전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	재생에너지전기공급사업 제도의 도입을 위한 규칙개정(안)	제21-4차 (2021. 12. 6)
2	수요반응자원시장 참여 활성화를 위한 규칙개정(안)	상동
3	석탄발전기 상한제약을 고려한 입찰기준 개정(안)	상동
4	계통운영시스템 통신규격 관련 규칙개정(안)	상동
5	적정 공급예비력 확보 기준 개정(안)	상동
6	열공급발전기의 주파수조정운전 참여규정 명확화를 위한 규칙개정(안)	상동
7	석탄가스화 복합발전(IGCC) 중앙급전 적용을 위한 규칙개정(안)	상동
8	실계통기반 하루전시장 발전계획 수립 관련 규칙개정(안)	제21-5차 (2021. 12. 6)

* 21-5차 규칙개정(긴급) 안건은 21-4차 규칙개정위원회에서 8호 안건으로 상정

Ⅱ. 개정 내용

□  재생에너지전기공급사업 제도의 도입을 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 재생에너지전기공급사업(전기신사업)을 통해 재생에너지를 이용해 생산한 전기를 전력시장을 통하지 않고 직접 소비자에게 공급할수 있도록 전기사업법 개정(’21.10.21 시행)

□ 재생에너지전기공급사업 제도의 합리적인 전력시장 운영체계 마련

나. 주요 개정내용

□ 재생에너지전기공급사업 관련 용어 신설 및 개정

□ 법개정에 따른 직접구매자 자격 변경

ㅇ 재생E전기공급사업자에게 전기를 공급받은 경우 전기사용자 다수가 모여 수전설비용량 합산이 30MVA 이상이면 직접구매자로 가능

□ 직접전력거래계약이 체결된 발전사업자의 초과발전량 및 직접구매자의 유효전력구매량 산정 등 정산체계 마련

ㅇ 직접전력거래계약을 체결한 발전기의 초과발전량 정산금 = 초과량 × SMP

ㅇ 직접구매자 유효전력구매량 = 직접구매자의 게량값 – 직접전력거래로 공급받은 전력량

다. 개정 효과

□ 전기사용자의 재생에너지 사용 촉진 및 RE100 이행을 통한 국내기업의 수출 경쟁력 강화

□  수요반응자원시장 참여 활성화를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 국민DR에 참여하려는 예비고객의 빠른 시장참여를 위한 등록 주기 단축

□ 국민DR 및 플러스DR 실적 정산 시, 감축(증대)에 참여하지 않은 고객을 제외한 감축량 산정으로 감축(증대) 노력에 대한 공정한 보상 및 해당 프로그램의 활성화 도모

나. 주요 개정내용

□ 국민DR 자원과 참여고객의 등록주기 모두 3개월 → 1개월로 단축

□ 국민DR, 플러스DR 실적 산정 시, 해당 시간 실적이 있는 참여고객만으로 감축(증대)량을 산정

ㅇ 국민DR 및 플러스DR 실적 산정 시 ‘0≧감축 또는 증대 실적’고객을 제외

□ 발전기 적정공급용량 산정방식 개선*에 따른 DR의 발전기여도 산정방식 변경

기존	개선
적정공급용량 = 113%	적정공급용량 = 최대부하 x (1+시장기준예비율)

* ‘21-9차 비용위 개정사항으로 발전기여도의 적정공급용량 산정시 시장기준예비율로 산정하도록 개정(’21.9월)

** (시장기준예비율) 수급계획의 최소 설비예비율을 대체하는 전력시장의 ‘설비예비율’로 매년 비용위에서 산정

다. 개정 효과

□ 국민DR, 플러스DR 참여고객 증대로 참여활성화 촉진

□ 수요반응자원의 발전기여도 산정방식에 발전기 변경방식과 동일한 기준을 적용하여 합리적이고 신뢰성 있는 전력시장 운영 가능

□  석탄발전기 상한제약을 고려한 입찰기준 개정(안)

가. 제안취지

□ 현재 온실가스 감축 이행을 위해 석탄 감발운전을 시행할 경우 상한제약으로 입찰하여 석탄감발 용량이 예비력으로 미반영 됨. 이에 따라 계통에서 운영예비력 부족시 상한제약을 해제하여 예비력을 확보하고 있는 상황

□ 따라서, 향후 NDC 상향, 탄소 중립 실현에 대비한 유연성 자원 확보를 위해 석탄 감발 용량의 일부를 운영예비력으로 활용하고자 함

구분	현행_(상한제약 석탄 발전기)										개선(안)_(상한제약 석탄 발전기)
내용								MGC										MGC
												비상대기예비력						상한제약+GFRQ
		비상대기예비력										공급가능용량 추가구간 (운영예비력으로 활용)					1차(G/F)
								상한제약										상한제약
					1차(G/F)
		3차		2차		주파수조정						3차		2차		주파수조정
								운전점										운전점

나. 주요 개정내용

□ (보조서비스 특성자료) 석탄발전기 미분기 운전 대수를 고려하여 자료를 제출하도록 개정

□ (입찰) 석탄발전기 미분기 운전 대수 제출 신설, 상한제약을 초과하여 공급가능용량 및 연료량을 입찰할 수 있도록 개정

□ (시행시점) 규칙개정 공고일로부터 12개월의 경과규정 적용

다. 개정 효과

□ 석탄 감발용량의 일부를 운영예비력으로 활용함에 따라 계통운영 공급 신뢰도 증가 및 유연성 자원 추가 확보

□  계통운영시스템 통신규격 관련 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 신재생자료취득장치에 대한 기술규격서를 공개하여 여러 민간업체가 장치를 생산할 수 있도록 함

□ 실시간 자료취득 설비의 신뢰성 향상을 위한 최신 통신규격(TCP/IP) 도입 관련 직접취득용 통신회선 규격 변경 필요

□ 중부전력관제센터 침수로 인한 경인전력관제센터 기능 이전 상황을 반영한 규정 현행화 필요

나. 주요 개정내용

□ 신재생자료취득장치 기술규격(시스템 구성 및 기능, 시험 및 검사 등) 공개

□ 실시간 자료취득에 신규 통신규격(TCP/IP)을 사용할 수 있도록 통신회선 속도 및 규격 추가

□ 후비 EMS 자료취득용 통신회선 제공 위치를 중부전력관제센터에서 경인전력관제센터로 변경

다. 개정 효과

□ 신재생자료취득장치 기술규격 공개를 통한 민간시장 조성으로 회원사 선택권 강화

□ 최신 통신규격 적용으로 자료취득 효율성 및 신뢰도 향상, 규정 정합성 확보

□  적정 공급예비력 확보 기준 개정(안)

가. 제안취지

□ (현황) ‶적정 공급예비력‶은 발전기 정지계획 수립시 사용되는 전력수급 안정을 위한 최소한의 확보 기준으로써, 현재 10GW 적용 중

ㅇ 적정 공급예비력 산정 이력(‵19.8월)

‣ 10GW = 5GW(전력수급 비상발령) + 2GW(공급 불확실) + 3GW(수요 불확실)

□ (문제점) 신설 이후, 관련규칙 변경사항을 반영하지 못하고 있으며, 재생E 증가로 인한 전력수급 불확실성 대응 기준 미비

ㅇ 전력수급 비상발령 예비력 기준 상향 : 5.0 → 5.5GW (‵19.12월)

ㅇ 발전기 동시고장을 대비한 속응성자원 신설 : 2.0GW (‵19.12월)

ㅇ 재생E 보급수준에 따른 불확실성 미반영

나. 주요 개정내용

□ 적정 공급예비력 산정기준 개선 및 명확화

❶ ‶전력수급 비상발령 예비력 수준‶ 명확화

❷ ‶발전기 동시고장‶ 대응 산정기준 개선

❸ ‶전력수요 예측오차‶ 재분류 및 산정기준 명확화

< 적정 공급예비력 확보량 산정 기준 >

변경 前		확보량(GW)		변경 後		확보량(GW)	증감(GW)
❶	전력수급 비상	5.0	→	➀	전력수급 비상	5.5	+0.5
❷	발전기 동시 고장	2.0	→	➁	속응성 자원	2.0	-
❸	전력수요 예측오차	3.0	↗	➂	수요예측 오차	1.0	△0.5
			↘	➃	재생E 불확실성	1.5
합계		10.0		합계		10.0	-

다. 개정 효과

□ NDC 목표 상향에 따라 급격한 증가가 예상되는 재생에너지의 수급 불확실성에 대한 탄력적 대응과 안정적 전력수급운영 실현

□  열공급발전기의 주파수조정운전 참여규정 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 열공급발전기는 고정출력을 제외한 상/하한제약, 열공급 미시행 시는 “자동발전제어(AGC)” 및 “주파수추종운전(GF)”가 가능하고 이에 따른 보조서비스 정산금을 보상받고 있으나, AGC와 GF에 대한 의무는 없음

현장 운영			시장운영규칙
AGC, GF 설비	주파수제어 운전		운 전
구비	운전 참여 (정산 보상)		예외 적용 (... 예외로 할 수 있다)

□ 신재생에너지 등 경직성전원 비중 증가로 주파주제어 자원 확보의 필요성 증가

ㅇ 열공급 가능 발전기 증가로 주파수제어 성능 명확화 필요

* 집단에너지 및 LNG발전기 건설 전망(~’34) : 3,796MW / 3,200MW (제9차 전력수급기본계획)

나. 주요 개정내용

□ 열공급발전기의 현장 주파수제어운전 성능과 발전기별 특성을 고려하여 주파수조정운전에 참여하도록 조문 명확화

ㅇ 일정출력 운전시를 제외하고는 주파수조정운전에 참여토록 함. 단, 계통평가위원회에서 의결받은 발전기별 특성과 열공급 상황을 고려하여 참여 가능

다. 개정효과

□ 열공급발전기의 실제 주파수제어운전 현장성능과 규정의 현행화

□ 신재생에너지 증가 등 전력계통변화에 대응성 향상

□  석탄가스화 복합발전(IGCC) 중앙급전 적용을 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 에너지 전환정책에 따른 재생에너지(태양광·풍력) 확대로 출력 변동성 및 불확실성으로 인한 전력계통 불안정성이 커지고 있으며, 이를 보완하기 위하여 출력제어가 가능한 자원 확보 필요

□ 최초 건설 시부터 전력거래소의 급전지시에 따라 운전할 수 있는 중앙급전발전기 요건을 충분히 갖추고 있으므로 IGCC를 중앙급전발전기로 전환하여 계통안정성에 기여

나. 주요 개정내용

□ 석탄가스화 복합발전(IGCC) 발전기 등록기준을 중앙급전으로 변경

□ 석탄가스화 복합발전기(IGCC)의 세부 기술요건 명확화

ㅇ IGCC의 출력변동률 및 조속기 속도조정률 기준 명시

□ 석탄가스화 복합발전기(IGCC)의 정산 기준 및 입찰 운영 절차 개정

ㅇ IGCC의 정산 및 입찰은 복합발전기에 준하여 적용

다. 개정 효과

□ 중앙급전발전기로 선제적으로 전환하여 전력계통 안정성 확보에 기여

□ 출력변동성 대응을 위한 신규 중앙급전발전기 운영·건설비용을 절감하여 전기소비자 권익 보호 기여

□  실계통기반 하루전시장 발전계획 수립 관련 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 실계통을 반영한 발전계획 및 가격결정을 통해 전력시장을 효율화하고 시장기능에 의한 계통안정성 확보 체계를 구축하고자 실계통기반 하루전시장 도입에 대한 규칙개정*을 완료한 바 있음

