012.12.31., 2014.5.16., 2014.11.3.>

발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
발전기 기동정지	열간 기동소요시간			발전기 기동정지	열간 - 온간 천이시간
	온간 기동소요시간				온간 - 냉간 천이시간
	냉간 기동소요시간				최소운전시간
	열간 최소발전용량도달시간				최소정지시간
	온간 최소발전용량도달시간				계통분리시간
	냉간 최소발전용량도달시간			발전기 출력배분	출력증가율
	일일최대기동횟수(옵션)				출력감소율

5. 에너지 입찰 : 공급가능용량, 발전단전환비, 최대·최소발전용량, 호기별 운전정보, 자기제약, 대체연료 가능여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ai,t)
연료량(OFCA,EGW)
발전단전환비
최대발전용량
최소발전용량
환경제약(옵션)
호기별 운전정보 (수력,양수)
자기제약	제약유형
	제약사유
	제약량
대체연료 가능여부

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상·하한값 및 AGC 여부, AGC 상·하한값

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한

7. 기동특성 : BS여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
BS	여부(○,✕)

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-2호서식]

복 합 발 전 기   발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
발전기 기동정지	열간 기동소요시간			발전기 기동정지	열간 - 온간 천이시간
					온간 - 냉간 천이시간
	온간 기동소요시간
					최소운전시간
	냉간 기동소요시간
					최소정지시간
	열간 최소발전용량도달시간
					계통분리시간
	온간 최소발전용량도달시간
				발전기 출력배분	출력증가율
	냉간 최소발전용량도달시간
					출력감소율
	일일최대기동횟수(옵션)
					최소출력 기준 GT 대수

5. 에너지 입찰 : 공급가능용량, 발전단전환비, 최대·최소발전용량, GT 호기별 운전정보, GT 단독운전 가능여부, 자기제약, 대체연료 가능여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ai,t)
공급가능용량(TAi,t)
연료량(OFCA,EGW)
발전단전환비
최대발전용량
최소발전용량
환경제약(옵션)
GT 호기별 운전정보
자기제약	제약유형
	제약사유
	제약량
대체연료 가능여부

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상·하한값 및 AGC 여부, AGC 상·하한값

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한

7. 기동특성 :  GT 기동우선순위 및 BS여부

구 분	D-1						D																								D+1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GT 기동우선순위
BS여부(○,✕)

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-3호서식]

복 합 발 전 기   G T 모 드   발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
발전기 기동정지	열간 기동소요시간			발전기 기동정지	일일최대기동횟수(옵션)
					GT 단독운전 가능여부
					GT 단독운전 가능시간
	온간 기동소요시간
					GT 입찰대비 단독운전 가능용량비
	냉간 기동소요시간
					최소운전시간
	열간 최소발전용량도달시간
					최소정지시간
	온간 최소발전용량도달시간
					계통분리시간
	냉간 최소발전용량도달시간
	열간 - 온간 천이시간			발전기 출력배분	출력증가율
	온간 - 냉간 천이시간
					출력감소율

5. 에너지 입찰 : 공급가능용량, 발전단전환비, 최대·최소발전용량, 자기제약, 대체연료 가능여부

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ai,t)
공급가능용량(TAi,t)
연료량(OFCA,EGW)
발전단전환비
최대발전용량
최소발전용량
환경제약(옵션)
자기제약	제약유형
	제약사유
	제약량
대체연료 가능여부

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상·하한값 및 AGC 여부, AGC 상·하한값

구 분		D-1						D																								D+1
거래시간		19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한

7. 기동특성 : GT 기동우선순위 및 BS여부

구 분	D-1						D																								D+1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
GT 기동우선순위
BS여부(○,✕)

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-4호서식] [신설 2015.5.7.]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치  운 영 계 획 서 (변경)

< 중 략 >

[별지 제121-1호서식]

주간전력수급전망용 자료제출서 (일반발전기)

1. 전망기간	년   월   일  ~      년   월   일 (D ~ D+6)

2. 발전회사	____________________________

3. 발전기명(식별번호)	____________________________

4. 제출자료 : 공급가능용량(송전단), 발전단전환비, 제약유형(1:하한, 2:고정, 3:상한), 제약량(송전단)

구 분		시 간
전망일	제출항목	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+1	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+2	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+3	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+4	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+5	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+6	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량

5. 특기사항(참고사항) :

6. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

7. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제121-2호서식]

주간전력수급전망용 자료제출서 (복합발전기 GT모드)

1. 전망기간	년   월   일  ~      년   월   일 (D ~ D+6)

2. 발전회사	____________________________

3. 발전기명(식별번호)	____________________________

4. 제출자료 : 공급가능용량(송전단), 발전단전환비, 제약유형(1:하한, 2:고정, 3:상한), 제약량(송전단)

구 분		시 간
전망일	제출항목	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+1	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+2	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+3	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+4	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+5	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+6	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량

5. 특기사항(참고사항) :

6. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

7. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제121-3호서식]

주간전력수급전망용 자료제출서 (복합발전기 CC모드)

1. 전망기간	년   월   일  ~      년   월   일 (D ~ D+6)

2. 발전회사	____________________________

3. 발전기명(식별번호)	____________________________

4. 제출자료 : 공급가능용량(송전단), 발전단전환비, 제약유형(1:하한, 2:고정, 3:상한), 제약량(송전단)

구 분		시 간
전망일	제출항목	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
D	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+1	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+2	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+3	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+4	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+5	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량
D+6	공급가능용량
	발전단전환비
	제약유형
	제약량

5. 특기사항(참고사항) :

6. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

7. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

개정사유

□ 발전기별 입찰항목 분류체계 정비

ㅇ 입찰자료 기술적특성, 에너지입찰, 예비력입찰, 기동특성으로 구분

ㅇ 복합발전기 전 항목에 대해 CC모드 및 GT모드 구분 입찰(⇒ 복합발전기 GT모드 입찰 신설)

□ 입찰항목 신설

ㅇ 온간/냉간 기동소요시간, 최소발전용량 도달시간, 열간-온간 및 온간-냉간 천이시간, 계통분리시간, AGC/GF 상하한, GT단독운전여부, GT 단독운전 가능시간, GT 입찰대비 단독운전 가능용량비, 최소출력 기준GT대수, 일일 최대기동횟수, GT기동우선순위 등

□ 주간전력수급전망용 자료제출 신설

□ 국내탄발전기 연료비용 산정방법 개정(안)

현 행

개 정(안)

비고

제1.1.2조(용어의 정의)

----- 중간 생략 -----

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.

< 신 설 >

부 칙 (0000. 00. 00.)

< 신 설 >

제1.1.2조(용어의 정의)

----- 중간 생략 -----

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. 단, 국내탄 발전기의 열량단가 산정 시 전력산업기반기금 지원금을 차감하여 산정한다.

부 칙 (0000. 00. 00.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

·기반기금 지원액을 차감한 순연료비를 시장에 반영

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
AFCi	조정열량단가 (Adjusted Fuel Cost)	원/Gcal	실제구매비용에서 기반기금 지원액을 차감한 국내탄발전기의 열량단가
ALPCi	조정 1차 증분가격 계수 (Adjusted Linear Price Coefficient)	원/㎿h	실제구매비용에서 기반기금 지원액을 차감한 국내탄발전기의 출력과 연료비 관계를 나타내는 2차의 가격특성곡선식의 1차계수
ANLPCi	조정가격상수 (Adjusted No Load Price Co-efficient)	원/hr	실제구매비용에서 기반기금 지원액을 차감한 국내탄발전기의 출력과 연료비 관계를 나타내는 2차의 가격특성곡선식의 상수
AQPCi	조정 2차 증분가격 계수 (Adjusted Quadratic Price Co-efficient)	원/㎿2h	실제구매비용에서 기반기금 지원액을 차감한 국내탄발전기의 출력과 연료비 관계를 나타내는 2차의 가격특성곡선식의 2차계수

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

< 삭 제 >

< 삭 제 >

< 삭 제 >

< 삭 제 >

·조정열량단가

삭제

·조정 1차 증분가격계수 삭제

·조정가격상수

삭제

·조정 2차 증분가격계수 삭제

[별표 23] 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정

4.0	기본원칙

4.3	정산금 조정액의 산정에 있어 국내탄발전기의 열량단가는 실제구매비용에서 전력산업 기반기금 지원액을 차감한 값(보정열량단가, AFCi)을 사용한다.

