전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	수소발전입찰시장 계약전력량 거래에 관한 규칙개정(안)	제23-4차 (2023. 7. 14)
2	전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙(안)	상동
3	전력시장 제도개선 제주 시범사업에 따른 DR 규칙개정(안)	상동

Ⅱ. 개정 내용

□  수소발전입찰시장 계약전력량 거래에 관한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ (제안배경)「수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률」제25조의6 제2항에 따른 수소발전입찰시장*(이하 “입찰시장”) 개설**

* 입찰시장은 실시간 전력거래 이전 수소발전량의 구매·공급에 관한 주요 조건을 계약하는 시장

** ’23.6.9.에 개설한 일반수소발전 입찰시장의 참여가능 설비는 수소연료 전소 발전기(연료전지 등)

□ (필요성) 입찰시장에서 계약한 수소발전기(이하 “계약발전기”)가 설비 준공 완료 후 전력시장 참여 시 적용할 운영 및 정산기준 마련 필요

ㅇ (운영기준) 계약발전기에 대해 급전지시 이행 의무를 부여하여 유연성 자원으로 활용하고, 설비용량 20MW 초과* 설비는 기술특성 등 제반여건을 마련하여 중앙급전발전기로 운영할 예정

*「전력시장운영규칙」제1.1.4조(발전기의 등록기준) 준용

ㅇ	(정산기준) 수소발전량에 대해 계약기간(20년) 동안 계약가격*으로 정산

* ①전력시장(SMP) 정산금 + ② 차액 정산금(계약가격과 전력시장가격(SMP)과의 차액)

□ (운영단계별 적용 규칙) 총 구매량 산정부터 계약체결 까지 수소발전입찰시장 운영규칙을 적용하고, 전력시장 참여 이후는 전력시장 운영규칙 적용

< 입찰시장 운영단계별 적용 규칙 >

규칙

수소발전입찰시장 운영규칙

전력시장 운영규칙

위원회

수소발전입찰시장 위원회

<준비기간>

규칙개정 위원회

운영

단계

총구매량 산정

입찰시장 개설

낙찰자

선정

계약체결

발전기 건설

전력시장 등록

계통운영 및 발전

계량·정산·결제

□ 입찰시장 계약발전기의 전력거래를 위해 본 규칙 개정을 제안함

나. 추진근거 및 추진경과

□ (추진근거)

ㅇ (법률) 「수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률」(’22.6) 및 동법 시행령(’22.12) 內 수소발전량 구매·공급의무 관련 장(제4장의2) 신설

ㅇ (고시) 「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」(’23.5)

ㅇ (10차 전기본(’23.1)) 연료전지 발전량, 수소·암모니아 혼소 발전량*을 통해 수소발전 입찰시장 신규설비 반영

* ’30년까지 연료전지 16TWh, 수소·암모니아 13TWh 보급

ㅇ (국정과제) 새정부 국정과제 21번(’22.5) 및 에너지정책방향(안)(’22.7)을 통해 청정수소 공급망 구축과 세계 1등 수소산업 육성 계획 발표

□ (추진경과) 「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」 제정 및 세계 최초 수소발전 입찰시장을 개설(상반기 일반수소발전 입찰시장)

수소법 개정	⇨ (규제 심사 등)	시행령‧ 시행규칙 개정	⇨ (관리기관 공모)	관리기관 지정 및 10차 전기본	⇨	고시(안) 행정예고	⇨	고시 및 운영규칙 제정	⇨	일반수소시장 개설(상반기)
’22.6월		’22.12월		’23.1월		’23.3~4월		’23.5월		’23.6.9.