* “실계통기반하루전시장 도입을 위한 규칙개정(안)”(‘20.12 의결, 시행유예 1년)

□ 기존 실계통기반 하루전시장에 대한 규칙을 보완하고 시장참여자들과의 충분한 모의운영을 통한 제도의 완성도 제고 및 원활한 시행을 도모하고자 본 규칙개정안을 제안함

나. 주요 개정내용

구 분		개정 내용	기 타
1	입찰 및 가격발표 시간조정	‧ 업무시간 내 가격발표가 가능토록 시간 변경 (입찰 마감 14시, 가격발표 18시)	‧ (기존) 입찰 마감 10시, 가격 19시
2	가격결정 대상 변경	‧ 예비력 배분을 고려한 가격결정 조항 신설 ‧ 시장 외 자원인 PPA 발전기 가격결정 제외
3	보조서비스 정산	‧ 계통평가세부운영규정 예비력기준 개정(’21.10)에 따라 예비력 중복산정 구간 발생 ‧ 보조서비스 정산금이 과잉산정되지 않도록 중복영역을 제외하고 정산	‧ 보조서비스 정산금 및 예비력용량가치정산금 산정시 중복정산 되는 구간 제외
4	발전계획 수립기준	‧ 예비력할당기준 명확화, 예비력 관련 문구 수정 등 발전계획 수립기준 구체화
5	시장 감시	‧ 제약발전 변경입찰에 대한 시장감시 강화 및 자율제재금 조항 신설	‧ 부당 목적으로 초기 제약입찰대비 20%이상 변경입찰시 제제금 부과
6	규칙 적용시기	‧ “실계통기반하루전시장”도입에 대한 충분한 시범운영기간을 갖고자 유예기간을 6개월 연장	‧ “실계통기반 하루전시장 도입을 위한 규칙개정(안)”(‘20.12 의결, 유예 1년 ) ‧ 한전, 발전6사, 지역난방 등 18개 회원사 시행시기 조정을 요청

다. 개정 효과

□ 발전계획 수립절차 상의 모호한 기준을 구체화 함에 따라 실계통기반 하루전시장의 안정적인 시행에 기여

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□  재생에너지전기공급사업 제도의 도입을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산 기준 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 (중략) <신설> Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 (중략) <신설> Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 개별 직접구매자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 일반발전기의 한계가격에 개별 구매자의 유효구매전력량을 곱한 값으로 한다. 즉, [eqn: rm ESC _{k,t} =Min(SMP _{t} ,`PC)` TIMES PEC _{k,t} TIMES 1,000] 여기서, ESCk,t(Energy Settlement for a Consumer) : 개별 직접구매자의 거래시간에 대한 전력량 정산금 PECk,t = MECk,t × TLFk,t × (1 + DLFC) × (1 + LLFCk) <신설> (중략) <신설> 2. 용량가격에 대한 정산 (중략) [eqn: rm CSC _{k,t} =CPC _{t} TIMES RP _{k} TIMES PFC _{k,t} TIMES 1,000] 여기서, CPCt = HCFi,t × CFCP PFCk,t = 1 + Max(0.9 - PFk,t, 0) [별표8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1.2 발전전력량(MGO), 유효구매전력량, 전력펌핑사용전력량(SD)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(Wh까지 계산)	[별표2] 정산 기준 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 (중략) 사. 직접전력거래 발전기 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 사. 직접전력거래 발전기 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP로 정산한다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )] [eqn: EEC _{i,t}] [eqn: =( sum _{i} ^{} MGO _{i,t} -` sum _{k} ^{} TRS _{k,t} ) TIMES {MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} MGO _{i,t}}] EECi,t(Excess Energy for a Consumer) : 직접전력거래로 공급되는 발전사업자의 시간대별 계량전력량이 전기사용자가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량 TRSk,t(Traded energy through Renewable energy Supplier) : 직접전력거래를 통해 거래된 전기사용자의 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값 MGOi,t : 직접전력거래를 통해 개별전기사용자에게 공급되는 i 발전기의 시간대별 계량전력량 Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 개별 직접구매자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 일반발전기의 한계가격에 개별 구매자의 유효구매전력량을 곱한 값으로 한다. 단, 직접전력거래를 통해서 공급받은 시간대별 전력량은 송전 또는 배전 손실률을 적용하여 유효구매전력량에서 제외한다. 즉, [eqn: rm ESC _{k,t} =Min(SMP _{t} ,`PC)` TIMES PEC _{k,t} TIMES 1,000] 여기서, ESCk,t(Energy Settlement for a Consumer) : 개별 직접구매자의 거래시간에 대한 전력량 정산금 PECk,t = Max{(MECk,t – ASRSk,t), 0} × TLFk,t × (1 + DLFC) × (1 + LLFCk) ASRSk,t = SRSk,t ×(1 – LFREk) × SROFk (중략) ASRSk,t(Adjusted SRSk,t) : 직접전력거래를 통하여 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값 SRSk,t(Supplied energy through Renewable energy Supplier) : 직접전력거래를 통하여 재생에너지전기공급사업자가 개별 전기사용자에게 공급하는 시간대별 전력량 LFREk(Loss Factor for Renewable Energy) : 개별직접구매자의 직접전력거래 전력량에 적용되는 손실계수로써 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률 SROFk(Supplied Renewable energy On Flag) : 전기사용자의 직접전력거래계약 여부 표시기로써, 직접전력거래를 통하여 공급받는 개별 전기사용자인 경우 1, 그렇지 않으면 0 2. 용량가격에 대한 정산 (중략) [eqn: rm CSC _{k,t} =CPC _{t} TIMES RP _{k} TIMES PFC _{k,t} TIMES 1,000] 여기서, CPCt = HCFi,t × CFCP HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi RCPi : 직접구매자의 기준용량가격(RCPi)은 당해연도 기준용량가격을 적용한다. RCFi : 직접구매자의 용량가격계수(RCFi)는 가장 인접한 중앙급전발전기의 용량가격계수(RCFi)를 적용한다. TCFt : 시간대별 용량가격계수 FSFi : 직접구매자의 연료전환성과계수는 1로 적용한다. PFCk,t = 1 + Max(0.9 - PFk,t, 0) [별표8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1.2 발전전력량(MGO), 유효구매전력량, 전력펌핑사용전력량(SD), 직접전력거래 초과발전량(EEC), 직접전력거래 거래량(TRS), 직접전력거래 공급량(SRS), 직접전력거래 공급량 조정값(ASRS)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(Wh까지 계산)	· 재생에너지전기공급사업자가 공급하는 전력량이 전기사용자의 사용량을 초과하는 경우 초과발전량 산정에 관한 정산식 · 직접구매자가 재생에너지전기공급사업자에게 전기를 공급받는 경우 · 공급받은 재생에너지에 송 □배전 손실을 고려하여 직접구매자의 계량값에서 제외 ·제3.2.1.2조에 따라 직접구매자의 용량가격적용안 반영 · 직접구매자의 용량가격 산정시 기준용량가격, 용량가격계수, 시간대별 용량가격계수 및 연료전환성과계수 정의 추가 · 소수점 규정 신설

□  수요반응자원시장 참여 활성화를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

(중략)

제12.2.2조(수요반응자원의 등록)

(중략)

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 다음 각 호에 따라 수요반응자원을 추가하여 등록신청을 할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15, 2019.11.07>

1. <생략>

2. 국민DR [신설 2019.10.10.] [신설 2019.11.07.] <개정 2020.7.8., 2021.9.18.>

추가등록 신청기간	추가등록 완료일	추가 전력거래기간
짝수년도 2월 15일~2월 20일	2월 28일 (윤년 29일)	짝수년도 3월 1일~다음해 11월 30일
짝수년도 4월 20일~4월 30일	5월 31일	짝수년도 6월 1일∼다음해 11월 30일
짝수년도 8월 15일~8월 20일	8월 31일	짝수년도 9월1일∼다음해 11월 30일
짝수년도 10월 20일∼10월 31일	11월 30일	짝수년도 12월 1일∼다음해 11월 30일
홀수년도 2월 15일~2월 20일	2월 28일	홀수년도 3월 1일~동일년도 11월 30일
홀수년도 4월 20일∼4월 30일	5월 31일	홀수년도 6월1일∼동일년도 11월 30일
홀수년도 8월 15일~8월 20일	8월 31일	홀수년도 9월1일∼동일년도 11월 30일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록 또는 등록 변경(말소 포함)하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응참여고객을 등록하고자 하는 수요반응자원별 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., 2019.12.31., 2020.7.8., 2020.11.01.>

1. 표준DR, 중소형DR, 국민DR, 플러스DR <개정 2021.1.1>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 20일 ∼ 10월 31일	12월 1일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	4월 20일 ∼ 4월 30일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

2. 국민DR [신설 2019.11.07.] <삭제 2020.7.8.>

(신설)

(중략)

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 다음 각 호의 기준에 따라 고객기준부하를 산정한다. <개정 2019.11.07.>

1. 생략

2. 국민DR [신설 2019.11.07.]

전력거래소가 매월 시작일로부터 2일 전(실 근무일 기준)까지 지정한 수요반응자원단위 고객기준부하 산정방식에 따라 수요반응자원별 산정한다.

(중략)

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가)

① 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. <개정 2019.11.07.>

1. 생략

2. 국민DR [신설 2019.11.07.]

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 사용전력량을 거래시간별로 합산하여 제12.5.2.1조에 따라 거래시간별 수요반응자원 단위 고객기준부하를 산정 후 거래시간별 실제 부하감축시간 동안 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 사용전력량의 합을 차감하여 산출한다.

(중략)

(신설)

(중략)

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18.>

(중략)

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

(중략)

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)

(중략)

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2020.7.8., 2021.1.1>

(중략)

나. 국민DR

(중략)

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

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

(중략)

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)

(중략)

7. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산 [신설 2021.1.1.]

(중략)

SIi,t < SLIi,t × 0.8 이면,

SLIPi,t = Max(SIi,t , 0) × SMPt × 0.8 × 1000

SIi,t ≥ SLIi,t × 0.8 이면,

SLIPi,t = Min[ Max(SIi,t , 0) ,  SLIi,t×1.2 ] × SMPt × 1000

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

CLIi,c,t = (MEi,c,t - ICBLi,c,t) × SLIFi,c,t

(중략)

Ⅵ. 수요반응자원의 연료전환성과계수 [신설 2019.12.31.] <번호변경 2021.1.1.>

(중략)

3. 수요반응자원의 발전기여도

(중략)

[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

(중략)

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

(중략)

제12.2.2조(수요반응자원의 등록)

(중략)

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 다음 각 호에 따라 수요반응자원을 추가하여 등록신청을 할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15, 2019.11.07>

1. <생략>

2. 국민DR [신설 2019.10.10.] [신설 2019.11.07.] <개정 2020.7.8., 2021.9.18.>

초기등록 신청기간인 홀수년도 10월, 11월을 제외하고 매월 15일부터 20일까지 추가등록 신청 가능하며, 추가등록 완료일은 매월 말일, 추가 전력거래기간은 추가등록 완료일 익일부터 초기 전력거래기간의 종료일까지로 한다.