4.3.1	비용위원회에서 결정한 열량단가 대신 전력산업 기반기금 지원금을 반영한 열량단가를 적용하며, 발전비용요소는 아래와 같다.

1. 2차증분가격계수(AQPCi) = QHCi×AFCi

2. 1차증분가격계수(ALPCi) = LHCi × AFCi,

3. 가격상수(ANLPCi) = NLHCi × AFCi

[별표 23] 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정

< 삭 제 >

< 삭 제 >

·조정열량단가

사용 삭제

·조정열량단가

적용 삭제

5.0	정산금 조정기준

5.2.1	발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산금 보정

---- 중간 생략 ----

단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi 대신 ALPCi를, NLPCi대신 ANLPCi를 적용한다.

5.2.2	실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과발전한 전력량에 대한 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi대신 ALPCi를, NLPCi 대신 ANLPCi를 적용하고, ASCONi,t > 0 이면, SCONi,t 대신 ASCONi,t를 적용한다.

5.2.3	실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우, 발전하지 못한 전력량에 대한 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi대신 ALPCi를, NLPCi 대신 ANLPCi를 적용한다.

5.2.4 시운전 전력의 정산금 조정

---- 중간 생략 -----

단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi대신 ALPCi를, NLPCi 대신 ANLPCi를 적용한다.

5.2.5 공급가능용량 이상으로 급전지시한 전력량 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

단, 국내탄 발전기의 경우, QPCi 대신 AQPCi를, LPCi대신 ALPCi를, NLPCi 대신 ANLPCi를 적용한다.

5.0	정산금 조정기준

5.2.1	발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산금 보정

---- 중간 생략 ----

< 삭 제 >

5.2.2	실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과발전한 전력량에 대한 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

< 삭 제 >

5.2.3	실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우, 발전하지 못한 전력량에 대한 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

< 삭 제 >

5.2.4 시운전 전력의 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

< 삭 제 >

5.2.5 공급가능용량 이상으로 급전지시한 전력량 정산금 조정

---- 중간 생략 ----

< 삭 제 >

·조정 1,2차 증분가격계수, 조정가격상수 적용 삭제

·조정 1,2차 증분가격계수, 조정가격상수 적용 삭제

□ 연료전지 및 신재생 발전기 관련 규칙개정(안)

- 신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리 규정 신설 및 보완

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제5장	전력계통 운영

< 중 략 >

제9절  발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정

제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) <본조 제목변경 2016.5.12.> 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.<개정 2008.10.31., 2015.5.7., 2015.9.30., 2019.12.31.>

1. 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 일반 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 송전사업자의 송전사업자용 전기저장장치 <개정 2019.1.2.>

2. 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(단, 집합전력자원의 경우에는 제외) <개정 2018.12.12.>

< 중 략 >

제5.9.6조(긴급정지 통보)

① 다음 각 호에 해당하는 발전기를 긴급정지 하여야 할 경우 발전사업자는 정지 이전에 전력거래소에 통보하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 불가피한 경우에는 정지 후 즉시 통보하여야 한다.

1. 중앙급전발전기

2. 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 또는 154kV 이상 선로에 연계된 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 풍력, 태양광 발전기 <개정 2003.5.7., 2015.9.30., 2018.12.12., 2020.4.29.>

<중 략>

제11절 신재생발전기에 관한 계통운영

제5.11.1조(신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리)

[신설 2020.4.29.]

<중 략>

② 전력거래소와 송·배전사업자는 신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리업무를 수행하여야 하며 세부사항은 다음 각 호를 따른다.

1. 풍력 및 태양광 발전기 : 별표 32

2. 그 외 신재생발전기 : 제10.2.1조

<중 략>

제5.11.4조(신재생발전기의 순시전압저하 시 유지성능) 신재생발전기는 인근계통 고장 시 순시전압저하에 대해 별표3의 18.0에서 정한 기준에 따라 연계운전이 가능해야 한다. [신설 2020.4.29.]

제5.11.5조(신재생발전기의 무효전력 출력) 신재생발전기의 무효전력제공 성능은 별표3의 20.0에 따른다. [신설 2020.4.29.]

<신 설>

<신 설>

제5장	전력계통 운영

< 중 략 >

제9절  발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정

제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) <본조 제목변경 2016.5.12.> 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.<개정 2008.10.31., 2015.5.7., 2015.9.30., 2019.12.31.>

1. 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 일반 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 송전사업자의 송전사업자용 전기저장장치 <개정 2019.1.2.>

2. 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 또는 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 연료전지 발전기(단, 집합전력자원의 경우에는 제외) <개정 2018.12.12.> <개정>

< 중 략 >

제5.9.6조(긴급정지 통보)

① 다음 각 호에 해당하는 발전기를 긴급정지 하여야 할 경우 발전사업자는 정지 이전에 전력거래소에 통보하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 불가피한 경우에는 정지 후 즉시 통보하여야 한다.

1. 중앙급전발전기

2. 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 또는 154kV 이상 선로에 연계된 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 풍력, 태양광, 연료전지 발전기 <개정 2003.5.7., 2015.9.30., 2018.12.12., 2020.4.29.><개정>

<중 략>

제11절 신재생발전기에 관한 계통운영

제5.11.1조(신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리)  [신설 2020.4.29.]

<중 략>

② 전력거래소와 송·배전사업자는 신재생발전기에 관한 계통운영 및 관리업무를 수행하여야 하며 세부사항은 다음 각 호를 따른다. <개정>

1. 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기 : 별표32

2. 그 외 신재생발전기 : 제10.2.1조

<중 략>

제5.11.4조(신재생발전기의 계통연계 유지성능) 신재생발전기는 별표3의 18.0에서 정한 기준에 따라 계통연계 유지가 가능해야 한다. [신설 2020.4.29.] <개정>

제5.11.5조(신재생발전기의 무효전력 공급능력) 신재생발전기의 무효전력제공 성능은 별표3의 20.0에 따른다. [신설 2020.4.29.]<개정>

제5.11.6조(신재생발전기의 무효전력 제어성능) 신재생발전기의 무효전력 제어성능은 별표3의 21.0에 따른다. <신설>

제5.11.7조(신재생발전기의 유효전력 제어성능) 신재생발전기의 유효전력 제어성능은 별표3의 22.0에 따른다. <신설>

· 연료전지 발전기의 정지계획 제출 규정 신설

· 연료전지 발전기의 긴급정지 통보 규정 신설

· 연료전지 발전기에 대한 계통운영 및 관리업무 세부사항 신설·보완

· 신재생발전기의 계통연계 유지성능 보완, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 무효전력 공급능력 보완, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 무효전력 제어성능 신설, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 유효전력 제어성능 신설, 송·배전용 이용규정 수준 적용

[별표 3] 전력계통 운영 기준

<중 략>

18.0    풍력발전기 순시전압 저하시 유지성능

신재생에너지발전기 중 풍력발전기는 인근계통 고장시 전압저하상황에서 다음 각 호에 맞게 연계운전 유지가 가능해야 한다.

18.1    고장시 순시전압 저하 0pu에서 150㎳지속

18.2    고장제거후 0.8pu까지 회복전압에서 1000㎳지속

[풍력발전기 순시전압저하시유지성능]

< 신 설 >

< 중 략 >

20.0     신재생발전기의 무효전력 출력

[신설 2020.4.29.]