다. 주요 개정내용

□ 계약발전기 운영기준

ㅇ	(일반원칙) 전력시장 등록, 계통운영 등에 관한 사항은 현행 규칙을 준용하고, 급전지시 이행 의무 부여

ㅇ (중앙급전) 설비용량 20MW 초과 발전기는 기술특성 적용 기준 등을 마련하여 중앙급전발전기로 운영할 예정이나 제반여건이 마련되기 전까지는 비중앙급전발전기로 운영

ㅇ (정산기준) 발전사업자, 판매사업자, 구역전기사업자 등에 대한 전력량 및 차액계약정산 정산금, 정산명세서 등

- (발전사업자) 입찰시장에서 계약한 연간 발전량의 100% 이내는 계약가격*으로 정산, 100%초과 발전량은 전력시장가격(SMP)으로 정산

* 계약가격 = 전력시장가격(SMP)+차액정산(계약가격과 전력시장가격(SMP)과의 차액)

- (판매‧구역전기사업자) 전력량 정산금은 현행 정산방식을 적용하고, 입찰시장 차액계약 정산금에 대한 정산은「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」<별표3>의 구매자별 구매량 비율 적용*

* 입찰시장 개설연도의 직전 연도 전력시장 전력거래량 비율

구분	전력량 정산금	차액계약 정산금
발전사업자	“계량전력량” × “SMP”	“계량전력량(계약전력량 이내)” × “Min(계약가격-SMP, 계약가격)”
판매‧구역전기사업자	현행 규칙(정산) 적용	「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」 <별표3> 구매자별 구매량 비율

라. 개정효과

□ 계약발전기의 계약가격 및 조건을 반영한 전력시장 운영 및 정산기준

마. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙(안)

가. 제안취지

□ 현행 하루전시장*은 화력발전기의 기동・정지에 중점을 두고 설계되어 예측불확실성 및 간헐성이 큰 재생에너지 수용에 한계가 있음

* (하루전시장) 거래일 하루전 전력시장의 낙찰과 가격결정이 완료되는 시장으로서, 실시간 여건 변동으로 낙찰량과 다르게 운전한 경우 시장가격 외적으로 개별 정산

□ 따라서, 실시간에 인접하여 가격과 거래량을 결정하는 실시간시장과 예비력*에 대해서도 시장가격으로 보상하는 보조서비스 시장 개설

* (예비력) 갑작스런 발전기 및 송변전 설비의 사고, 수요와 재생에너지 출력의 급격한 변동 등 계통여건 변화에 대응하기 위하여 발전하지 않고 남겨놓은 여분의 용량

□ 한편, 재생에너지 입찰제도를 통해 재생에너지를 시장 및 계통운영에 능동적으로 참여할 수 있게 함으로써 과공급 상황에 대해서도 유연하게 대처할 수 있는 제도적 기반을 마련

□ 이러한 시장구조 및 가격기능 고도화를 전국에 시행하기에 앞서 제주 시범사업을 선행함으로써 전력시장의 안정적 개선을 도모하고자 함

나. 추진근거 및 추진경과

□ (정책방향) 국정과제(`22.5), 새정부 에너지정책(`22.7), 제10차 전기본(`23.1)을 통해 실시간・보조서비스시장 및 재생에너지 입찰제도를 개설하여 경쟁과 시장원칙에 기반한 시장 환경을 구축한다는 계획을 발표

□ (제도설계) 전력거래소가 기본설계(안)을 마련하고 실시간시장W/G 및 차세대 전력시장 자문위원회의 자문을 거쳐 제도설계(안)을 마련

※ 그 외에도 현장・온라인 설명회 개최, 홈페이지 설계안 게시 등 설계내용 사전 공개한 후 사업자 대상 설문조사를 거쳐 의견을 수렴받고 설계 안에 반영하였음

다. 현황 및 개선방향

□ 하루전시장 단일 체제로 인한 실시간 가격기능의 미비

ㅇ (현  황) 기존 화력발전기를 대체하여 불확실성이 큰 재생에너지가 확대됨에 따라 시장 외적인 방법으로 실시간 수급여건에 대응

ㅇ (문제점) 하루전 예측한 상황과 실시간 수급여건 간의 편차가 발생 하는 경우 하루전 예측을 기반으로 정해진 거래량・거래가격의 정확성이 떨어지게 되어 시장 비효율을 유발할 우려가 있음