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록 또는 등록 변경(말소 포함)하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응참여고객을 등록하고자 하는 수요반응자원별 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., 2019.12.31., 2020.7.8., 2020.11.01.>

1. 표준DR, 중소형DR, 플러스DR <개정 2021.1.1.>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 20일 ∼ 10월 31일	12월 1일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	4월 20일 ∼ 4월 30일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

2. 국민DR [신설 2019.11.07.] <삭제 2020.7.8.>

등록 신청기간은 제12.2.2조에 따른 국민DR 수요반응자원의 초기등록 및 추가등록 신청기간과 동일하며, 거래 적용일은 등록 신청 익월 1일부터로 한다.

(중략)

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 다음 각 호의 기준에 따라 거래시간별 고객기준부하를 산정한다. <개정 2019.11.07.>

1. 생략

2. 국민DR [신설 2019.11.07.]

가. 고객기준부하 산정방식은 매월 시작일로부터 2일 전(실 근무일 기준)까지 별표28에서 정한 방식 중 하나를 전력거래소가 지정하여 공지한다.

나. 고객기준부하는 수요자원별로 산정하며, 실시간 전력수요 의무감축요청 및 감축시험의 경우 감축에 참여한 수요반응참여고객의 사용전력량을, 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래의 경우 입찰에 참여한 수요반응참여고객의 사용전력량을 거래시간별 합산하여 산정한다.

다. 수요관리사업자는 실시간 전력수요 의무감축요청 및 감축시험 후 실근무일 기준 5일 이내에 수요자원별 감축에 참여한 수요반응참여고객의 목록을 전력거래소에서 정하는 방법으로 전송하여야 한다.

(중략)

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가)

① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. <개정 2019.11.07.>

1. 생략

2. 국민DR [신설 2019.11.07.]

제12.5.2.1조에 따라 산정한 고객기준부하에서 해당 고객기준부하 산정에 적용한 수요반응참여고객의 감축시간 사용전력량의 합을 차감하여 전력부하감축량을 산출한다.

(중략)

부  칙 (2021. 0. 0)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 다만, 별표26의 수요반응자원의 발전기여도는 2022년 6월 연료전환성과계수 산정 이후 적용하고 제12.5.2.3조, 별표26, 별표28의 국민DR 수요감축 및 플러스DR 수요증대와 관련된 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 6개월 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

(중략)

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18.>

(중략)

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

(중략)

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 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

(중략)

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2020.7.8., 2021.1.1>

(중략)

나. 국민DR

(중략)

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

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

(중략)

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 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

(중략)

7. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산 [신설 2021.1.1.] <개정 2021.0.0.>

(중략)

SIi,t < SLIi,t × 0.8 이면,

SLIPi,t = Max(SIi,t , 0) × SMPt × 0.8 × 1000

SIi,t ≥ SLIi,t × 0.8 이면,

SLIPi,t = Min[ Max(SIi,t , 0) ,  SLIi,t×1.2 ] × SMPt × 1000

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

CLIi,c,t = Max(MEi,c,t – ICBLi,c,t , 0) × SLIFi,c,t

(중략)

Ⅵ. 수요반응자원의 연료전환성과계수 [신설 2019.12.31.] <번호변경 2021.1.1.>

(중략)

3. 수요반응자원의 발전기여도

(중략)

[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 × (1+시장기준예비율)

B : 송전단 최대수요 × C%

C :	122 - (1+시장기준예비율)×100×D
	1–D

D :	당해연도 단위전력량당 운전유지비 + 기준용량가격 중 수전전력기본요금단가
	당해연도 기준용량가격

x : 연료비단가 기준 누적용량 + 해당 발전기 공급용량의 1/2

(중략)

국민DR 제도 활성화를 위해 수요반응자원 등록주기 단축

국민DR 제도 활성화를 위해 수요반응참여고객 등록주기 단축

국민DR 수요반응자원 참여 프로그램별 고객기준부하 산정방식 명시

국민DR 제도 활성화를 위해 해당시간 실적이 있는 수요반응참여고객을 수요관리사업자가 구분하도록 변경

국민DR 제도 활성화를 위해 해당시간 실적이 있는 참여고객만으로 자원을 평가하도록 변경

규정적용 시행일 명시

제12.5.2.1조  제1항 제2호 개정에 따른 변경

제12.5.2.1조  제1항 제2호 개정에 따른 변경

플러스DR 제도 활성화를 위해 해당시간 실적이 있는 참여고객만으로 자원을 평가하도록 변경

시장기준예비율 도입에 따른 산식 변경

□  석탄발전기 상한제약을 고려한 입찰기준 개정(안)

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제2장	발전입찰 및 가격결정

제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

<중 략>

③ 다음 각 호의 자료는 특별한 사유로 인해 변경이 필요한 경우 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출하여야 한다.

<중 략>

제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.31.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.

<중 략>

<신 설>

<신 설>

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

제2장 발전입찰 및 가격결정

제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

<중 략>

③ 다음 각 호의 자료는 특별한 사유로 인해 변경이 필요한 경우 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출하여야 한다. 단, 석탄발전기의 경우 미분기 운전 대수를 고려한 보조서비스 특성자료를 제출하여야 한다.

<중 략>

제2.3.2조(입찰서의 내용) ① 제2.31.1조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 거래시간별 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.

<중 략>

30. 미분기 운전대수(비상대기예비력으로 입찰한 상한제약 석탄발전기)

② 발전기의 공급가능용량은 발전계획신고기간 내의 각 거래시간을 기준으로 "0"이상으로 하되, 최대발전용량을 초과하지 않아야 하며, 시간대별 사용연료배분에 의한 발전가능량은 공급가능용량을 초과할 수 없고, 제약사유에 따른 하한제약보다는 커야한다. 단, 비상대기예비력으로 입찰한 상한제약 석탄발전기의 공급가능용량은 상한제약을 초과하여 속도조정률 특성에 따른 0.2Hz 변동시 응답가능한 주파수 추종 이론값 범위까지 적용할 수 있으나, 계통평가위원회에서 의결한 주파수추종 최대 운전범위를 초과할 수 없다.

·석탄발전기 미분기 운전 대수를 고려한 보조서비스 특성자료 제출

·비상대기예비력으로 입찰한 상한제약

·비상대기예비력으로 입찰한 상한제약 석탄발전기 공급가능용량 입찰가능 범위 규정

별표4(입찰운영 절차)

<중 략>

7.11.5 고정출력 및 상한제약은 연료량, 제약량, 공급가능용량과 동일해야 한다. 이때, 고정출력으로 입찰한 발전기의 발전량이 공급가능용량보다 허용오차를 초과해 작을 경우, 변경입찰을 통해 공급가능용량을 발전량으로 조정해야 한다.

<신 설>

별표4(입찰운영 절차)

<중 략>

7.11.5 고정출력 및 상한제약은 연료량, 제약량, 공급가능용량과 동일해야 한다. 이때, 고정출력으로 입찰한 발전기의 발전량이 공급가능용량보다 허용오차를 초과해 작을 경우, 변경입찰을 통해 공급가능용량을 발전량으로 조정해야 한다. 단, 비상대기예비력으로 입찰한 상한제약의 경우 석탄발전기에 한하여 상한제약을 초과하여 속도조정률 특성에 따른 0.2Hz 변동시 응답가능한 주파수 추종 이론값 범위까지 연료량 및 공급가능용량을 입찰할 수 있으나, 적용상한 범위는 계통평가위원회에서 의결한 주파수추종 최대 운전범위로 한다.

·비상대기예비력으로 입찰한 상한제약 석탄발전기 공급가능용량 및 연료량 입찰규정 개정

<신 설>

부 칙 (2021. 0. 00.)

제00조(석탄발전기 상한제약 입찰규정 개정에 대한 경과조치) 본 규칙 개정에 따른 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 규칙 개정일로부터 12개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날부터 시행한다.

·석탄발전기 상한제약 입찰규정 경과조치

[별지 제31호서식]

발 전 입 찰 서 (최초)

<중 략>

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

구 분		D-1			D			D+1
거래시간		19	~	24	1	~	24	1	~	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한
비상대기예비력

[별지 제31호서식]

발 전 입 찰 서 (최초)

<중 략>

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

구 분		D-1			D			D+1
거래시간		19	~	24	1	~	24	1	~	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한
비상대기예비력
미분기 운전대수

·미분기 운전대수 입찰을 위한 발전입찰서(최초) 개정

[별지 제33호서식]

발 전 입 찰 서 (변경)

<중 략>

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

구 분		D-1			D			D+1
거래시간		19	~	24	1	~	24	1	~	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한
비상대기예비력

[별지 제33호서식]

발 전 입 찰 서 (변경)

<중 략>

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

구 분		D-1			D			D+1
거래시간		19	~	24	1	~	24	1	~	4
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한
AGC	여부(○,✕)
	상한
	하한
비상대기예비력
미분기 운전대수

·미분기 운전대수 입찰을 위한 발전입찰서(변경) 개정

□  계통운영시스템 통신규격 관련 규칙개정(안)

현행	개정(안)	개정사유
[별표 13] [별표 13] 계통운영시스템 운영 절차 ∙ 계통운영시스템 운영 절차 <제목변경 2010.6.30> (중 략) 4.0 참고자료 4.1 <삭제 2012.12.31> 4.3 원격소 장치 운영지침<개정 2010.6.30> 4.4 EMS 원격소 장치 개발기술 규격서<개정 2010.6.30, 2012.12.31> (후 략)	[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차 <제목변경 2010.6.30> (중 략) 4.0 참고자료 4.1 <삭제 2012.12.31> 4.3 원격소 장치 운영지침<개정 2010.6.30> 4.4 EMS 원격소 장치 개발기술 규격서<개정 2010.6.30., 2012.12.31> 4.5 신재생자료취득장치 기술규격서 (후 략)	신재생자료취득장치에 대한 기술규격서를 공개하여 여러 민간업체가 제조할 수 있도록 하기 위함

□  적정 공급예비력 확보 기준 개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
별표18 발전기정지 및 휴전업무 절차 <중 략> 7.1 발전기 정지계획 조정기준 7.1.1 전력거래소는 전력시장 운영체제하에서 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 통하여 연중 안정적이고 경제적인 전력수급 운영계획을 수립하여야 하며, 적정 공급예비력을 확보하기 위하여 최대한 노력하여야 한다. 단, 적정 공급예비력은 아래 각호의 계통운영 변동성을 고려하여 산정한다. ① 전력수급 비상발령 예비력 수준 ② 최근 3년간의 전력수요 예측오차 ③ 최근 3년간의 발전기 동시 고장 실적	별표18 발전기정지 및 휴전업무 절차 <중 략> 7.1 발전기 정지계획 조정기준 7.1.1 전력거래소는 전력시장 운영체제하에서 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 통하여 연중 안정적이고 경제적인 전력수급 운영계획을 수립하여야 하며, 적정 공급예비력을 확보하기 위하여 최대한 노력하여야 한다. 단, 적정 공급예비력은 아래 각호를 고려한 합산 값으로 산정하며, 매년 계통평가위원회의 검토를 거쳐 결정한다. ① 전력수급 비상 준비단계 공급예비력 수준 ② 속응성자원 운영 기준에 따른 확보량 ③ 발전계획 변경이 필요한 수요예측 오차 수준 ④ 재생에너지 발전량 예측오차 수준 단, 재생에너지 발전량 예측오차 = 재생에너지 발전량 예측오차율×재생에너지 설비용량	·적정 공급예비력 신뢰성 확보 ·적정 공급예비력 명확화 ·재생에너지 불확실성 대응