20.1    신재생발전기의 무효전력제공 성능은 정격출력(MW) 기준으로 다음 각 호와 같다.

1. 풍력발전기 : 뒤진 위상 0.95 ~ 앞선 위상 0.95

2. 조력발전기 : 뒤진 위상 0.95 ~ 앞선 위상 0.95

3.  부생가스, 매립지가스 발전기 : 뒤진 위상 0.9 ~ 앞선 위상 0.95

< 신 설 >

< 신 설 >

< 신 설 >

20.2    발전기의 무효전력 출력은 전력거래소에 등록한 발전기별 특성범위 내에서 운영할 수 있어야 한다.

< 신 설 >

< 신 설 >

[별표 3] 전력계통 운영 기준

<중 략>

18.0    신재생발전기의 계통연계 유지 <개정>

18.1   신재생발전기는 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준에서 정한 전압유지범위 내에서 연속운전이 가능해야 한다.

18.2    풍력, 태양광, 연료전지 발전기의 순시전압 저하시 유지성능

풍력, 태양광, 연료전지 발전기는 인근계통 고장시 전압저하상황에서 다음 각 호에 맞게 연계운전 유지가 가능해야 한다.

18.2.1 고장시 순시전압 저하 0pu에서 150㎳지속

18.2.2 고장제거 후 1,350ms(1.35초) 이내 90% 회복

[순시전압저하시 연계운전 유지성능]

18.3   풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 고장 후 무효전류 공급능력

풍력, 태양광 및 연료전지 발전기는 계통 전압 지원을 위해서 고장 발생 후 3 Cycle 이내에 아래 그림을 만족하는 무효전류 공급능력을 보유하여야 한다.

[고장발생 후 무효전류 공급능력]

18.4   풍력, 태양광, 연료전지 발전기의 고장 후 유효전력 회복

풍력, 태양광, 연료전지 발전기는 고장 제거 이후 연계점 전압이 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준에서 정한 전압유지 범위로 복구된 후 5초 이내에 고장 전 유효전력 출력을 공급 할 수 있어야 한다.

< 중 략 >

20.0     신재생발전기의 무효전력 공급능력

[신설 2020.4.29.] <개정>

20.1    신재생발전기의 무효전력제공 성능은 다음 각 호와 같다.

20.1.1   풍력, 태양광, 연료전지 발전기

20.1.1.1  운전전압 범위 내에서 아래 그림과 같이 유효전력 출력에 따른 무효전력 공급능력을 보유하여야 한다.

[풍력, 태양광, 연료전지 발전기 유효전력 출력에 따른 무효전력 공급범위]

20.1.1.2   20.1.1.1에서 정한 무효전력을 공급하기 어려운 경우, 동일한 공급능력을 제공할 수 있는 별도의 무효전력 공급설비를 구비해야 한다.

20.1.2     조력발전기

정격출력(MW) 기준 뒤진 위상 0.95 ~ 앞선 위상 0.95범위에 해당하는 무효전력을 정격출력 범위내에서 공급할 수 있는 성능을 갖추어야 한다.

20.1.3     그 외의 신재생발전기

정격출력(MW) 기준 뒤진 위상 0.9 ~ 앞선 위상 0.95 범위에 해당하는 무효전력을 정격출력 범위내에서 공급할 수 있는 성능을 갖추어야 한다.

20.2     발전기의 무효전력 출력은 전력거래소에 등록한 발전기별 특성범위 내에서 운영할 수 있어야 한다.

21.0  풍력, 태양광, 연료전지 발전기의 무효전력 제어능력 <신설>

풍력, 태양광, 연료전지 발전기는 다음의 세 가지 무효전력 제어방식을 구비하여야 하며 전력거래소가 지시하는 기능을 수행할 수 있어야 한다. 단, 별도의 지시가 없을 경우에는 21.1 일정 전압 무효전력제어(V-Q 제어 모드) 기능을 수행하는 것을 원칙으로 한다.

21.1   일정 전압 무효전력 제어 (V-Q 제어 모드)

21.2   일정 무효전력 출력제어(Mvar 제어 모드)

21.3   일정 역률 제어(PF 제어 모드)

22.0   신재생발전기의 유효전력 제어능력 <신설>

신재생발전기는 전력수급 안정과 전력계통 신뢰도 유지를 위하여 유효전력을 제어할 수 있도록 다음의 제어기능을 각각 구비해야 한다.

22.1   긴급 출력감소 조정(연료전지 제외)

유효전력의 출력은 전력거래소의 지시 후 5초 이내에 정격출력의 20%까지 출력감소 할 수 있어야 한다.

22.2   주파수 조정

풍력, 태양광, 연료전지 발전기 인버터는 과·저주파수 시 주파수 추종 운전이 가능해야 하며, 주파수 변화에 따라 다음과 같이 정정할 수 있는 제어성능을 구비해야 한다.

22.2.1 주파수 변화에 따른 속도조정률 : 3.0~5.0%

22.2.2 불감대 : 최대 0.06% 이내

22.3   출력의 상한조정

신재생발전기는 최소출력 이상으로 발전기를 운전하는 경우 10분 평균값으로 측정된 유효전력 발전량이 규정된 값을 초과하지 않도록 출력상한을 조정 가능해야 한다.

22.4   유효전력 증감율 조정

풍력 및 태양광발전기 인버터는 전력거래소의 지시에 따라 유효전력 출력 증감율 속도를 정격의 10% 이내/분까지 제한하는 것이 가능한 제어 성능을 구비해야 한다.

· 신재생발전기의 계통연계 유지기준 보완, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 LVRT  적용범위확대, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 고장 중 무효전력공급기준 신설, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 고장 후 유효전력 회복 기준 신설, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 무효전력 공급능력 보완, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 무효전력 제어능력 신설, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 신재생발전기의 유효전력 제어능력 신설, 송·배전용 이용규정 수준 적용

· 구분 명확화, 이용규정  수준 적용

· 신재생발전기의 급격한 출력변화로 인한 계통 악영향 예방을 위한 기준 수정, 이용규정 수준 적용, 연료전지는 변동성이 크지 않아 해당 없음.

[별표 9] 운영발전계획 수립 절차

< 중 략 >

7.0	절  차

7.1	운영발전계획 수립 기준

7.1.1	운영발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래  일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 운영발전계획을 수립한다. <개정 2011.12.2>

1. 열공급계획 및 제약연료 사용계획

2. 지역별 계통안정 및 융통전력 운영한계

3. 기타 고려사항

가. 전압 및 주파수 조정

나. 발전기의 기술적 특성

다. 기타 송전손실 및 전력계통의 안정적 운영사항 등

라. 수요반응자원의 전력부하감축 [신설 2014.11.3.]

마. 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기의 정비계획 [신설 2015.9.30.]

바. 중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 구역수요 초과 입찰 공급가능용량 [신설 2019.1.2.]

< 신 설 >

[별표 9] 운영발전계획 수립 절차

< 중 략 >

7.0	절  차

7.1	운영발전계획 수립 기준

7.1.1	운영발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래  일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 운영발전계획을 수립한다. <개정 2011.12.2>

1. 열공급계획 및 제약연료 사용계획

2. 지역별 계통안정 및 융통전력 운영한계

3. 기타 고려사항

가. 전압 및 주파수 조정

나. 발전기의 기술적 특성

다. 기타 송전손실 및 전력계통의 안정적 운영사항 등

라. 수요반응자원의 전력부하감축 [신설 2014.11.3.]

마. 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기의 정비계획 [신설 2015.9.30.]

바. 중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 구역수요 초과 입찰 공급가능용량 [신설 2019.1.2.]