ㅇ (개선방향) 하루전시장에 더하여 실시간 수급여건을 반영하여 낙찰・시장가격을 결정하는 실시간시장을 신설

□ 예비력에 대한 가격 정확도 제고

ㅇ (현  황) 지난해 시장제도 개선(`22.9)을 통해 예비력에 대한 요금제를 도입하였으나 작년 동분기 예비력 실적을 기반으로 단가를 책정하고 있어 시간대별 정확한 가치를 보상하지 못함

ㅇ (문제점) 재생에너지 증가에 따라 실시간 계통 운영 시 예비력 과부족 현상이 빈번하게 발생하고 있으나 예비력 요금과 실시간 예비력 가치 간의 괴리로 예비력을 제공하고자 하는 유인 약화

ㅇ (개선점) 예비력시장을 신설하여 예비력의 가치를 실시간 예비력 가격으로 발현*하여 예비력 제공 및 관련 설비투자 유인을 강화

* 예비력 과부족에 따른 가격 등락 발생으로 적정 예비력 수준을 만족할 수 있음

□ 재생에너지 증가에 따른 실시간 변동성 문제

ㅇ (현  황) 재생에너지가 증가한 만큼 화력발전기는 감소하고 있어 계통 전반적으로 유연성 자원이 부족해지고 있는 상황

ㅇ (문제점) 재생에너지는 전력시장 개설 당시와 비교하여 그 비중이 크게 증가하였음에도 불구하고 비중앙자원으로서 시장가격 정산만 받을 뿐 시장과 계통에서의 실질적인 역할은 없음

ㅇ (개선점) 재생에너지가 입찰을 통해 전력시장에 참여할 수 있도록 허용하고, 제어가능 자원으로 전환시켜 시장과 계통에서의 역할을 확대

라. 주요 개정내용

□ (시 행 일) 규칙개정 공고일로 부터 6개월 이내 시행

□ (경과사항) 시행일부터 전국 확대 적용 전(‘25년말 예상)까지 본 규칙 유효

□ 실시간시장

ㅇ (목적) 재생E의 불확실성 및 변동성이 증가함에 따라 최종 급전지시가 이루어지는 실시간에 가까운 전력시장을 신설하기 위함

ㅇ (시장구조) 하루전시장과 실시간시장의 이중시장 구조로 구성

- (현재) 하루전시장(1시간 단위로 다음날 24시간에 대해 하루전 1회 개설)

- (변경) 하루전시장+실시간시장(15분단위, 2시간에 대해 당일 15분마다 개설)

ㅇ (이중정산) 하루전시장 계약량은 하루전가격으로 정산하고 실시간 변동량은 실시간가격으로 정산하여 사업자의 계약이행 유인 강화

하루전계약량×하루전가격 + (발전실적-하루전계약량)×실시간가격

ㅇ (현행 대비 변경) 하루전시장에 더해 실시간시장 추가 개설

ㅇ (기대효과) 전력시장을 통한 실시간 수급균형(밸런싱) 확보

□ 보조서비스(예비력)시장

ㅇ (목적) 계통유연성을 공급하는 피크자원에 대한 정당한 보조서비스 제공 대가를 지급하기 위함

ㅇ (내용) 실시간시장과 함께 15분 단위의 예비력시장을 도입하고 예비력을 시장 상품화하여 실시간으로 거래

- 상품유형 : 주파수제어예비력, 1차, 3차예비력(제주 예비력 종류와 동일)