□  열공급발전기의 주파수조정운전 참여규정 명확화를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정(안)	개정사유
[별표3] 전력계통 운영 기준 15.0 발전기의 주파수조정량 확보 15.1 중앙급전발전기는 최소발전용량부터 공급가능용량 이내 범위에서 자동발전제어(AGC) 및 주파수추종운전(G/F)을 하여야 한다. 다만, 다음 각호에 해당하는 발전기는 예외로 할 수 있다.<개정 2010.6.30> 15.1.1 설비 폐지가 확정된 노후발전기[신설 2010.6.30] 15.1.2 열공급, 농업용수 확보 등으로 항상 일정출력을 내야하는 발전기[신설 2010.6.30] 15.1.3 원자력발전기[신설 2010.6.30] 15.1.4 산업통상자원부 심의를 거쳐 예외가 인정된 발전기[신설 2010.6.30] 15.1.5 중앙급전 구역전기발전기[신설 2019.1.2] <신 설>	[별표3] 전력계통 운영 기준 15.0 발전기의 주파수조정량 확보 15.1 중앙급전발전기는 최소발전용량부터 공급가능용량 이내 범위에서 자동발전제어(AGC) 및 주파수추종운전(G/F)을 하여야 한다. 다만, 다음 각호에 해당하는 발전기는 예외로 할 수 있다.<개정 2010.6.30> 15.1.1 설비 폐지가 확정된 노후발전기[신설 2010.6.30] 15.1.2 농업용수 확보 등으로 항상 일정출력을 내야하는 발전기[신설 2010.6.30]<개정 2021.0.00> 15.1.3 원자력발전기[신설 2010.6.30] 15.1.4 산업통상자원부 심의를 거쳐 예외가 인정된 발전기[신설 2010.6.30] 15.1.5 중앙급전 구역전기발전기[신설 2019.1.2] 15.1.6 열공급으로 일정출력 운전을 하는 발전기 (단, 하한제약 또는 열공급 미시행시는 계통평가 위원회에서 의결받은 발전기별 특성과 열공급 상황을 고려하여 참여)[신설 2021.0.00.]	- 열공급발전기 예외항목 신설로 기존항목 삭제 - 열공급발전기 예외항목 신설 및 명확화
<제15장 보칙> <신 설>	<제15장 보칙> 부 칙 (2021.00.00.) 제1조(열공급발전기의 주파수조정운전 참여규정 명 확화) 별표3 15.1.2 및 15.1.6 열공급발전기 주파수조정운전 참여규정은 계통평가위원회를 통해 발전기별 기술특성을 의결 받은 후 시행한다.	- 시행시기 조정

□  석탄가스화 복합발전(IGCC) 중앙급전 적용을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정(안)	개정사유
제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 제1.2.4조(발전기의 등록기준) ① (현행과 동일) ② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다. 1~4. (현행과 동일) 5. 신에너지및재생에너지개발·이용·보급촉진법 제2조의 규정에 의한 신재생에너지(수력, 제주지역 바이오중유 제외)를 이용하여 전기를 생산하는 발전기 6. 집합전력자원 ③ (현행과 동일)	제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 제1.2.4조(발전기의 등록기준) ① (현행과 동일) ② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다. 1~4. (현행과 동일) 5. 신에너지및재생에너지개발·이용·보급촉진법 제2조의 규정에 의한 신재생에너지(수력, 제주지역 바이오중유, 석탄가스화 복합발전(IGCC) 제외)를 이용하여 전기를 생산하는 발전기 6. 집합전력자원 ③ (현행과 동일)	· 석탄가스화 복합발전기(IGCC) 중앙급전발전기 적용을 위한 근거사항 추가
[별표 3] 전력계통 운영 기준 <중 략> 13.0 조속기 및 전기저장장치의 속도조정률 정정 전력거래에 참여하는 발전기의 조속기 및 전기저장장치의 속도조정률은 다음과 같이 정정함을 원칙으로 한다. 다만, 원자력 발전기는 그 특성을 고려하여 예외로 할 수 있으며, 기력발전기의 속도조정율은 원자재 수급불안 등으로 인하여 부득이 발전기 제작시에 정해진 연료설계범위를 초과 또는 미달하는 연료를 사용하는 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2006.9.14., 2015.5.7.> 13.1 조속기 속도 조정율(단, 2005년 1월 23일 이전에 전력시장에 진입한 발전기는 발전설비 특성에 따라 변동가능)<개정 2006.9.14> 13.1.1 수력 및 내연발전기 : 3.0～4.0% 13.1.2 가스터빈 발전기 : 4.0～5.0% 13.1.3 기력발전기 : 5.0～6.0% 13.2 전기저장장치의 속도조정률 : 2.0% 이내 [신설 2015.5.7.] 13.3 신규접속 발전기(복합화력발전기의 스팀터빈 제외)의 부동대는 최대 0.06% 이내로 정정함을 원칙으로 한다.<개정 2006.9.14., 번호 변경 2015.5.7.> 14.0 발전기의 출력변동 허용치 각 발전기의 출력변동 허용치 운영기준은 다음 각호와 같다. 다만, 제2호의 발전기 출력변동율은 원자재 수급불안 등으로 인하여 부득이 발전기 제작시에 정해진 연료설계범위를 초과 또는 미달하는 연료를 사용하는 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2006.9.14> 14.1 경사변동폭 : 운전중 기력발전기의 연속적인 출력변동 가능치 14.1.1 석탄발전소 : 정격용량의 20% 이상 14.1.2 중유발전소 : 정격용량의 20% 이상 14.2 발전기 출력변동율 (단, 2005년 1월 23일 이전에 전력시장에 진입한 발전기는 발전설비 특성에 따라 변동가능)<개정 2006.9.14> 14.2.1 석탄발전소 : 정격용량의 3.0%/분 이상<개정 2006.9.14> 14.2.2 중유발전소 : 정격용량의 4.5%/분 이상<개정 2006.9.14> 14.2.3 가스터빈 발전소 : 정격용량의 5.0%/분 이상<개정 2006.9.14.>	[별표 3] 전력계통 운영 기준 <중 략> 13.0 조속기 및 전기저장장치의 속도조정률 정정 전력거래에 참여하는 발전기의 조속기 및 전기저장장치의 속도조정률은 다음과 같이 정정함을 원칙으로 한다. 다만, 원자력 발전기는 그 특성을 고려하여 예외로 할 수 있으며, 기력발전기의 속도조정율은 원자재 수급불안 등으로 인하여 부득이 발전기 제작시에 정해진 연료설계범위를 초과 또는 미달하는 연료를 사용하는 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2006.9.14., 2015.5.7.> 13.1 조속기 속도 조정율(단, 2005년 1월 23일 이전에 전력시장에 진입한 발전기는 발전설비 특성에 따라 변동가능)<개정 2006.9.14> 13.1.1 수력 및 내연발전기 : 3.0～4.0% 13.1.2 가스터빈 발전기 : 4.0～5.0% 13.1.3 기력발전기 : 5.0～6.0% 13.1.4 석탄가스화 복합발전기(IGCC) : 4.0% 이내 13.2 전기저장장치의 속도조정률 : 2.0% 이내 [신설 2015.5.7.] 13.3 신규접속 발전기(복합화력발전기의 스팀터빈 제외)의 부동대는 최대 0.06% 이내로 정정함을 원칙으로 한다.<개정 2006.9.14., 번호 변경 2015.5.7.> 14.0 발전기의 출력변동 허용치 각 발전기의 출력변동 허용치 운영기준은 다음 각호와 같다. 다만, 제2호의 발전기 출력변동율은 원자재 수급불안 등으로 인하여 부득이 발전기 제작시에 정해진 연료설계범위를 초과 또는 미달하는 연료를 사용하는 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2006.9.14> 14.1 경사변동폭 : 운전중 기력발전기의 연속적인 출력변동 가능치 14.1.1 석탄발전소 : 정격용량의 20% 이상 14.1.2 중유발전소 : 정격용량의 20% 이상 14.2 발전기 출력변동율 (단, 2005년 1월 23일 이전에 전력시장에 진입한 발전기는 발전설비 특성에 따라 변동가능)<개정 2006.9.14> 14.2.1 석탄발전소 : 정격용량의 3.0%/분 이상<개정 2006.9.14> 14.2.2 중유발전소 : 정격용량의 4.5%/분 이상<개정 2006.9.14> 14.2.3 가스터빈 발전소 : 정격용량의 5.0%/분 이상<개정 2006.9.14.> 14.2.4 석탄가스화 복합발전소(IGCC) : 정격용량의 3.0%/분 이상	· IGCC 조속기 속도조정률 명확화 · IGCC 출력변동률 명확화
부 칙 (0000. 00. 00.) <신설>	부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(석탄가스화 복합발전(IGCC) 중앙급전 적용을 위한 개정사항에 대한 경과조치) IGCC 기술요건에 관한 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준이 개정되는 날부터 시행한다. 제3조(정산기준 및 입찰운영절차에 대한 석탄가스화 복합발전기 적용범위) 석탄가스화 복합발전기(IGCC)는 [별표 2] 정산 기준 및 [별표 4] 입찰 운영 절차에 대해 복합발전기에 준하여 적용한다.

□  실계통기반 하루전시장 발전계획 수립 관련 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제1장	총 칙

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

127. “하루전발전계획” 이라 함은 거래일에 대하여 최초로 수립 및 통지되는 발전계획으로서, 한계가격 계산에 사용되며, 거래전일 19시까지 발표함을 원칙으로 한다. 단, 계통여건 변화, 휴일 및 기타 부득이한 경우에는 거래전일까지 발표할 수 있다. [신설 2021.1.1.] [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제2장	발전입찰 및 가격결정

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.<개정 2012.12.31., 2016.5.12., 2020.10.1.>

제2.3.2조(입찰서의 내용) ② 발전기의 공급가능용량은 발전계획신고기간 내의 각 거래시간을 기준으로 "0"이상으로 하되, 최대발전용량을 초과하지 않아야 하며, 시간대별 사용연료배분에 의한 발전가능량은 공급가능용량을 초과할 수 없고, 제약사유에 따른 하한제약보다는 커야한다. <개정 2006.12.26.>

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

(중략)

제2.3.3조(마감시간 이후 입찰자료의 변경)

(중략)

④ < 신 설 >

(중략)

제2.3.7조(수요예측 결과통지)  ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 17시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. <개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제4절 가격결정 <본절명칭변경 2021.1.1.>

제2.4.2조(한계가격의 결정) ⑤ 지역별 계통한계가격은 지역별 각 발전기의 유효가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다.