사. 발전기 1기의 설비용량이 20MW 초과인 연료전지 발전기의 정지계획 <신설>

· 연료전지 발전기의 정지계획 제출 규정 신설

[별표18] 발전기정비 및 휴전업무 절차

< 중 략 >

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.

< 중 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 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정지계획은 공문을 통해 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

< 중 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 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정지계획은 공문을 통해 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

[별표18] 발전기정비 및 휴전업무 절차

< 중 략 >

7.2	연간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 수립 절차

7.2.1	전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기, 발전기 1기의 설비용량이 20MW 초과 연료전지 발전기를 소유한 발전사업자는 향후 2년간의 발전기 정지계획 수립을 위한 자료들을 4월말까지 발전기 정비 관리시스템을 통해 제출하여야 한다. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. <개정>

< 중 략 >

7.3    월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차

7.3.1	전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기, 발전기 1기의 설비용량이 20MW 초과 연료전지 발전기를 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. <개정>

< 중 략 >

7.4	주간 발전기 정지계획 조정절차

7.4.1   전기사업자(중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 제외)와 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기, 발전기 1기의 설비용량이 20MW 초과 연료전지 발전기를 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. <개정>

· 안 제5.9.1조, 별표32 안제 10.7  연료전지 발전기의 정지계획 제출 규정의 세부 규정 신설

[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차

< 중 략 >

5.0	용어의 정의

5.8      신재생자료취득장치[신설 2020.4.29.]

154kV이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력 및 태양광발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는  설비

< 중 략 >

7.2    실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1   시설 대상<번호변경 2010.6.30.>

7.2.1.1 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함), 154kV이상 송전선로에 연계된 풍력 및 태양광발전기. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

< 중 략 >

[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차

< 중 략 >

5.0	용어의 정의

5.8      신재생자료취득장치[신설 2020.4.29.]

154kV이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력, 태양광, 연료전지발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는  설비<개정>

< 중 략 >

7.2    실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1   시설 대상<번호변경 2010.6.30.>

7.2.1.1 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함), 154kV이상 송전선로에 연계된 풍력,  태양광 및 연료전지발전기. 단, 집합전력자원은 예외로 한다. <개정>

< 중 략 >

· 신재생자료취득장치 용어 설명 보완

· 연료전지 발전기의 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무 규정 신설, 풍력·태양광 발전기 수준 적용

· 육지계통 연료전지 발전기의 자료취득 기준 신설, 풍력·태양광 발전기 수준 적용

· Available MW 용어 설명 추가

· 제주계통 연료전지 발전기의 자료취득 규정 신설, 풍력·태양광 발전기 수준 적용

· Available MW 용어 설명 추가

· 연료전지 발전기의 연계취득 규정 신설, 풍력·태양광 발전기 수준 적용

· Available MW 용어 설명 추가

· 연료전지 발전기의 자료연계 규정 신설, 풍력·태양광 발전기 수준 적용

· Available MW 용어 설명 추가

[붙임8.1] 계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

< 중 략 >

8.1.1.6	육지 풍력, 태양광 및 연료전지 설비 [신설 2020.4.29.] <개정>

Station	Status(4초)	Analog(4초)			Control
◆발전설비 ․154kV이상 송전선로연계 풍력발전기 (20MW 초과) (발전기→EMS)	․154kV 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW(Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
		ºC	·주변기온
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 태양광발전기 (20MW 초과) (발전기→EMS)	․154kV 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 연료전지발전기 (20MW 초과) (발전기→EMS)	․154kV 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구 시) * 기상정보 - 풍력 : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 태양광 : 일사량계, 외기온도계 정보 기준 (단, 미설치된 경우 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1기 선정) * ‘Available MW’란 실시간 공급가능 유효전력(Available MW)을 말하며, 전력거래소의 출력제어지시로 인하여 Total MW와 Available MW가 다른 경우 이를 식별하기 위하여 사용된다. 출력제어가 없는 경우 Available MW는 Total MW와 같다.

Station	Status(4초)	Analog(4초)			Control
◆발전설비 ․22.9kV 이상 송전선로연계 풍력발전기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
			·주변기온
		ºC
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․22.9kV 이상 송전선로연계 태양광발전기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․22.9kV 이상 송전선로연계 연료전지발전 기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구 시) * 기상정보 - 풍력 : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 태양광 : 일사량계, 외기온도계 정보 기준 (단, 미설치된 경우 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1기 선정) * ‘Available MW’란 실시간 공급가능 유효전력(Available MW)을 말하며, 전력거래소의 출력제어지시로 인하여 Total MW와 Available MW가 다른 경우 이를 식별하기 위하여 사용된다. 출력제어가 없는 경우 Available MW는 Total MW와 같다.

8.1.1.7	제주 풍력, 태양광 및 연료전지  설비 [신설 2020.4.29.] <개정>

8.1.2   연계취득(지역계통운영센터 SCADA, 급전분소 SCADA 또는 기타 시스템)<개정 2007.7.23.>

8.1.2.1  주, 후비 지역계통운영센터(154kV 변전소 포함) <개정 2006.9.14., 2007.7.23., 2020.3.29. 2020.4.29.> <개정>

Station	Status(8초)	Analog(8초)			Control
154kV 변전소 → EMS	․154kV CB ․154kV 모선연결 DS ․SC/ShR 1차측 CB(23kV) ․UFR Ry 동작 상태	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV MTr ․22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광발전기의 154kV 변전소별 - 풍력발전기 Total MW, MVAr - 태양광발전기 Total MW, MVAr
		kV	․154kV BUS별
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계 풍력 발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
		ºC	·주변기온
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계태양광 발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계 연료 전지발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구시) * 기상정보 - 풍력(20MW 초과) : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 풍력(1MW 초과 20MW 미만) : 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1개의 정보 - 태양광 : 일사량계, 외기온도계 정보 기준 (단, 미설치된 경우 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1기 선정) * ‘Available MW’란 실시간 공급가능 유효전력(Available MW)을 말하며, 전력거래소의 출력제어지시로 인하여 Total MW와 Available MW가 다른 경우 이를 식별하기 위하여 사용된다. 출력제어가 없는 경우 Available MW는 Total MW와 같다.

< 중 략 >

8.1.2.6  풍력, 태양광 및 연료전지발전기 자료연계 [신설 2020.4.29.] <개정>

Station	Analog(1분)			Control
․154kV이상 송전선로연계 풍력발전기(20MW 이하) 신재생자료취득장치→EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	m/s	·풍속	기상 정보*
	º(0,360)	·풍향
	ºC	·주변기온
	n/a	·운전 중인 터빈 수
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 태양광발전기(20MW 이하) 신재생자료취득장치→EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	W/m2	·일사량	기상 정보*
	ºC	·주변기온
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 연료전지발전기(20MW 이하) 신재생자료취득장치→EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
- 풍력 : 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1개의 정보 - 태양광 : 일사량계, 외기온도계 정보 기준 (단, 미설치된 경우 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1기 선정) * ‘Available MW’란 실시간 공급가능 유효전력(Available MW)을 말하며, 전력거래소의 출력제어지시로 인하여 Total MW와 Available MW가 다른 경우 이를 식별하기 위하여 사용된다. 출력제어가 없는 경우 Available MW는 Total MW와 같다.

[별표 32] 풍력 및 태양광 발전기에 관한 계통운영 및 관리 절차[신설 2020.4.29.]

1.0     목적

규칙 제5.11.1조의 규정에 의거 풍력 및 태양광 발전기에 관한 계통운영 및 관리 절차를 규정하여 전력계통의 안정적 운영을 도모하는데 그 목적이 있다.

2.0     적용범위

2.1       적용대상 : 전력거래소, 송·배전사업자, 풍력발전사업자, 태양광발전사업자

2.2      풍력 및 태양광발전사업자가 전력거래소와 송·배전사업자에게 제공하여야 하는 발전설비 특성자료 및 출력정보 등의 제출과 관리 업무에 적용한다.