- 시장구조 : 실시간시장과 동시최적화를 통한 예비력 종류별 낙찰

- 가격결정 : 에너지대비 예비력의 기회비용(한계비용)으로 결정

ㅇ (현행 대비 변경) 예비력용량가치정산금은 예비력시장으로 보조서비스정산금은 마일리지정산금으로 전환

ㅇ (기대효과) 예비력 부족(과다)시 예비력가격이 인상(하락)되므로
예비력의 실시간 가치 반영 → 변동성 대응 유연성 확보에 기여

□ 재생에너지 입찰제도

ㅇ (목적) 재생에너지 확대에 따른 변동성 완화를 위해 재생에너지 발전기의 중앙급전화(재생에너지의 주력자원화)를 유도하기 위함

ㅇ (등록) 급전가능 재생에너지로 구분하여 자원 등록

- 급전가능 재생에너지 : 개별 또는 VPP 용량이 1MW를 초과하며 급전가능 한 경우 급전가능 재생에너지로 등록할 수 있음

* 단, 설비용량이 3MW를 초과하는 경우 급전가능 재생에너지로 등록하여야 함

(의무화 요청 사유 : 사업 초기 일부 사업자만 제도에 참여할 경우 참여한 사업자만 출력제어를 부담하게 되므로 제도 참여율이 저조할 수 있어, 현재 출력제어의 90%를 담당하고 있는 사업자가 모두 참여하여 공정하게 출력제어를 분담해 줄 것을 협조 → 개별 사업자의 부담을 완화하기 위한 조치임)

- 그 외 재생에너지 : 현재와 동일(비중앙급전발전기)

ㅇ (발전입찰) 최대 10개 구간에 대해 공급가능용량과 입찰가격 제출

ㅇ (발전계획) 급전가능 재생E의 입찰서를 고려하여 발전계획 수립

- 중앙급전발전기의 변동비와 급전가능 재생E의 입찰가격을 토대로 총비용이 최소화되도록 최적화 과정을 거쳐 발전계획 수립

⇒ 시장원리에 따라 경제성에 의해 낙찰 여부가 결정

ㅇ (가격결정) 급전가능 재생E도 가격결정 자격을 가짐

ㅇ (수익구조) 급전가능 재생E는 중앙급전발전기와 동등한 대가 지급

구 분	에너지 정산금 (SMP)	부 가 정산금 (Uplift)1)	용 량 정산금 (CP)2)	예비력 정산금 (AS)3)	임밸런스 페널티 (IMBP)4)
중앙급전발전기	○	○	○	○	○
급전가능 재생E	○	○	○	-	○
비중앙급전 재생E	○	-	-	-	-

1) 부가정산금 : 하루전발전계획 이후 추가 출력제어 지시를 받은 경우 기대이익정산금 지급

2) 용량정산금 : 실효용량 기준으로 지급(ESS 연계 등 출력지속시간에 따라 차등, 북미 기준 준용)

3) 보조서비스 정산금 : 시범사업 시에는 AS 성능요건을 요구하지 않고 전국 확대부터 고려

4) 임밸런스 페널티 : 급전지시 대비 계량값의 편차가 허용오차를 초과할 경우 페널티 부과

ㅇ (예측제도 병행) 예측제도는 재생에너지 입찰 시 정확도를 높이고자 학습기회를 제공한 것이므로 입찰제도 도입 시 종료되어야 하나,

- 전환기(예측제도→입찰제도) 조치로 제주 시범사업 동안 예측자원이 입찰제도 참여시 현행 예측 정산금의 50%를 1년간 지급

ㅇ (기대효과) 제어가 어려운 재생에너지를 제어가능 자원으로 전환(중앙급전화)함에 따라 재생에너지 자체 변동성 저감 유도

마. 개정 효과

□ (효율성 측면) 연료비가 없는 재생에너지 입찰 참여 및 급전지시 이행능력 확보로 자원의 최적 배분과 사회적 후생의 극대화 달성

□ (안정성 측면) 재생에너지 증가에 대비하여 계통운영 안정성을 확보하면서 시장원리에 따라 가치를 보상받을 수 있는 시장구조 형성

□ (정책적 측면) VPP의 시장참여 모델을 구축함으로써 재생에너지 발전량 예측, 전력IT, 원격제어 등의 전력신사업 활성화에 기여

바. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

ㅇ 다만, 제주 예비력가격 산정을 위한 HVDC 예비력가격 기회비용 기준과 관련하여서는, 위원 간 이견이 있어 전력거래소가 운영하는 실시간·보조서비스시장 W/G에서 절충점을 모색하고, 합의 도출이 어려울 경우 위원의 가부 의견을 서면으로 받아 결의하기로 함