(중략)

5. 무부하가격(NLPi,t)는 증분가격만으로는 회수할 수 없는 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로서, 각 발전기의 연속운전시간에 대하여 계산한다.

(중략)

다. 나 목에도 불구하고, 각 발전기의 연속운전시간 내에 하한제약운전량이 입찰된 경우에는 전 연속운전시간에 대한 해당 발전기의 무부하가격은 0원/kWh으로 한다.

[eqn: sum _{t=x} ^{t=y} MEGW _{i,t} >0]인 경우, NLPi,t = 0

(중략)

6. 기동가격(SUPi,t)은 발전기의 기동에 소요되는 비용을 보전하기 위한 것으로서, 각 발전기의 연속운전시간에 대해 계산한다.

(중략)

다. 나목에도 불구하고, 각 발전기의 연속운전시간 내에 하한제약운전량이 입찰된 경우에는 전 연속운전시간에 대한 해당 발전기의 기동가격은 0원/kWh으로 한다.

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

(중략)

가. 비한계발전기로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 발전기가 최소발전용량(MGi)에 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ MGi + TO_MGi

(중략)

< 신 설 >

(중략)

나. 계통제약으로 운전되는 발전기로서, 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

(중략)

2) 발전기 그룹의 발전량 합계가 해당 그룹의 시간대별 최소 발전량 이하인 경우

[eqn: {under{0 LEQ sum _{i IN i _{A}} ^{} DAOS _{A,i,t} LEQ GCMN _{A,t}}}] <개정 2021.1.1.>

(중략)

제2.4.2조의 2(계통한계가격의 공개) ① 전력거래소는 지역별 계통한계가격을 거래전일 20시까지 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개함을 원칙으로 하되, 거래일이 휴일 및 연휴이거나 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 발표할 수 있다.

(중략)

제4장	계량과 정산 및 결제

(중 략)

제2절  정 산

(중 략)

제4.2.1.3조(보조서비스 정산) ① 전력거래소는 발전사업자가 제공한 다음 각호의 보조서비스에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.

(중 략)

< 신 설 >

5. 자체 기동

6. 기타 정산기준에 정한 사항

제5장	전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.1조(발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 효율적인 실시간 계통운영과 한계가격 산출을 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조, 제2.3.8조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 비중앙발전기의 예측발전량, 제12.4.2.8조 제1항 제2호의 기준수요 초과 및 제3호의 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분된 감축계획량, 제12.7.2.8조 제1항의 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에서 배분된 증대계획량, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.18.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제5.1.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조의 규정에 의한 발전계획 중 하루전발전계획의 결과를 거래전일 20시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 거래일이 휴일 및 연휴이거나, 시스템 장애 등 부득이한 경우 별표 9에 따라 24시까지 통지할 수 있다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제5.1.3조(조정발전계획의 수립 및 통지) ① 전력거래소는 제5.1.2조의 규정에 의한 통지 이후에도 다음 각호의 사유가 발생하는 경우에는 발전계획을 변경할 수 있다. <개정 2021.1.1.>

1. 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

2. 예상하지 못한 송전설비의 장애

3. 중대한 예측수요의 변화

< 신 설 >

4. 기타 발전계획의 수정을 필요로 하는 중요한 사안의 발생

제6장  전력시장 감시

제6장 전력시장 감시 ∙

(중략)

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

(중략)

< 신 설 >

12. 기타 경쟁적 전력시장의 조성 정도<호번호변경 2005.1.21., 2014.11.3., 2015.9.30., 2018.12.12.>

(중략)

제6.3.4조(시장감시 방법) ① 감시위원회는 제6.3.2조 제1항의 규정에 의한 자료와 전기사업자 및 수요관리사업자 등이 전력거래와 관련하여 전력거래소에 제출한 자료, 전력거래소가 시장 및 계통운영 과정에서 생산한 자료 등을 조사하는 방법으로 전력시장 및 중개시장을 감시한다. <개정 2017.12.29., 2018.12.12.>

(중략)

제6.4.4조(자율제재금)

(중략)

⑩ < 신 설 >

(중략)

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

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. <개정 2019.12.31.>

(중략)

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ⑤ 전력거래소는 제1항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량 배분 결과를 거래일 전일(실근무일 기준) 20시까지 수요반응자원 전력거래시스템을 통해 수요관리사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 통지할 수 있다. <항번호 변경 및 개정 2021.9.18.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제15장  보칙

제15장 보칙 ∙

제15.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 전력거래소에 주간, 일간 시운전발전계획을 다음의 일정 및 시각에 맞도록 별표 4에 따라 제출하여야 한다.

(중략)

4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 10시까지

(중략)

부  칙 (2021. 1. 1.)

제7조(실계통기반 하루전 시장 도입을 위한 규칙개정 사항에 대한 경과조치) 제1장, 제2장, 제3장, 제4장, 제5장, 제12장, 별표2, 별표3, 별표4, 별표5, 별표6, 별표8, 별표9, 별표10, 별표11, 별표18, 별표19, 별표22, 별표23, 별표24, 별표26의 실계통 기반 하루전시장 도입과 관련된 규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템을 보완하여 제1조에 의한 시행일로부터 1년 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
< 신 설 >
< 신 설 >
< 신 설 >

[별표2] 정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

(중략)

2. 공급가능용량에 대한 정산(중략)

가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26., 2019.1.2., 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

일반발전기의 용량정산금(CPi)은 발전사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 거래시간별 재선언공급가능용량 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다. 즉,

TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, Max(MGOi,t, FCAi,t)) × (HCFi,t + β) × 1,000

(중략)

FCAi,t : Max(OFCAi,t, MGOi,t, ORi,t)

(중략)

ORi,t  : RAi,t ≤ OFCAi,t이면  RAi,t와 같고, 그렇지 않으면(RAi,t > OFCAi,t)운영발전계획에서 반영된 공급용량 또는 예비력으로서, DAOSi,t > 0이면 ORi,t = RAi,t이고, 그렇지 않으면(DAOSi,t = 0) ORi,t = Min(TRSCi,t + QSRSCi,t, RAi,t)임 <개정 2020.4.1.>

7. 시운전 전력의 정산<개정 2006.12.26., 2021.1.1>

(중략)

다. 급전지시에 의해 발전하였으나 초기입찰에 참여하지 못한 시운전발전기의 정산[신설 2021.1.1.]

발전회사가 보칙 15.3조의 제8항에 의한 전력거래소의 급전지시에 의해 발전하였으나 초기입찰에 참여하지 못하여 가격결정발전계획에 미반영된 경우에는 다음과 같이 정산한다.

발전한 전력량에 대해서는 시장정산금과 변동비 중 큰 값과 용량가격으로 정산한다.

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준<개정 2006.9.14.>

1) 1차주파수제어서비스

① 발전사업자가 제공한 1차주파수제어서비스는 매시간별 1차주파수제어서비스를 제공한 발전기를 대상으로 제2항에 따라 정산한다. 단, 단위발전기별 계량전력량이 없는 경우에는 계통운영시스템(EMS)의 계량전력량(EAMGO)을 사용한다.

(중략)

2) 2차주파수제어서비스

<개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

② 2차주파수제어서비스 공급량, 제어가용률 가중치 및 제어성과 가중치는 다음 각호와 같이 적용한다.

1. 2차주파수제어서비스 공급량 (SCRQi,t)

2차주파수제어서비스 공급량은 계통운영시스템 (EMS)의 주파수제어예비력과 2차예비력의 합으로 다음과 같이 산정한다.

[eqn: SCRQ _{i,t} `=FCRSC _{i,t} `+SRSC` _{i,t}]

여기서,

FCRSCi,t : 발전기별 주파수제어예비력 1시간 평균

(EMS에서 1분 단위로 취득되는 상향예비력 기준)

[eqn: FCRSC _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} FCRSC _{i,m} )/60]

SRSCi,t : 발전기별 2차예비력 1시간 평균

(EMS에서 1분 단위로 취득되는 상향예비력 기준)

[eqn: SRSC _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} SRSC _{i,m} )/60]

주파수제어예비력 요구량은 자동발전제어 최대·최소 운전범위에서 운전 중인 발전기들의 주파수제어예비력 가용용량의 합산 값과 주파수제어예비력 확보기준값(700MW) 중 작은 값을 적용한다. 즉,

[eqn: FCRRQ _{t} =Min( sum _{i=1} ^{n} AFCQ _{i,t} `,`700)]

여기서,

AFCQ i,t : 발전기별 주파수제어예비력 가용용량(1시간 평균)

[eqn: AFCQ _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} AFCQ _{i,m} )/60]

AFCQi,m : 발전기별 주파수제어예비력 가용용량 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{min}]≤[eqn: IGQ _{i,m} ^{}]≤[eqn: LFC _{i,m} ^{max}]이면,

[eqn: AFCQ _{i,m} =Max(Min(LFC _{i,m}^{max} -IGO` _{i,m} ,5 TIMES RUR _{i} ),0)``]

그렇지 않으면, [eqn: AFCQ _{i,m} =0]

(중략)

3) 3차주파수제어서비스 [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

① 3차주파수제어서비스에 대한 정산은 EMS의 3차주파수제어서비스 공급량(정지상태의 3차예비력과 속응성 자원)을 제공한 경우에 한하여 제2항에 따라 정산한다. 단, 예비력 운영계획을 재수립할 경우, 재수립 이후 시간에 대해서는 신규 지정된 발전기에 한하여 정산한다.  [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

6) 예비력용량가치[신설 2021.1.1.][시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

② 발전사업자가 제공한 예비력용량가치는 아래와 같이 산정한다.

LOCRPi,t = LOCRQi,t × LOCRHF

여기서,

LOCRPi,t : 예비력용량가치 정산금액

LOCRQi,t : 예비력용량가치 공급량

LOCRHF : 예비력용량가치 정산단가 (분기별로 산정)   1. 예비력용량가치 공급량 (LOCRQi,t)

예비력용량가치 공급량은 주파수제어를 위해 제공된 예비력을 의미하며 1차주파수제어서비스 공급량과 2차주파수제어서비스 공급량의 합으로 산정한다.

LOCRQi,t = PCRQi,t + SCRQi,t

PCRQi,t : 발전기별 1차주파수제어서비스 공급량

SCRQi,t : 발전기별 2차주파수제어서비스 공급량

2. 예비력용량가치 정산단가 (LOCRHF)

예비력용량가치 정산단가는 직전년 공급실적기준으로 1차주파수제어서비스 및 2차주파수제어서비스를 제공한 발전기들의 연료비와 시장가격의 차이를 평균한 값을 바탕으로 분기별로 비용평가위원회에서 결정한다. 단, 석탄발전기의 예비력용량가치를 산정하는 경우 직전년도 발전기별 정산조정계수를 준용할 수 있다.