2.3      전력거래소와 송·배전사업자의 풍력 및 태양광 발전기에 대한 출력 감시, 예측, 평가 및 제어 업무에 적용한다.

2.4      전력거래소와 송·배전사업자간 풍력 및 태양광 발전기에 관한 상호 자료공유 업무에 적용한다.

3.0     책임

3.1       전력거래소와 송·배전사업자는 풍력 및 태양광 발전기가 공정하고 효율적이며 안정적으로 운영될 수 있도록 차질 없이 계통운영 업무를 수행하여야 한다.

3.2	전력거래소와 송·배전사업자는 풍력 및 태양광 발전기에 관한 계통운영을 위하여 필요한 정보를 상호 공유하여야 한다.

3.3    풍력 및 태양광발전사업자는 모든 자료 및 정보의 제출 행위에 대하여 책임이 있으며, 본 별표에서 정한대로 올바른 자료 및 정보의 제출이 이루어지도록 노력하여야 한다.

3.4    풍력 및 태양광발전사업자는 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 전력거래소와 송·배전사업자의 조치에 따르도록 노력하여야 한다.

<중 략>

6.0     발전설비 특성자료의 제출

6.1    1MW를 초과하는 발전기를 보유한 풍력발전사업자 및 90kW를 초과하는 발전기를 보유한 태양광발전사업자는 송·배전용전기설비이용계약이나 전력수급계약(PPA) 체결 시 재생에너지정보공유시스템을 통하여 다음 각 호의 1에 해당하는 발전설비 특성자료를 제출하여야 한다.

1. 풍력발전기 : 별지 제112호 서식[풍력발전기 특성자료]

2. 태양광발전기 : 별지 제113호 서식[태양광발전기 특성자료]

<신 설>

6.2 풍력 및 태양광발전사업자는 6.1의 자료가 확정되지 않은 경우에는 잠정 자료를 제출할 수 있으며, 자료가 확정되는 즉시 확정된 자료를 재생에너지정보공유시스템을 통해 전력거래소 또는 송·배전사업자에게 제출하여야 한다.

6.3 70kV 및 22.9kV 송전선로에 연계되는 풍력 및 태양광발전기인 경우 송전사업자는 6.1의 자료 이외에 154kV/70kV 또는 154kV/22.9kV 2차측 변압기 정보와 송전선로 임피던스 정보, 변압기 특성자료 등을 재생에너지정보공유시스템을 통해 전력거래소에 제공하여야 한다.

<중 략>

8.0     실시간 정보의 제공

8.1      육지계통

8.1.1   1MW 초과 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 발전사업자는 [표1]의 정보제공 설비를 구비하여 발전기의 실시간 정보를 원격으로 제공하여야 한다.

[별표 32] 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 계통운영 및 관리 절차[신설 2020.4.29.]

1.0     목적

규칙 제5.11.1조의 규정에 의거 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 계통운영 및 관리 절차를 규정하여 전력계통의 안정적 운영을 도모하는데 그 목적이 있다. <개정>

2.0     적용범위

2.1       적용대상 : 전력거래소, 송·배전사업자, 풍력발전사업자, 태양광발전사업자, 연료전지발전사업자 <개정>

2.2      풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자가 전력거래소와 송·배전사업자에게 제공하여야 하는 발전설비 특성자료 및 출력정보 등의 제출과 관리 업무에 적용한다. <개정>

2.3      전력거래소와 송·배전사업자의  풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 출력 감시, 예측, 평가 및 제어 업무에 적용한다. <개정>

2.4      전력거래소와 송·배전사업자간  풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 상호 자료공유 업무에 적용한다. <개정>

3.0     책임

3.1     전력거래소와 송·배전사업자는  풍력, 태양광 및 연료전지 발전기가 공정하고 효율적이며 안정적으로 운영될 수 있도록 차질 없이 계통운영 업무를 수행하여야 한다. <개정>

3.2    전력거래소와 송·배전사업자는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 계통운영을 위하여 필요한 정보를 상호 공유하여야 한다. <개정>

3.3     풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자는 모든 자료 및 정보의 제출 행위에 대하여 책임이 있으며, 본 별표에서 정한대로 올바른 자료 및 정보의 제출이 이루어지도록 노력하여야 한다. <개정>

3.4    풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자는 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 전력거래소와 송·배전사업자의 조치에 따르도록 노력하여야 한다. <개정>

<중 략>

6.0     발전설비 특성자료의 제출

6.1    1MW를 초과하는 발전기를 보유한 풍력과 연료전지 발전사업자 및 90kW를 초과하는 발전기를 보유한 태양광발전사업자는 송·배전용전기설비이용계약이나 전력수급계약(PPA) 체결 시 재생에너지정보공유시스템을 통하여 다음 각 호의 1에 해당하는 발전설비 특성자료를 제출하여야 한다.

1. 풍력발전기 : 별지 제112호 서식[풍력발전기 특성자료]

2. 태양광발전기 : 별지 제113호 서식[태양광발전기 특성자료]

3. 연료전지발전기 : 별지 제116호 서식[연료전지발전기 특성자료]

6.2 풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자는 6.1의 자료가 확정되지 않은 경우에는 잠정 자료를 제출할 수 있으며, 자료가 확정되는 즉시 확정된 자료를 재생에너지정보공유시스템을 통해 전력거래소 또는 송·배전사업자에게 제출하여야 한다.

6.3 70kV 및 22.9kV 송전선로에 연계되는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기인 경우 송전사업자는 6.1의 자료 이외에 154kV/70kV 또는 154kV/22.9kV 2차측 변압기 정보와 송전선로 임피던스 정보, 변압기 특성자료 등을 재생에너지정보공유시스템을 통해 전력거래소에 제공하여야 한다.

<중 략>

8.0     실시간 정보의 제공

8.1      육지계통

8.1.1   1MW 초과 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 [표1]의 정보제공 설비를 구비하여 발전기의 실시간 정보를 원격으로 제공하여야 한다.

· 신재생 발전기에 관한 계통운영 및 관리 절차 중 연료전지에 대한 계통운영, 제어, 감시, 자료취득 등의 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전사업자의 자료·정보제출, 계통운영 협조에 대한 책임 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전사업자의 특성자료 제출 규정 신설, 풍력 수준 적용

· 연료전지 발전기의 특성자료 제출서식 신설

· 육지계통 연료전지 발전기의 실시간 정보제공 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

[표1] 발전기의 실시간 정보 제공 주기, 방법 및 주요 제공 항목

설비용량	연계 전압	정보제공 장치	구분	제공 주기	주요 제공 항목
					풍력발전기	태양광발전기	연료전지발전기
20MW 초과	154kV 이상	원격소장치 (RTU)	전용망	4초	·MW 및 MVAr ·Available MW ·풍속, 풍향, 주변기온 ·운전 중인 터빈 수	·MW 및 MVAr ·Available MW ·일사량, 주변기온	·MW 및 MVAr ·Available MW
	154kV 미만	송·배전사업자가 제시하는 기준
1MW 초과 20MW 이하	154kV 이상	신재생자료취득장치 수준 이상	공용망	1분 이내	·MW 및 MVAr ·Available MW ·풍속, 풍향, 주변기온 ·운전 중인 터빈 수	·MW 및 MVAr ·Available MW ·일사량, 주변기온	·MW 및 MVAr ·Available MW
	154kV 미만	송·배전사업자가 제시하는 기준

단, 154kV에 연계된 1MW이하 발전기를 보유한 발전사업자는‘1MW 초과 20MW 이하’에 해당하는 실시간 정보를 제공하여야 한다.

8.1.1.1   154kV 이상 선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전사업자는 8.1.1의 실시간 정보를 별표13의 붙임8.1에 따라 전력거래소에 제공한다.