- 실시간·보조서비스시장W/G 회의결과(7.20) HVDC의 예비력 기회비용은 예비력용량가치정산단가를 반영하는 것으로 결정

<HVDC 예비력 기회비용 변경사항>

기 존	변 경
제주SMP – 육지SMP + 예비력용량가치정산단가	예비력용량가치정산단가

	<실시간·보조서비스시장W/G 회의결과(7.20)>
실시간시장 및 예비력시장이 제주에 우선 도입됨에 따라 육지계통을 단순화하여 처리해야 하는 한계를 고려하여, 육지로부터 HVDC를 통해 제공되는 예비력의 기회비용은 예비력용량가치정산단가를 반영하는 것으로 결정* * 설정사유 : 육지 발전기가 예비력 제공시 지급받는 대가가 예비력용량가치단가이기 때문 (예비력용량가치정산단가 : 전년 분기별 예비력 제공 실적에 따라 계산된 평균 기회비용)

□ 기타 문구 보완 및 경미한 오류수정

전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙(안)

가. 제안취지

□ 제주 전력시장 시범사업 개시에 따른 제주지역 DR 운영방식 개정 필요

ㅇ 제주 전력시장 시범사업을 위한 규칙개정이 진행 중이며, 제주 실시간 시장 및 재생에너지 입찰제도 도입으로 SMP 변경 예정

현행	변경
하루전 SMP 수립	하루전 SMP 및 실시간 SMP 수립
하루전 SMP ≥ 0	하루전 SMP 및 실시간 SMP ≤ 0 가능

나. 주요 개정내용

□ 제주 플러스DR 운영 절차 변경 (제12.7.3.7조, 제12.7.4.1조)

ㅇ (낙찰·발령조건 추가)‘SMP ≤ 0’일 시 신재생발전기의 출력제어가 발생하므로, 하루전시장 낙찰 및 당일시장 발령조건에 추가

【 제주 플러스DR 운영 절차 개정사항 】

구분	현행	개정(안)
하루전시장 낙찰조건	➀ 익일 예측출력제어량 ≥ 기준출력제어량	➀ 익일 예측출력제어량 ≥ 기준출력제어량 ➁ 하루전 SMP ≤ 0
당일시장 발령조건	➀ 당일 예측출력제어량 ≥ 기준출력제어량	➀ 당일 예측출력제어량 ≥ 기준출력제어량 ➁ 실시간 SMP ≤ 0
낙찰/발령 예외	-	단, 발전계획에서 고정가격계약을 체결한 신재생발전기의 출력제어가 결정될 경우 플러스DR을 낙찰/발령하지 않음*

* 고정가격계약 신재생발전기는 최종적으로 장외에서 고정가격수준으로 보상받아 실질적으로 ‘SMP ≤ 0’ 이 적용되지 않으므로, 낙찰/발령에서 제외

□ 제주 플러스DR 정산방식 변경 (별표26, 제12.6.2.6~7조)

ㅇ (지급 주체) 제주지역 신재생발전사업자 → 판매사업자

ㅇ (정산단가) 제주 SMP → 봄·가을철 중간부하* 평균 전력량요금

* 플러스DR 발령 가능성 높은 시간대

【 제주 플러스DR 정산방식 개정사항 】

구분	현행	개정(안)
지급 주체	제주 신재생발전사업자	판매사업자
정산단가	제주SMP	봄·가을철 중간부하 평균 전력량요금 (별도산정 가격)
개념	발전사업자가 제주SMP 가격으로 수요증대량 구매	판매사업자가 별도산정된 가격으로 수요증대량 구매
거래구조	REC 신재생발전사 판매사업자 플러스DR 참여자 SMP SMP 전기요금	REC 신재생발전사 판매사업자 플러스DR 참여자 ｜SMP(-)｜ 전기요금 전기요금 (전력량요금)

* 전기요금은 기본요금+전력량요금+기후환경요금+연료비조정요금으로 구성되며,
판매사업자는 전력량요금만 플러스DR 참여자에게 배분

□ 제주 수요반응자원(제주DR) 정산 산식 변경 (별표26)

ㅇ (SMP 변경사항 반영) 기존에 SMP로 사용하던 실적정산금 가격을 DR 낙찰 및 발령 시기에 따라 하루전 SMP 또는 실시간 SMP로 변경

프로그램 구분	낙찰/발령 시기	실적정산금 (정산가격 × 감축량)
		현행	변경
자발적DR	하루 전	SMP × 감축량	하루전 SMP × 감축량
감축시험	당일 1시간 전	SMP × 감축량	실시간 SMP × 감축량