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1. 전력량에 대한 정산 <개정 2021.1.1.>

판매사업자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 발전기의 거래시간별 전력량정산금 총액에서 직접구매자의 거래시간별 전력량정산금 총액을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm ESS _{t} =( sum _{i} ^{} MEP _{i,t} - sum _{k} ^{} ESC _{k,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산[신설 2005.1.21]

1. 전력량에 대한 정산 <개정 2021.1.1.>

구역전기사업자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 전체 발전기의 거래시간별 전력량에 대한 정산금 총액에서 모든 직접구매자의 거래시간별 전력량정산금 총액을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다.  즉,

[eqn: rm ESLS _{d,t} =( sum _{i} ^{} MEP _{i,t} - sum _{k} ^{} ESC _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

[별표4] 입찰 운영 절차

6.3.1.3	두 가지 이상의 연료를 사용하는 발전기는 발전계획신고기간의 발전기 운전형태를 한 가지 연료만을 사용하는 것으로 하며, 두 가지 연료를 사용하여서는 아니 된다. 또한 사용연료를 변경할 때에는 제약사유란에 2차연료사용 또는 1차연료변경 사실을 명기하여야 한다. 특히, 1차연료변경의 경우에는 변경내용을 실근무일 기준 3일전까지 전력거래소에 서면통지하여야 하며, 일일 입찰시 이를 입력하여야 한다.<개정 2003.11.11>

(중략)

6.3.2.1	복합화력발전기는 기상청의 시간대별 예보온도를 기준으로 공급가능용량을 산정하여 입찰하되, 발전계획신고기간 내 일부 또는 전체 시간 동안 시간대별 예보온도가 발표되지 않은 경우에는 해당 거래일에 예보된 최고, 최저온도를 기준으로 다음과 같이 입찰한다. (거래시간기준)

(중략)

6.3.10.2	입찰은 거래전일 오전 10시까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 예측할 수 없는 발전기의 고장 등 부득이한 사유가 있는 경우에는 사유가 발생한 때로부터 2시간 이내에 변경된 입찰서를 제출하여야 하고, 휴일 예약입찰은 별표4 제12.2조에 따른다.

(중략)

7.1	입찰서가 유효한 거래일 날짜 <개정 2014.11.3.>

발전 및 전력부하감축(증대)에 대한 계획신고기간중 전력시장에서 전력이 거래되는 거래시간이 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간의 1일을 말한다. <개정 2021.1.1.>

(중략)

8.1	입찰서가 유효한 거래일 날짜

발전에 대한 계획신고기간중 전력시장에서 전력이 거래되는 거래시간이 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간의 1일을 말한다.

[별표5] 전력수요 예측절차

7.1.4.3 수요예측담당자는 해당 거래일의 시간대별 수요예측 자료를 회원에게 거래일 전일 15시까지 통지한다

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

<제목변경 2021.1.1.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

5.0	용어의 정의

(중략)

5.5	< 신 설 >

5.6	< 신 설 >

(중략)

7.2.2.2	발전제약사항 입력

(중략)

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

가. 주파수 조정용량 확보를 위해 발전기 기준출력 상한치를 아래와 같이 배분하여 운영

1) 기력, 복합, 수력 및 양수 : 입찰공급가능용량의 95%(단, 전기저장장치 및 석탄화력 이외의 발전기로 적정 예비력이 우선 확보될 수 있도록 석탄화력은 95%~100%로 배분가능) <개정 2010.11.30., 2015.5.7., 2016.5.12.>

2) 원자력 : 입찰공급가능용량의 100%에서 출력 고정운영

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

(중략)

3) 전력수급 상황이 악화되어 예상 운영예비력 5,500MW 미만 시 구역수요 초과입찰한 모든 중앙급전 구역전기사업자의 입찰 공급가능용량을 모두 반영하여 예비력을 확보한다. [신설 2019.1.2.] <개정 2019.12.13.>

(중략)

7.2.2.3  운영예비력 입력 [신설 2019.12.13.]

1. 운영예비력 확보량을 입력한다.

(중략)

[별표10] 연료제약발전기 운영절차

7.5.2.1  연․월간 제약물량으로 운영시
가. 제약연료 발전기의 입찰서 제출
규칙 제5.5.2조 제1항의 규정에 의거 제약연료를 주연료로 하는 발전설비를 보유한 발전사업자는 해당 발전기별 일일연료사용량을 발전량으로 환산하여 거래일 전일 오전 10시까지 모사전송방식 또는 기타 전력거래소가 정하는 방식에 의하여 제출하여야 한다.<개정 2006.9.14.>

(중략)

[별표12] 시장시스템 운영 절차

7.2.1	시스템운영부서는 매일 오전 10시에 입찰마감 상황을 점검한 후 미 입찰내역을 입찰부서로 통보하고, 입찰부서는 발전회원에게 확인하는 등 입찰에 대한 다중 점검(Cross Check)이 이루어질 수 있도록 하여야 한다.

(중략)

[별표30] 정부승인차액계약 처리 절차

(중략)

9.0	차액계약 차액정산

(중략)

9.2.1.1.3 기타정산금은 거래시간별 제약비발전 전력량정산금(PCOFF), 거래시간별 용량정산금(TPCP) 등을 반영한다.

[별지 제39호서식] <개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30., 2013.2.28., 2014.12.31., 2015.3.17., 2016.5.12.,2020.10.1.>

◦초기

정산금 통지서

◦최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-ISN, FSN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금	원
12 용량정산금	원
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금	원 원 원 원 원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금	KWh 원
15 수수료 151 전력거래수수료	원
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 기타 정산금	원
재생에너지 발전량 예측제도 정산금
예측제도 정산대상 발전량 예측제도 참여자 정산금	KWh 원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 520-350

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제39-1호서식] [신설 2016.5.12.]

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정산금 통지서  <비과세분>

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전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 < 신 설 >	원원
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금	원
13 예비력불이행 환수금	원
14 수수료 141 연회비	원
15 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
16 채무불이행 연체이자	원
2. 차액정산금	원
21 위약금	원
22 기타 정산금	원

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[별지 제40호서식] <개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30, 2013.2.28

2014.12.31., 2015.3.17., 2016.5.12.>

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 수수료 151 전력거래수수료
2. 차액정산금
재생에너지 발전량 예측제도 정산금

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[별지 제40-1호서식] [신설 2016.5.12.]

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전력거래대금  등                 <비과세분>

◦수정청구서

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전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 < 신 설 >
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

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[별지 제41호서식] <개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30, 2013.2.28

2014.12.31., 2015.3.17., 2016.5.12.>

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전력거래대금  등

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전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 수수료 151 전력거래수수료
2. 차액정산금
재생에너지 발전량 예측제도 정산금

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[별지 제41-1호서식] [신설 2016.5.12.]

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전력거래대금  등                 <비과세분>

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전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 < 신 설 >
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

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전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 520-350

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

제1장	총 칙

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

127. “하루전발전계획” 이라 함은 거래일에 대하여 최초로 수립 및 통지되는 발전계획으로서, 한계가격 계산에 사용되며, 거래전일 18시까지 발표함을 원칙으로 한다. 단, 계통여건 변화, 휴일 및 기타 부득이한 경우에는 거래전일까지 발표할 수 있다. [신설 2021.1.1.] [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제2장	발전입찰 및 가격결정

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 14시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다.<개정 2012.12.31., 2016.5.12., 2020.10.1.>

제2.3.2조(입찰서의 내용) ② 발전기의 공급가능용량은 발전계획수립기간 내의 각 거래시간을 기준으로 "0"이상으로 하되, 최대발전용량을 초과하지 않아야 하며, 시간대별 사용연료배분에 의한 발전가능량은 공급가능용량을 초과할 수 없고, 제약사유에 따른 하한제약보다는 커야한다. <개정 2006.12.26.>

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

(중략)

제2.3.3조(마감시간 이후 입찰자료의 변경)

(중략)

④ 발전사업자가 마감시간 이후 제2.3.2조 제1항 제8호의 규정에 의한 제약운전에 따른 발전계획량을 변경한 경우에는 해당 사유를 입찰서에 명기하여야 한다. 시운전, 성능시험, 자체시험 외의 사유로 입찰 마감시간까지 제출한 자료와 변경입찰 자료가 20%이상 차이가 발생하는 경우에는 전력거래소가 발전사업자에게 증빙서류를 요청할 수 있으며, 해당사업자는 7일 이내 증빙서류를 제출하여야 한다.

(중략)

제2.3.7조(수요예측 결과통지)  ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 18시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. <개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제4절 가격결정 <본절명칭변경 2021.1.1.>

제2.4.2조(한계가격의 결정) ⑤ 지역별 계통한계가격은 지역별 각 발전기의 유효가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다.

(중략)

5. 무부하가격(NLPi,t)는 증분가격만으로는 회수할 수 없는 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로서, 각 발전기의 연속운전시간에 대하여 계산한다.

(중략)

다. 나 목에도 불구하고, 각 발전기의 연속운전시간 내에 고정제약운전량 또는 하한제약운전량이 입찰된 경우에는 전 연속운전시간에 대한 해당 발전기의 무부하가격은 0원/kWh으로 한다.

[eqn: sum _{t=x} ^{t=y} MEGW _{i,t} >0]인 경우, NLPi,t = 0

(중략)

6. 기동가격(SUPi,t)은 발전기의 기동에 소요되는 비용을 보전하기 위한 것으로서, 각 발전기의 연속운전시간에 대해 계산한다.

(중략)

다. 나목에도 불구하고, 각 발전기의 연속운전시간 내에 고정제약운전량 또는 하한제약운전량이 입찰된 경우에는 전 연속운전시간에 대한 해당 발전기의 기동가격은 0원/kWh으로 한다.

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

(중략)

가. 비한계발전기로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 발전기가 최소발전용량(MGi), 1차예비력 계획량, 주파수제어예비력 계획량 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ MGi + DASPCRi,t + DASFCRi,t + TO_MGi

DASPCRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 1차예비력 계획량

DASFCRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 주파수제어예비력 계획량

(중략)

6) 판매사업자와 전력수급계약을 체결한 발전기는 한계가격을 결정하는데 제외된다.

(중략)

나. 계통제약으로 운전되는 발전기로서, 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

(중략)

2) 발전기 그룹의 발전량 합계가 해당 그룹의 시간대별 최소 발전량 이하인 경우

[eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} DAOS _{i,t} LEQ GCMG _{A,t}]

<개정 2021.1.1.>

(중략)

제2.4.2조의 2(계통한계가격의 공개) ① 전력거래소는 지역별 계통한계가격을 거래전일 18시까지 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개함을 원칙으로 하되, 거래일이 휴일 및 연휴이거나 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 발표할 수 있다.

(중략)

제4장	계량과 정산 및 결제

(중 략)

제2절  정 산

(중 략)

제4.2.1.3조(보조서비스 정산) ① 전력거래소는 발전사업자가 제공한 다음 각호의 보조서비스에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.

(중 략)

5. 예비력용량가치

6. 자체기동

7. 기타 정산기준에 정한 사항 <번호 변경 2019.12.13.>

제5장	전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.1조(발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 효율적인 실시간 계통운영과 한계가격 산출을 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조, 제2.3.8조 및 제15.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 비중앙발전기의 예측발전량, 제12.4.2.8조 제1항 제2호의 기준수요 초과 및 제3호의 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분된 감축계획량, 제12.7.2.8조 제1항의 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에서 배분된 증대계획량, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.18.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제5.1.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조의 규정에 의한 발전계획 중 하루전발전계획의 결과를 거래전일 18시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 거래일이 휴일 및 연휴이거나, 시스템 장애 등 부득이한 경우 별표 9에 따라 24시까지 통지할 수 있다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제5.1.3조(조정발전계획의 수립 및 통지) ① 전력거래소는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 하루전발전계획 이후 다음 각 호의 계통운영 여건의 변동상황을 추가적으로 고려하여 제5.1.2조의 규정에 의한 통지 이후에도 발전계획을 변경할 수 있다.