8.1.1.2   154kV 미만 선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전사업자는 8.1.1의 실시간 정보를 송·배전용전기설비이용규정에 따라 송·배전사업자에게 제공한다.

8.1.2    154kV 미만 선로에 연계된 1MW 이하 풍력 및 태양광 발전기의 실시간 정보 제공에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

8.2      제주계통

8.2.1   1MW 초과 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 신재생발전사업자는 [표2]의 정보제공 설비를 구비하여 발전기의 실시간 정보를 원격으로 제공하여야 한다.

8.1.1.1   154kV 이상 선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자는 8.1.1의 실시간 정보를 별표13의 붙임8.1에 따라 전력거래소에 제공한다.

8.1.1.2   154kV 미만 선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지  발전사업자는 8.1.1의 실시간 정보를 송·배전용전기설비이용규정에 따라 송·배전사업자에게 제공한다.

8.1.2    154kV 미만 선로에 연계된 1MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기의 실시간 정보 제공에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

8.2      제주계통

8.2.1   1MW 초과 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기를 보유한 신재생발전사업자는 [표2]의 정보제공 설비를 구비하여 발전기의 실시간 정보를 원격으로 제공하여야 한다.

· 제주계통 연료전지 발전기의 실시간 정보제공 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

[표2] 발전기의 실시간 정보 제공 주기, 방법 및 주요 제공 항목

설비용량	연계전압	정보제공 장치	구분	제공 주기	주요 제공 항목
					풍력발전기	태양광발전기	연료전지발전기
20MW 초과	22.9kV 송전선로 이상	원격소장치 (RTU)	전용망	4초	·MW 및 MVAr ·Available MW ·풍속, 풍향, 주변기온 ·운전 중인 터빈 수	·MW 및 MVAr ·Available MW ·일사량, 주변기온	·MW 및 MVAr ·Available MW
1MW 초과 20MW 이하	22.9kV 송전선로 이상	신재생 자료취득장치 수준 이상	공용망	1분 이내	·MW 및 MVAr ·Available MW ·풍속, 풍향, 주변기온 ·운전 중인 터빈 수	·MW 및 MVAr ·Available MW ·일사량, 주변기온	·MW 및 MVAr ·Available MW
	22.9kV 배전선로 이하	배전사업자가 제시하는 기준

단, 22.9kV 송전선로 이상에 연계된 1MW이하 발전기를 보유한 발전사업자는‘1MW 초과 20MW 이하’에 해당하는 실시간 정보를 제공하여야 한다.

8.2.1.1    22.9kV 송전선로 이상에 연계된 풍력 및 태양광 발전사업자는 8.2.1의 실시간 정보를 별표13의 붙임8.1에 따라 전력거래소에 제공한다.

8.2.1.2    22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력 및 태양광 발전사업자는 8.2.1의 실시간 정보를 송·배전용전기설비이용규정에 따라 배전사업자에게 제공한다.

8.2.2    22.9kV 배전선로 이하에 연계된 1MW 이하 풍력 및 태양광 발전기의 실시간 정보 제공에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

9.0  풍력 및 태양광 발전기의 제어성능 요구조건

9.1  육지계통

9.1.1  20MW 초과 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소 및 송·배전사업자의 목표출력(set-point) 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 한다. 여기서, ‘목표출력 제어지시’란 발전기에 대한 출력감소율(Ramp Down Rate, [MW/min]) 제어지시 또는 출력상한 제어지시를 말한다.

9.1.2   1MW 초과 20MW 이하 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소 및 송·배전사업자의 출력상한 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 한다.

9.1.3 154kV에 연계된 1MW 이하 풍력 및 태양광 발전기는 9.1.2의 제어성능 요구조건을 따른다.

9.1.4  154kV 미만 선로에 연계된 1MW 이하 풍력 및 태양광 발전기의 제어성능 요구조건에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

9.2      제주계통

9.2.1      20MW 초과 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소의 목표출력(set-point) 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 하며, 목표출력(set-point) 제어지시가 송출되는 경우 이에 따라야 한다. 여기서, ‘목표출력 제어지시’란 발전기에 대한 출력감소율(Ramp Down Rate, [MW/min]) 제어지시 또는 출력상한 제어지시를 말한다.

9.2.2      1MW 초과 20MW 이하 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소 및 배전사업자의 출력상한 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 하며, 출력제어 지시가 송출되는 경우 이에 따라야 한다.

9.2.3    22.9kV 송전선로 이상에 연계된 1MW 이하 풍력 및 태양광 발전기는 9.2.2의 제어성능 요구조건을 따른다.

9.2.4        22.9kV 배전선로 이하에 연계된 1MW 이하 풍력 및 태양광 발전기의 제어성능 요구조건에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

9.2.5     전력거래소는 풍력 및 태양광 발전기의 효율적 계통운영을 위해 다음 각 호를 포함한 세부운영기준을 수립하여 운영할 수 있다.

1. 출력제어 대상 순위 선정 방법

2. 출력제어량 산정 방안

3. 출력제어 절차 및 제어방식

4. 제어지시 이행여부 확인 및 절차 등

10.0 풍력 및 태양광 발전기에 관한 계통운영

10.1 전력거래소와 송·배전사업자는 풍력 및 태양광 발전기의 전력계통 수용성을 확대하고, 안정적인 전력공급 체계를 지속적으로 유지하기 위하여 상호 협력하여야 한다.

10.2 전력거래소와 송·배전사업자는 10.2 내지 10.6에 따라 풍력 및 태양광 발전기에 대한 출력 감시, 예측, 평가 및 제어 업무를 수행한다.

[표3] 풍력 및 태양광 발전기에 대한 연계지점별 계통운영 주체

구분	발전기 연계지점	취득 및 제어
육지계통	154kV 이상 선로	전력거래소
	70kV, 22.9kV 송전선로	송전사업자
	22.9kV 배전선로 이하	배전사업자
제주계통	22.9kV 송전선로 이상	전력거래소
	22.9kV 배전선로 이하	배전사업자

10.3 풍력 및 태양광 발전기의 자료 취득

10.3.1    육지계통

10.3.1.1   154kV 이상 선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전기는 전력거래소가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.1.2   70kV 및 22.9kV 송전선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전기는 송전사업자가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.1.3  22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력 및 태양광 발전기는 배전사업자가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.2   제주계통

10.3.2.1   22.9kV 송전선로 이상에 연계된 풍력 및 태양광 발전기는 전력거래소가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.2.2   22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력 및 태양광 발전기는 배전사업자가 자료를 취득하여 관리한다.

10.4      풍력 및 태양광 발전기에 대한 감시

10.4.1   전력거래소는 수급균형 유지 및 송전망의 안정운영 업무를 수행하기 위하여 풍력 및 태양광 발전기에 대한 전국단위 감시를 수행한다.

10.4.2   송·배전사업자는 전기품질 및 신뢰도 유지, 과부하 방지 및 안정적 계통운영을 위하여 풍력 및 태양광 발전기에 대한 감시를 수행한다.

10.4.3   송전사업자는 10.4.1을 지원하기 위하여 다음 각 호의 1에 따른 감시정보를 별표13의 붙임8.1에 따라 전력거래소에 제공하여야 한다.

1. 70kV 및 22.9kV 송전선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전기인 경우 발전사업자가 8.0에 따라 제공한 발전기 단위 실시간 정보를 제공한다.

2. 22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력 발전기인 경우 154kV 모선 기준 1기의 등가발전기로 유효전력 및 무효전력 정보를 제공한다.

3. 22.9kV 배전선로 이하에 연계된 태양광 발전기인 경우 154kV 모선 기준 1기의 등가발전기로 유효전력 및 무효전력 정보를 제공한다.

10.4.4  전력거래소는 10.4.2를 지원하기 위하여 154kV 이상 송전선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전기의 8.0에 따른 실시간 정보를 송전사업자에게 제공하여야 한다.