ㅇ (피크수요DR* 추가정산) SMP가 0 이하인 상황에서 피크수요DR 감축 시 입찰하한가격과 SMP의 차이만큼을 추가로 정산하여, 입찰하한가격으로 실보상

【 (예시) SMP ≤ 0 인 경우, 피크수요DR 추가정산 】

[단위 : 원/kWh]

입찰하한가격 [A]	하루전 SMP [B]	피크수요DR 추가정산가격 [C = A-B]	최종정산가격 [D = B+C = A]
150	-50	200	150

* 발전계획 수립을 위한 전력수요 예측치가 동·하계 수급대책기간의 최대전력수요 기준전망치를 초과할 것으로 예상되는 경우, 그 초과분만큼 발전계획 수립 전에 수요감축함으로써 예비 발전력을 확보 가능한 DR 프로그램

다. 개정 효과

□ 실시간 시장 도입에 적합한 안정적이고 효율적인 DR시장 운영

□ 플러스DR 운영으로 판매사업자는 전력구입비 절감과 추가적으로 전력량요금을 제외한 전기요금 수익을 얻을 수 있어 국가적인 편익 발생

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

(붙임) 현행 규칙 및 개정(안) 대비표

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□  수소발전입찰시장 계약전력량 거래에 관한 규칙개정(안)