1. 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

2. 예상하지 못한 송변전설비의 장애

3. 중대한 예측수요의 변화

4. 수시변동성 및 조건부제약 등 고려되지 않은 제약 반영

5. 기타 발전계획의 수정을 필요로 하는 중요한 사안의 발생

제6장  전력시장 감시

제6장 전력시장 감시 ∙

(중략)

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

(중략)

12. 전력거래가격을 부당하게 높게 형성할 목적으로 전력거래소에 거짓 자료를 제출하는 행위

13. 기타 경쟁적 전력시장의 조성 정도<호번호변경 2005.1.21., 2014.11.3., 2015.9.30., 2018.12.12.>

(중략)

제6.3.4조(시장감시 방법) ① 감시위원회는 제6.3.2조 제1항의 규정에 의한 자료와 전기사업자 및 수요관리사업자 등이 전력거래와 관련하여 전력거래소에 제출한 자료, 전력거래소가 시장 및 계통운영 과정에서 생산한 자료 등을 조사하는 방법으로 제6.1.3조에 대하여 전력시장 및 중개시장을 감시한다. <개정 2017.12.29., 2018.12.12.>

(중략)

제6.4.4조(자율제재금)

(중략)

⑩ 발전사업자가 전력거래가격을 부당하게 높게 형성할 목적으로 제2.3.3조 제4항의 자료를 거짓으로 제출한 경우에는 제6.4.6조 제1항의 자율제재금을 적용하여 부과할 수 있다.

(중략)

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 거래일 전일 14시까지 하나의 입찰서로 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 제2호 및 제3호의 거래는 하나의 입찰서로 제출하여야 한다.<개정 2019.12.31.>

(중략)

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ⑤ 전력거래소는 제1항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량 배분 결과를 거래일 전일(실근무일 기준) 18시까지 수요반응자원 전력거래시스템을 통해 수요관리사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 통지할 수 있다. <항번호 변경 및 개정 2021.9.18.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

제15장  보칙

제15장 보칙 ∙

제15.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 전력거래소에 주간, 일간 시운전발전계획을 다음의 일정 및 시각에 맞도록 별표 4에 따라 제출하여야 한다.

(중략)

4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 14시까지

(중략)

제11장  공급인증서 거래 ∙

부  칙 (2021. 1. 1.)

제7조(실계통기반 하루전 시장 도입을 위한 규칙개정 사항에 대한 경과조치) 제1장, 제2장, 제3장, 제4장, 제5장, 제12장, 별표2, 별표3, 별표4, 별표5, 별표6, 별표8, 별표9, 별표10, 별표11, 별표18, 별표19, 별표22, 별표23, 별표24, 별표26의 실계통 기반 하루전시장 도입과 관련된 규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템을 보완하여 제1조에 의한 시행일로부터 1년 6개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
GCMGA,t	발전기 그룹제약 최소발전량 (Group Constraints of Minimum Generation)	MWh	전력거래소가 특정 지역의 안정한 계통운영을 위하여 지정한 발전기 그룹의 최소 발전량
DASPCRi,t	하루전발전계획에서 할당된 1차예비력 (Day Ahead Scheduled Primary Control Reserve)	MW	하루전발전계획 수립시 할당된 발전기별 1차예비력 용량
DASFCRi,t	하루전발전계획에서 할당된 주파수제어예비력 (Day Ahead Scheduled Frequency Control Reserve)	MW	하루전발전계획 수립시 할당된 발전기별 주파수제어예비력 용량

[별표2] 정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

(중략)

2. 공급가능용량에 대한 정산

(중략)

가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26., 2019.1.2., 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

일반발전기의 용량정산금(CPi)은 발전사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 거래시간별 재선언공급가능용량 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다. 즉,

TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, Max(MGOi,t, FCAi,t)) × (HCFi,t + β) × 1,000

(중략)

FCAi,t : Max(OFCAi,t, MGOi,t, ORi,t)

(중략)

ORi,t  : RAi,t ≤ OFCAi,t이면  RAi,t와 같고, 그렇지 않으면(RAi,t > OFCAi,t)운영발전계획에서 반영된 공급용량 또는 예비력으로서, DAOSi,t > 0이면 ORi,t = RAi,t이고, 그렇지 않으면(DAOSi,t = 0) ORi,t = Min(TRSCi,t + QSRSCi,t, RAi,t)임 <개정 2020.4.1.>

7. 시운전 전력의 정산<개정 2006.12.26., 2021.1.1>

(중략)

다. 급전지시에 의해 발전하였으나 초기입찰에 참여하지 못한 시운전발전기의 정산[신설 2021.1.1.]

발전회사가 보칙 15.3조의 제8항에 의한 전력거래소의 급전지시에 의해 발전하였으나 초기입찰에 참여하지 못하여 하루전발전계획에 미반영된 경우에는 다음과 같이 정산한다.

발전한 전력량에 대해서는 시장정산금과 변동비 중 큰 값과 용량가격으로 정산한다.

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준<개정 2006.9.14.>

1) 1차주파수제어서비스

① 발전사업자가 제공한 1차주파수제어서비스는 매시간별 1차주파수제어서비스를 제공한 발전기를 대상으로 제2항에 따라 정산한다. 단, 단위발전기별 계량전력량이 없는 경우에는 계통운영시스템(EMS)의 계량전력량(EAMGO)을 사용한다.

(중략)

2) 2차주파수제어서비스

<개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

② 2차주파수제어서비스 공급량, 제어가용률 가중치 및 제어성과 가중치는 다음 각호와 같이 적용한다.

1. 2차주파수제어서비스 공급량 (SCRQi,t)

2차주파수제어서비스 공급량은 계통운영시스템 (EMS)의 주파수제어예비력으로 하며 다음과 같이 산정한다.

[eqn: SCRQ _{i,t} `=][eqn: FCRSC` _{i,t}][eqn: +SRSC` _{i,t}]

여기서,

FCRSCi,t : 발전기별 주파수제어예비력 1시간 평균

(EMS에서 1분 단위로 취득되는 상향예비력 기준)

[eqn: FCRSC _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} FCRSC _{i,m} )/60]

SRSCi,t : 발전기별 2차예비력 1시간 평균

(EMS에서 1분 단위로 취득되는 상향예비력 기준)

[eqn: SRSC _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} SRSC _{i,m} )/60]

주파수제어예비력 요구량은 자동발전제어 최대·최소 운전범위에서 운전 중인 발전기들의 주파수제어예비력 가용용량의 합산 값과 주파수제어예비력 확보기준값(700MW) 중 작은 값을 적용한다. 즉,

[eqn: FCRRQ _{t} =Min( sum _{i=1} ^{n} AFCQ _{i,t} `,`700)]

여기서,

AFCQ i,t : 발전기별 주파수제어예비력 가용용량(1시간 평균)

[eqn: AFCQ _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} AFCQ _{i,m} )/60]

AFCQi,m : 발전기별 주파수제어예비력 가용용량 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{min}]≤[eqn: IGQ _{i,m} ^{}]≤[eqn: LFC _{i,m} ^{max}]이면,

[eqn: AFCQ _{i,m} =Max(Min(LFC _{i,m}^{max} -IGO` _{i,m} ,5 TIMES RUR _{i} ),0)``]

그렇지 않으면, [eqn: AFCQ _{i,m} =0]

(중략)

3) 3차주파수제어서비스 [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

① 3차주파수제어서비스에 대한 정산은 사전에 정지상태 3차예비력과 속응성자원으로 지정된 경우에 한하여 제2항에 따라 정산한다. 단, 예비력 운영계획을 재수립할 경우, 재수립 이후 시간에 대해서는 신규 지정된 발전기에 한하여 정산한다.  [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

6) 예비력용량가치[신설 2021.1.1.][시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

(중략)

② 발전사업자가 제공한 예비력용량가치는 아래와 같이 산정한다.

LOCRPi,t = LOCRQi,t × LOCRHF

여기서,

LOCRPi,t : 예비력용량가치 정산금액

LOCRQi,t : 예비력용량가치 공급량

LOCRHF : 예비력용량가치 정산단가 (계절별로 산정)

1. 예비력용량가치 공급량 (LOCRQi,t)

예비력용량가치 공급량은 주파수제어를 위해 제공된 예비력을 의미하며 1차주파수제어서비스 공급량과 2차주파수제어서비스 공급량의 합으로 산정하되, 중복되는 구간은 제외한다

LOCRQi,t = PCRQi,t + max(SRSCi,t – PCRQi,t, 0)

PCRQi,t : 발전기별 1차주파수제어서비스 공급량

SRSCi,t : 발전기별 2차예비력 1시간 평균

(EMS에서 1분 단위로 취득되는 상향예비력 기준)

[eqn: SRSC _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} SRSC _{i,m} )/60]

2. 예비력용량가치 정산단가 (LOCRHF)

예비력용량가치 정산단가는 직전년 공급실적기준으로 1차주파수제어서비스 및 2차주파수제어서비스를 제공한 발전기들의 연료비와 시장가격의 차이를 평균한 값을 바탕으로 제2.5.3조의 계절별로 비용평가위원회에서 결정한다. 단, 석탄발전기의 예비력용량가치를 산정하는 경우 직전년도 발전기별 정산조정계수를 준용할 수 있다.

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1. 전력량에 대한 정산 <개정 2021.1.1.>

판매사업자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 발전기의 거래시간별 전력량정산금 및 계획발전정산금 총액에서 직접구매자의 거래시간별 전력량정산금 총액을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉

[eqn: rm ESS _{t} =( sum _{i} ^{} (MEP _{i,t}][eqn: rm +SEP _{i,t}][eqn: rm )- sum _{k} ^{} ESC _{k,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산[신설 2005.1.21]

1. 전력량에 대한 정산 <개정 2021.1.1.>

구역전기사업자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 전체 발전기의 거래시간별 전력량에 대한 정산금 및 계획발전정산금총액에서 모든 직접구매자의 거래시간별 전력량정산금 총액을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다.  즉,

[eqn: rm ESLS _{d,t} =( sum _{i} ^{} (MEP _{i,t}][eqn: rm +SEP _{i,t}][eqn: rm )- sum _{k} ^{} ESC _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

[별표4] 입찰 운영 절차

6.3.1.3	두 가지 이상의 연료를 사용하는 발전기는 발전계획수립기간의 발전기 운전형태를 한 가지 연료만을 사용하는 것으로 하며, 두 가지 연료를 사용하여서는 아니 된다. 또한 사용연료를 변경할 때에는 제약사유란에 2차연료사용 또는 1차연료변경 사실을 명기하여야 한다. 특히, 1차연료변경의 경우에는 변경내용을 실근무일 기준 3일전까지 전력거래소에 서면통지하여야 하며, 일일 입찰시 이를 입력하여야 한다.<개정 2003.11.11>

(중략)

6.3.2.1	복합화력발전기는 기상청의 시간대별 예보온도를 기준으로 공급가능용량을 산정하여 입찰하되, 발전계획수립기간 내 일부 또는 전체 시간 동안 시간대별 예보온도가 발표되지 않은 경우에는 해당 거래일에 예보된 최고, 최저온도를 기준으로 다음과 같이 입찰한다. (거래시간기준)

(중략)

6.3.10.2	입찰은 거래전일 14시까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 예측할 수 없는 발전기의 고장 등 부득이한 사유가 있는 경우에는 사유가 발생한 때로부터 2시간 이내에 변경된 입찰서를 제출하여야 하고, 휴일 예약입찰은 별표4 제12.2조에 따른다.