<중 략>

10.6      풍력 및 태양광 발전기에 관한 제어

10.6.1    전력거래소 및 송·배전사업자는 10.2의 제어 권한에 따라 정상 및 비상시 안정적인 계통운영을 위하여 풍력 및 태양광 발전기에 대한 출력제어 등의 제어지시를 할 수 있다.

10.6.2    전력거래소는 수급균형 및 송전망의 안정운영을 위하여 육지계통의 154kV 미만 선로에 연계된 풍력 및 태양광 발전기에 대한 출력제어가 필요한 경우 이를 송전사업자에게 지시할 수 있다.

10.6.3  전력거래소는 수급균형 및 송전망의 안정운영을 위하여 제주계통의 22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력 및 태양광 발전기에 대한 출력제어가 필요한 경우 이를 배전사업자에게 지시할 수 있다.

10.6.4   전력거래소와 송·배전사업자는 풍력 및 태양광 발전기에 대한 지시내용을 11.2에 따른 재생에너지정보공유시스템을 통해 상호 공유함으로써 전력계통이 안정적으로 운영되도록 협력하여야 한다.

10.6.5    전력거래소 및 송·배전사업자는 풍력 및 태양광 발전기의 감시 및 제어를 위하여 실시간 감시 및 제어를 위한 장치의 설치가 필요하다고 판단되는 경우 풍력 및 태양광 발전기를 보유한 발전사업자와 협의하여 이를 설치할 수 있다.

<신 설>

11.0    정보 공유 및 제공

11.1    전력거래소와 송·배전사업자는 6.0 및 10.0의 업무를 수행함에 따라 생성 및 요구되는 풍력 및 태양광 발전기에 관한 다음 각 호의 정보를 상호 공유하여야 한다.

1. 6.0의 발전설비 특성자료

2. 전력수급계약(PPA)이 체결된 풍력 및 태양광 발전기의 월간 전국 및 지역단위 발전량 실적정보

3. 요금상계거래계약이 체결된 풍력 및 태양광 발전기 고객의 전국 및 지역단위 설비용량(kW) 정보

4. 10.5의 풍력 및 태양광 발전기에 대한 예측정보

5. 10.6의 풍력 및 태양광 발전기에 대한 1MW를 초과한 제어지시 내용

6. 기타 풍력 및 태양광 발전기의 계통운영 업무를 수행하는데 필요한 정보

11.2     전력거래소는 11.1의 정보 관리 및 공유를 위하여 재생에너지정보공유시스템을 구축하여 운영 및 유지보수 한다.

<중 략>

8.2.1.1    22.9kV 송전선로 이상에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자는 8.2.1의 실시간 정보를 별표13의 붙임8.1에 따라 전력거래소에 제공한다.

8.2.1.2    22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전사업자는 8.2.1의 실시간 정보를 송·배전용전기설비이용규정에 따라 배전사업자에게 제공한다.

8.2.2    22.9kV 배전선로 이하에 연계된 1MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 실시간 정보 제공에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

9.0  풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 제어성능 요구조건

9.1  육지계통

9.1.1  20MW 초과 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소 및 송·배전사업자의 목표출력(set-point) 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 한다. 여기서, ‘목표출력 제어지시’란 발전기에 대한 출력감소율(Ramp Down Rate, [MW/min]) 제어지시 또는 출력상한 제어지시를 말한다.

9.1.2  1MW 초과 20MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소 및 송·배전사업자의 출력상한 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 한다.

9.1.3    154kV에 연계된 1MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기는 9.1.2의 제어성능 요구조건을 따른다.

9.1.4      154kV 미만 선로에 연계된 1MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 제어성능 요구조건에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

9.2      제주계통

9.2.1      20MW 초과 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소의 목표출력(set-point) 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 하며, 목표출력(set-point) 제어지시가 송출되는 경우 이에 따라야 한다. 여기서, ‘목표출력 제어지시’란 발전기에 대한 출력감소율(Ramp Down Rate, [MW/min]) 제어지시 또는 출력상한 제어지시를 말한다.

9.2.2      1MW 초과 20MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 전력거래소 및 배전사업자의 출력상한 제어지시를 이행할 수 있도록 제어기능 및 통신설비를 구비하여야 하며, 출력제어 지시가 송출되는 경우 이에 따라야 한다.

9.2.3    22.9kV 송전선로 이상에 연계된 1MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기는 9.2.2의 제어성능 요구조건을 따른다.

9.2.4       22.9kV 배전선로 이하에 연계된 1MW 이하 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 제어성능 요구조건에 관한 사항은 송·배전용전기설비이용규정을 따른다.

9.2.5    전력거래소는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 효율적 계통운영을 위해 다음 각 호를 포함한 세부운영기준을 수립하여 운영할 수 있다.

1. 출력제어 대상 순위 선정 방법

2. 출력제어량 산정 방안

3. 출력제어 절차 및 제어방식

4. 제어지시 이행여부 확인 및 절차 등

10.0 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 계통운영

10.1 전력거래소와 송·배전사업자는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 전력계통 수용성을 확대하고, 안정적인 전력공급 체계를 지속적으로 유지하기 위하여 상호 협력하여야 한다.

10.2 전력거래소와 송·배전사업자는 10.2 내지 10.6에 따라 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 출력 감시, 예측, 평가 및 제어 업무를 수행한다.

[표3] 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 연계지점별 계통운영 주체

구분	발전기 연계지점	취득 및 제어
육지계통	154kV 이상 선로	전력거래소
	70kV, 22.9kV 송전선로	송전사업자
	22.9kV 배전선로 이하	배전사업자
제주계통	22.9kV 송전선로 이상	전력거래소
	22.9kV 배전선로 이하	배전사업자

10.3 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 자료 취득

10.3.1    육지계통

10.3.1.1   154kV 이상 선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기는 전력거래소가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.1.2   70kV 및 22.9kV 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지는 송전사업자가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.1.3   22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지는 배전사업자가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.2   제주계통

10.3.2.1   22.9kV 송전선로 이상에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지는 전력거래소가 자료를 취득하여 관리한다.

10.3.2.2   22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지는 배전사업자가 자료를 취득하여 관리한다.

10.4      풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 감시

10.4.1    전력거래소는 수급균형 유지 및 송전망의 안정운영 업무를 수행하기 위하여 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 전국단위 감시를 수행한다.

10.4.2   송·배전사업자는 전기품질 및 신뢰도 유지, 과부하 방지 및 안정적 계통운영을 위하여 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 감시를 수행한다.

10.4.3   송전사업자는 10.4.1을 지원하기 위하여 다음 각 호의 1에 따른 감시정보를 별표13의 붙임8.1에 따라 전력거래소에 제공하여야 한다.

1. 70kV 및 22.9kV 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기인 경우 발전사업자가 8.0에 따라 제공한 발전기 단위 실시간 정보를 제공한다.

2. 22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기인 경우 154kV 모선 기준 1기의 등가발전기로 유효전력 및 무효전력 정보를 제공한다.

3. <삭제>

10.4.4 전력거래소는 10.4.2를 지원하기 위하여 154kV 이상 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 8.0에 따른 실시간 정보를 송전사업자에게 제공하여야 한다.

<중 략>

10.6     풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 제어

10.6.1    전력거래소 및 송·배전사업자는 10.2의 제어 권한에 따라 정상 및 비상시 안정적인 계통운영을 위하여 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 출력제어 등의 제어지시를 할 수 있다.

10.6.2    전력거래소는 수급균형 및 송전망의 안정운영을 위하여 육지계통의 154kV 미만 선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 출력제어가 필요한 경우 이를 송전사업자에게 지시할 수 있다.

10.6.3  전력거래소는 수급균형 및 송전망의 안정운영을 위하여 제주계통의 22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 출력제어가 필요한 경우 이를 배전사업자에게 지시할 수 있다.