가. 제17장 수소발전입찰시장 계약전력량 거래

신 설(안)	개 정 사 유
제17장 수소발전입찰시장 계약전력량 거래 제1절 통칙 제17.1.1.조(목적) 이 장은 「수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률」제25조의6 제2항에 근거한 수소발전입찰시장에서 수소발전량 공급을 계약한 발전기의 계약전력량을 「전기사업법」제31조에 근거한 전력시장에서 전력거래를 하는 데에 필요한 사항을 정함을 목적으로 한다. 제17.1.2조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. 1. “수소발전”이라 함은 수소 또는 수소화합물을 연료로 전기 또는 전기와 열을 생산하는 것을 말한다. 2. “수소발전입찰시장”이라 함은 「수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률」제25조의6 제2항에 근거하여 수소발전량의 거래를 계약하는 시장을 말한다. 3. “수소발전입찰시장 고시”라 함은 산업통상자원부에서 고시한 「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」를 말한다. 4. “계약발전기“라 함은 수소발전입찰시장에서 수소발전량 공급을 계약한 발전기를 말한다. 5. “계약전력량“이라 함은 계약발전기가 수소발전입찰시장에서 계약한 수소발전량을 말한다. 6. “차액계약정산”이라 함은 수소발전입찰시장에서 계약발전기가 계약전력량 거래를 위해 계약한 총 계약단가와 전력시장 계통한계가격의 차이로 정산하는 것을 말한다. 제17.1.3조(적용범위) 이 장은 전력시장에서 수소발전입찰시장 계약전력량의 전력거래에 적용한다. 제17.1.4조(다른 장과의 관계) 이 장에 따른 수소발전입찰시장 계약전력량 거래에 대한 규칙은 전력시장운영규칙 내 다른 장의 규칙에 우선하여 적용한다. 제17.1.5조(계약발전기의 전력시장운영 일반원칙) ① 계약발전기는 제1.2.4조에 따라 전력시장에 등록하여야 한다. ② 계약발전기는 제5장 전력계통 운영에 관한 사항을 준수하여야 한다. ③ 계약발전기를 보유한 발전사업자는 계약발전기에 대한 전력거래소의 급전지시를 성실히 이행하여야 한다. 제2절 정산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제17.2.1.1조(계약발전기에 대한 정산금 산정) 전력거래소는 발전사업자가 보유한 계약발전기에 대해 다음 각 호를 고려하여 별표 2 및 별표 8에 따라 정산한다. 1. 실제 계량된 전력량에 대한 정산 2. 계약전력량에 대한 차액계약정산 제2관 판매사업자에 대한 정산 제17.2.2.1조(전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.2.1조를 따른다. 제17.2.2.2조(계약전력량에 대한 차액계약정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 계약전력량에 대한 차액계약정산금액은 별표 2에 따라 산정한 수소발전입찰시장 전체 계약발전기의 계약전력량에 대한 차액계약정산금액을 수소발전입찰시장 고시 <별표3>에 따른 연도별 구매자별 구매량 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제3관 구역전기사업자에 대한 정산 제17.2.3.1조(전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.4.1조를 따른다. 제17.2.3.2조(계약전력량에 대한 차액계약정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 계약전력량에 대한 차액계약정산금액은 별표 2에 따라 산정한 수소발전입찰시장 전체 계약발전기의 계약전력량에 대한 차액계약정산금액을 수소발전입찰시장 고시 <별표3>에 따른 연도별 구매자별 구매량 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제4관 직접구매자에 대한 정산 제17.2.4.1조(전력량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.3.1조를 따른다. 제5관 수소발전입찰시장 정산명세서 제17.2.5.1조(정산명세서) 수소발전입찰시장 정산명세서에 관한 사항은 제4.2.5.1조 내지 제4.2.5.7조에 따른다. 다만, 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산금의 청구는 별도로 정한 바에 따른다. 제17.2.5.2조(계약전력량 차액계약정산금 청구) ① 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자는 별표 2에 따라 전력거래차수별 결제일 이전에 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금을 전력거래소에 청구하여야 한다. ② 전력거래소는 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자로부터 청구서를 접수받은 후 별표 2에 따라 각 전력거래차수별 결제일 이전에 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금을 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자에게 청구하여야 한다. ③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 대금청구일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자 간의 합의에 따른다. ④ 제4.2.5.3조 제2항 및 제4.2.5.5조 제2항의 규정에 의한 분쟁조정절차에 따르는 이의신청의 경우에는 제7장의 규정에 의한 분쟁조정결과에 따라 정산한다. ⑤ 전력거래소는 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자의 고의 또는 과실로 발생하는 각종 가산세 등의 비용을 귀책 회원사에게 청구하여야 한다. ⑥ 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금에 대한 결제 및 전력거래전담 금융기관에 관한 규정은 규칙 제4장 제3절 및 별표 8에 따른다. 부 칙(2023. XX. XX) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고한 날부터 시행한다. 제2조(수소발전입찰시장 계약발전기의 전력시장 등록기준에 대한 경과조치) ① 규칙 제17.1.5조 제1항에 따라 전력시장에 비중앙급전발전기로 등록한 수소발전입찰시장 계약발전기 중 제1.1.2조 제1호의 설비용량을 초과하는 발전기는 중앙급전발전기로 전력시장에 참여하여야 한다. ② 전력거래소는 규칙개정 공고일로부터 24개월 이내에 비중앙급전발전기로 등록한 수소발전입찰시장 계약발전기 중 제1.1.2조 제1호의 설비용량을 초과하는 발전기를 중앙급전발전기로 전력시장에 참여하게 하기 위해 관련 사항의 보완을 완료하여 제1항을 시행하여야 한다. ③ 제1항을 시행하기 30영업일 이전에 전력거래시스템(e-power market)을 통해 사전 공지하여야 한다. 제3조(수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 및 정산명세서 등에 대한 경과조치) ① 제17장 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 및 차액계약정산금 정산명세서와 관련된 개정사항은 전산시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 12개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)을 통해 공지하는 날로부터 시행한다. ② 제1항의 경과규정에 따른 시행일 이전까지 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산은 수기로 정산하되, 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.	·목적 ·용어의 정의 ·적용범위 규정 ·본 장의 규칙이 다른 장 규칙보다 우선하여 적용 ·의무(전력시장 참여기준, 계통운영 및 급전지시 준수) ·계약발전기에 대한 정산금 항목 규정 ·판매사업자에 대한 정산항목 규정 ·구역전기사업자에 대한 정산항목 규정 ·직접구매자에 대한 정산항목 규정 ·기존 정산철자 준용 ·차액계약정산금 청구 대상을 고려하여 별도 규정 ·계약발전기의 전력시장 등록기준에 대한 경과조치 ·차액계약 정산명세서 및 수기 정산관련 경과조치