(중략)

7.1	입찰서가 유효한 거래일 날짜 <개정 2014.11.3.>

발전 및 전력부하감축(증대)에 대한 계획수립기간중 전력시장에서 전력이 거래되는 거래시간이 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간의 1일을 말한다. <개정 2021.1.1.>

(중략)

8.1	입찰서가 유효한 거래일 날짜

발전에 대한 계획수립기간중 전력시장에서 전력이 거래되는 거래시간이 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간의 1일을 말한다.

[별표5] 전력수요 예측절차

7.1.4.3 수요예측담당자는 해당 거래일의 시간대별 수요예측 자료를 회원에게 거래일 전일 18시까지 통지한다

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

<제목변경 2021.1.1.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

5.0	용어의 정의

(중략)

5.5 경제급전상한(ECOmax)
송전단 기준 발전계획량을 배분할 수 있는 발전계획프로그램 상의 경제급전 상한을 말한다.

5.6 필수운전발전기(Must Run)
계통제약 및 하한제약 입찰 등 발전기 자기사유로 인하여 거래시간에 반드시 운전해야 하는 발전기를 말한다.

(중략)

7.2.2.2	발전제약사항 입력

(중략)

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

가. 주파수 조정용량 확보를 위해 공급가능용량, 주파수추종상한(GFmax), 자동발전제어상한(AGCmax) 중 작은 값을 경제급전상한(ECOmax)으로 지정한다.

1) 기력, 복합, 수력 및 양수 : 입찰공급가능용량의 95%(단, 전기저장장치 및 석탄화력 이외의 발전기로 적정 예비력이 우선 확보될 수 있도록 석탄화력은 95%~100%로 배분가능) <개정 2010.11.30., 2015.5.7., 2016.5.12.>

2) 원자력 : 입찰공급가능용량의 100%에서 출력 고정운영

나. 규칙 별표3 1.3에 따른 운영예비력 확보량을 확보한다.

(중략)

3) 전력수급 상황이 악화되어 예상 공급예비력 5,500MW 미만 시 구역수요 초과입찰한 모든 중앙급전 구역전기사업자의 입찰 공급가능용량을 모두 반영하여 예비력을 확보한다. [신설 2019.1.2.] <개정 2019.12.13.>

(중략)

7.2.2.3  운영예비력 입력 [신설 2019.12.13.]

1. 운영예비력 확보량을 입력한다.

단, 발전계획프로그램상 1차예비력 확보량의 경우 아래 1), 2) 항목에서 확보된 용량을 별표3 1.3.2의 1차예비력 확보량에서 차감하여 적용한다.

1) 필수운전 발전기 : ∑(GF상한 – AGC상한)

2) 송전사업자용전기저장장치 :
∑(전기저장장치의 1차예비력 제공용량)

(중략)

[별표10] 연료제약발전기 운영절차

7.5.2.1  연․월간 제약물량으로 운영시
가. 제약연료 발전기의 입찰서 제출
규칙 제5.5.2조 제1항의 규정에 의거 제약연료를 주연료로 하는 발전설비를 보유한 발전사업자는 해당 발전기별 일일연료사용량을 발전량으로 환산하여 거래일 전일 14시까지 모사전송방식 또는 기타 전력거래소가 정하는 방식에 의하여 제출하여야 한다.<개정 2006.9.14.>

(중략)

[별표12] 시장시스템 운영 절차

7.2.1	시스템운영부서는 매일 14시에 입찰마감 상황을 점검한 후 미 입찰내역을 입찰부서로 통보하고, 입찰부서는 발전회원에게 확인하는 등 입찰에 대한 다중 점검(Cross Check)이 이루어질 수 있도록 하여야 한다.

(중략)

[별표30] 정부승인차액계약 처리 절차

(중략)

9.0	차액계약 차액정산

(중략)

9.2.1.1.3 기타정산금은 거래시간별 기대이익정산금(MAP), 거래시간별 용량정산금(TPCP) 등을 반영한다.

[별지 제39호서식] <개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30., 2013.2.28., 2014.12.31., 2015.3.17., 2016.5.12.,2020.10.1.>

◦초기

정산금 통지서

◦최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-ISN, FSN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

전력거래 정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금	원
12 용량정산금	원
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금	원 원 원 원 원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금	KWh 원
15 수수료 151 전력거래수수료	원
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 기타 정산금	원
3. 재생에너지 발전량 예측제도 정산금
예측제도 정산대상 발전량 31 예측제도 참여자 정산금	KWh 원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제39-1호서식] [신설 2016.5.12.]

◦초기

정산금 통지서  <비과세분>

◦최종

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◦ 발행번호 : KPX-ISN, FSN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

전력거래 정산금(1번 항목-2번 항목)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금	원원원
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금	원
13 예비력불이행 환수금	원
14 수수료 141 연회비	원
15 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
16 채무불이행 연체이자	원
2. 차액정산금	원
21 위약금	원
22 기타 정산금	원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제40호서식] <개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30, 2013.2.28

2014.12.31., 2015.3.17., 2016.5.12.>

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

전력거래 정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 수수료 151 전력거래수수료
2. 차액정산금
3. 재생에너지 발전량 예측제도 정산금

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제40-1호서식] [신설 2016.5.12.]

◦청구서

전력거래대금  등                 <비과세분>

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

전력거래 정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제41호서식] <개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30, 2013.2.28

2014.12.31., 2015.3.17., 2016.5.12.>

◦청구요청서

전력거래대금  등

◦수정청구요청서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

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

전력거래 정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 수수료 151 전력거래수수료
2. 차액정산금
3. 재생에너지 발전량 예측제도 정산금

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제41-1호서식] [신설 2016.5.12.]

◦청구서

전력거래대금  등                 <비과세분>

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

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

전력거래 정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

‧업무시간 내 발표를 위한 시간조정

‧업무시간 내 발표를 위한 시간조정

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧제약운전변경입찰을 통한 가격조작 방지(시장감시 기능 강화)

‧업무시간 내 발표를 위한 시간조정

‧ 문구명확화

(하한제약과 고정제약 모두 MEGW로 반영)

‧ 문구명확화

(하한제약과 고정제약 모두 MEGW로 반영)

‧가격결정 제외 명확화

(기존) 최소출력 →
(변경) 최소출력 및 하향예비력 제약에 해당되는 경우

- 하향예비력으로 더 이상 출력을 낮추지 못하는 경우도 제외

‧가격결정제외 명확화

- 시장외자원 가격결정 제외토록 명문화

‧제약조건명확화

(GCMG(그룹최소발량)변수로 변경)

‧업무시간 내 발표를 위한 시간조정

‧항목 보완
(별표2에 기 명기)

‧호번호 변경

‧호번호 변경

‧14장 신설에 따른 조번호 변경

‧업무시간 내 발표를 위한 시간조정

‧조정발전계획 수립기준 명확화

- 발전계획프로그램 기능으로 최적화 불가능 한 사항을 반영하여 수립

‧호번호 변경

‧제약운전변경입찰을 통한 가격조작 방지(시장감시 기능 강화)

‧호번호변경

‧제약운전변경입찰을 통한 가격조작 방지(시장감시 기능 강화)

‧제약운전변경입찰을 통한 가격조작 방지(시장감시 기능 강화)

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧1호(경제성DR)10시),

2,3호(피크저감,미세먼지)16시를 14시로 통일

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧실계통기반 하루전시장 시범운영 기간을 위한 유예기간 6개월 연장

‧제약조건 명확화를 위한 기호신설
(그룹제약 최소발전량)

‧제약조건 명확화를 위한 기호신설

(하루전발전계획상 1차예비력)

‧제약조건 명확화를 위한 기호신설

(하루전발전계획 상 주파수제어예비력)

‧하루전발전계획에 의해 가격결정이 이루어지게 됨에 따라 해당항목은 삭제

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧EMS 실적기준으로

정산되므로 불필요한 문구 삭제

‧주파수제어예비력에 대해서만 정산

- 평상시 주파수 유지를 위하여 상시 활용되는 자원에 대해 정산

‧사전에 지정된 정지상태 3차예비력과 속응성자원에 대하여 정지상태 대기에 대한 인센티브 정산

‧21-11차 비용평가실무협의회 의견

(정적손실계수 산정 기간과 일치)

‧21-3차 계통평가
위원회 의결결과
(EMS예비력실적
산정기준)에 따라
하여 정산수식 변경

- PCRQ와 SRSC의 중복구간 제외토록 산식 수정

- SRSC가 FCRSC를 포함하므로 SCRC에 대해서만 반영

- SCRC 설명 추가

‧21-11차 비용평가실무협의회 의견

(정적손실계수 산정 기간과 일치)

‧판매사업자의 전력량에 대한 정산 산식 수정

- 수력‧양수에 대한 계획발전정산금(SEP) 잔존

‧구역전기사업자의 전력량에 대한 정산 산식 수정

- 수력‧양수에 대한 계획발전정산금(SEP) 잔존

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧예비력할당기준 명확화를 위한 용어의 정의 신설

‧예비력할당기준 명확화를 위한 용어의 정의 신설

‧발전계획프로그램을 통해 에너지와 예비력은 동시최적화 하여 자동으로 할당되므로 삭제

‧신뢰도고시 제30조 1항4호에 따라 원자력은 예비력을 제공하지않으므로 규정화 불필요하여 삭제

‧예비력 할당
제약조건 설정

‧별표12 비상시 급전운영절차 7.2.2.1의 수급경보 발령 전 기준과 일원화

‧1차예비력 확보량 차감

- GF 상한이 AGC 상한보다 큰 경우 예비력에 대한 Cascading 모델이 적용되지 않는 구간이 발생하므로, GF상한과 AGC 상한의 차이를 1차예비력 확보량에서 차감

- 송전사업자용 ESS 도 1차예비력 확보량에서 차감

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧업무시간 내 발전계획 발표를 위한 시간조정

‧용어의 정의 변경에 따른 용어수정

‧최상단 합계금액에 재생에너지 발전량 예측제도 정산금이 포함되도록 수정

‧보조서비스정산금과 비상대기예비력정산금 항목 분리

‧최상단 합계금액에 재생에너지 발전량 예측제도 정산금이 포함되도록 수정

‧보조서비스정산금과 비상대기예비력정산금 항목 분리

‧최상단 합계금액에 재생에너지 발전량 예측제도 정산금이 포함되도록 수정

‧보조서비스정산금과 비상대기예비력정산금 항목 분리