10.6.4   전력거래소와 송·배전사업자는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 대한 지시내용을 11.2에 따른 재생에너지정보공유시스템을 통해 상호 공유함으로써 전력계통이 안정적으로 운영되도록 협력하여야 한다.

10.6.5    전력거래소 및 송·배전사업자는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기의 감시 및 제어를 위하여 실시간 감시 및 제어를 위한 장치의 설치가 필요하다고 판단되는 경우 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자와 협의하여 이를 설치할 수 있다.

10.7     연료전지 발전기의 발전계획 및 정지계획 제출

10.7.1  1기의 설비용량이 20MW 초과 연료전지 발전기를 보유한 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 각 발전기를 기준으로 전일 19시부터 다음날 04시까지 총 34시간에 대한 시간대별 공급가능용량을 오전 10시까지 제출하여야 한다.

10.7.2 1기의 설비용량이 20MW 초과 연료전지 발전기를 보유한 발전사업자는 별표18(7.2.1항, 7.3.1항, 7.4.1항), 해당 항목별 규정에 따라 연료전지 발전기의 정지계획을 제출하여야 한다.

11.0    정보 공유 및 제공

11.1    전력거래소와 송·배전사업자는 6.0 및 10.0의 업무를 수행함에 따라 생성 및 요구되는 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 다음 각 호의 정보를 상호 공유하여야 한다.

1. 6.0의 발전설비 특성자료

2. 전력수급계약(PPA)이 체결된 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기의 월간 전국 및 지역단위 발전량 실적정보

3. 요금상계거래계약이 체결된 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기 고객의 전국 및 지역단위 설비용량(kW) 정보

4. 10.5의 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기에 대한 예측정보

5. 10.6의 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기에 대한 1MW를 초과한 제어지시 내용

6. 기타 풍력, 태양광 및 연료전지  발전기의 계통운영 업무를 수행하는데 필요한 정보

11.2     전력거래소는 11.1의 정보 관리 및 공유를 위하여 재생에너지정보공유시스템을 구축하여 운영 및 유지보수 한다.

<중 략>

· 20MW 초과인 육지계통 연료전지 발전기의 제어성능구비 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 출력지시 이행 규정 관련 의견 수렴

· 1MW 초과~20MW 이하인 육지계통 연료전지 발전기의 제어성능구비 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 출력지시 이행 규정 관련 의견 수렴

· 20MW 초과인 제주계통 연료전지 발전기의 제어성능구비 및 출력지시 이행 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 1MW 초과~20MW 이하인 제주계통 연료전지 발전기의 제어성능구비 및 출력지시 이행 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전기의 계통운영 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전기의 자료취득 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전기의 감시 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전기의 제어 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

· 연료전지 발전기의 발전계획 및 정지계획 규정 신설

· 연료전지 발전기의 정보 공유 및 제공 규정 신설, 풍력·태양광 수준 적용

<신 설>

부 칙 (2020. X. X.)

제1조(시행일) 이 규칙은 2020.10.01.부터 시행한다.

제2조(적용범위) 이 규칙은 송·배전용전기설비이용계약을 신규로 체결하거나 전력수급계약(PPA)을 신규로 신청하는 설비에 적용한다.

제3조(연료전지발전기의 정지계획 및 발전계획 제출 에 대한 경과조치) 규칙 제 5.9.1조, 제5.9.6조, 별표9 제7.1조, 별표18 제7.2조, 제7.3조, 제7.4조, 별표32 제10.7조의 개정사항은 연료전지 발전기 정지계획 및 발전계획 제출 세부운영절차와 관련 전산시스템이 도입된 시점부터 시행한다. 다만, 2020.10.01부터 송·배전용전기설비이용 계약을 신규로 체결하거나 전력수급계약(PPA)을 신규로 신청하는 설비에 대해서도 개정규정을 적용한다.

[별지 제114호서식] <신설>

연료전지발전기 특성자료

항 목			단 위	DATA	비 고
발전기일반자료	사업자명		Text		1MW초과시 작성
	발전기명		Text
	발전기 위치(주소 및 위도, 경도)		Text, 도(°)
	발전기 내 설비 배치도 및 단선도		Diagram/Text
	발전기 운전시점		Date
	계통연계모선		Text
	연계모선전압		kV
	연계선로 유형(송전선로/배전선로)		유형 선택
	계약전력		kW
	정격용량		kW
	연료전지 개수		대
	인버터 개수		대
	ESS 설치 여부		Yes/No
특성자료	연료 전지	정격용량	kW
		제작사	text
		모델명	text
		종류	text
		평균발전효율	%
		설비이용률	%
		가동-Cold 시간	Hr
		출력 증발률	kW/s
		출력 감발률	kW/s
	인버터	정격용량	kW
		제작사	text
		모델명	text
		인버터 동작모드	text
ESS (설치시)	설비용량		kW		연료전지 연계형 ESS를 설치한 경우 작성
	최대/최소 방전용량		kW
	최대/최소 충전용량		kW
	PMS 출력제어 특징		Text
계통 해석 모델	전력계통 해석 프로그램에 적용된 일반모델		Data Sheet /매뉴얼		송전계통에 연계된 경우

〇 작성요령

1. 발전기명 : 제1.1.2조 104호의 ‘신·재생에너지발전기’ 용어의 정의에 따라 동일사업자가 운영하는 2기 이상의 발전기가 동일 모선에 연계된 경우 1기의 발전기로 본다. 따라서 발전기명은 동일 모선에 연계된 모듈의 집합인 발전단지 명칭으로 기재한다.

2. 계통연계모선 : 발전기가 전력계통에 연계되는 모선으로 한전 변전소 또는 개폐소를 말한다.

3. 연계모선전압 : 345kV, 154kV, 70kV, 22.9kV로 나뉜다.

4. 연계선로 유형 : 발전기 연계선로가 송전선로인지 배전선로인지 구분한다.

5. 계약전력 : 제1.1.2조의 정의에 따른 발전기 단위의 송배전용전기설비이용계약 또는 전력수급계약(PPA) 상의 계약전력을 말한다.

6. 정격용량 : 제1.1.2조의 정의에 따른 발전기 단위의 정격용량을 말한다.

7. 연료전지 개수 : 발전기 내 연료전지 개수를 말한다.

8. 인버터 개수 : 발전기 내 인버터 개수를 말한다.

9. 연료전지 특성자료 : 연료전지 1기에 대한 정격용량, 제작사, 모델명, 종류(PEMFC, PAFC, MCFC, SOFC), 평균발전효율, 설비이용률, 가동-Cold시간, 출력 증·감발률을 작성한다. 발전기 내 다른 모델의 연료전지가 혼합하여 구성되어 있는 경우 모델별로 자료를 작성하고 설비 배치도상 모델 위치를 기입하여 제출한다. 연료전지의 출력 증·감발률은 연료전지 1대의 초당 증·감발률을 의미한다.

10. 인버터 특성자료 : 인버터 1기에 대한 정력용량, 제작사, 모델명을 작성한다. 발전기 내 다른 모델의 인버터가 혼합하여 구성되어 있는 경우 모델별로 자료를 작성하고 설비 배치도상 모델 위치를 기입하여 제출한다.

11. PMS 출력제어 특징 : 연료전지 연계형 ESS가 설치되는 경우 PMS의 적정출력 제어방식, 충/방전시간, SOC 셋팅 등 ESS 제어와 관련한 Application 설정 내용을 말한다.

12. 전력계통 해석 프로그램 모델 : 송전계통에 연계되는 발전기인 경우 전력계통 안정도 모의를 위하여 전력계통 해석 프로그램(PSS/E 등)에 적용된 일반모델 Data Sheet를 제출한다.

번호	파라미터명	값	비고
1	P
2	P+1
3	P+2
.	.
.	.
n+1	P+n