나. 제4장 계량과 정산 및 결제

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관 제4.3.2조(거래대금 결제) ① 전력거래소와 거래당사자간 거래차수별 전력거래대금, 거래수수료, 구매수수료 및 결제수수료 등의 결제일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다. (생략) 제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다. 1. 전력거래소 결제계좌 2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌 3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 계좌 4. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌 5. 채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌 6. 재생에너지전기공급사업자에 대한 직접전력거래 부가정산금 정산계좌	제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관 제4.3.2조(거래대금 결제) ① 전력거래소와 거래당사자간 거래차수별 전력거래대금, 거래수수료, 구매수수료 및 결제수수료, 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금 및 계약거래수수료 등의 결제일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다. (생략) 제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다. 1. 전력거래소 결제계좌 2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌 3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 계좌 4~6. (좌동)	·거래대금 결제항목 추가 ·은행계좌 구성 추가

다. 제7장 분쟁조정

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
제1절 통칙 (생략) 7.1.2조(분쟁조정) 전력거래소 및 모든 회원은 전력시장, 중개시장 및 전력계통의 운영에서 발생하는 각종 분쟁을 해결하고자 하는 경우에는 제7.2.1조의 규정에 의한 분쟁조정위원회(이하 "조정위원회"라 한다)의 조정을 거쳐야 한다. 다만, 동일한 분쟁 사항에 대해 이미 법적 소송이 진행 중인 경우에는 분쟁조정신청이 접수되기 전에 법적 소송이 취하되거나 각하된 경우를 제외하고는 분쟁조정을 중복해서 신청할 수 없다.	제1절 통칙 (생략) 7.1.2조(분쟁조정) 전력거래소 및 모든 회원은 전력시장, 중개시장, 수소발전입찰시장 및 전력계통의 운영에서 발생하는 각종 분쟁을 해결하고자 하는 경우에는 제7.2.1조의 규정에 의한 분쟁조정위원회(이하 "조정위원회"라 한다)의 조정을 거쳐야 한다. 다만, 동일한 분쟁 사항에 대해 이미 법적 소송이 진행 중인 경우에는 분쟁조정신청이 접수되기 전에 법적 소송이 취하되거나 각하된 경우를 제외하고는 분쟁조정을 중복해 신청할 수 없다.	·분쟁조정 사항 추가

라. 별표1 기호 및 변수의 정의

현 행

개 정(안)

개 정 사 유

<신 설>

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CSAi,t	차액계약정산금 (Contract Settlement Amount)	원	수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금
SOGi,t	정산대상 전력량 (Settlement Object Generation)	MWh	수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약 정산대상 전력량
ACGi,y	연간계약전력량 (Annual Contracted Generation)	MWh	수소발전입찰시장 계약발전기의 연간 계약전력량
MFPi,m	월별최종계약가격 (Monthly Final contract Price)	원/kWh	수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 최종계약가격
FCPi,	고정계약가격 (Fixed Contract Price)	원/kWh	수소발전입찰시장 계약발전기의 고정계약가격
CCPi,	변동계약가격 (Changable Contract Price)	원/kWh	수소발전입찰시장 계약발전기의 변동계약가격
FCIi,m	연료비 인덱스 (Fuel Cost Index)	-	수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 연료비 인덱스
NPPi	미이행 페널티가격 (Non-compliance Penalty Price)	원/kWh	수소발전입찰시장 계약발전기의 미이행 페널티 가격
HBMSt	판매사업자에 대한 수소발전입찰시장 차액계약정산금 (Hydrogen power Bidding Market settlement for Sales company)	원	판매사업자에 대한 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금
HBMLd,t	구역전기사업자에 대한 수소발전입찰시장 차액계약정산금 (Hydrogen power Bidding Market settlement for Local sales company)	원	구역전기사업자에 대한 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금
PQSp	판매사업자의 구매량 (Purchase Quantity of Sales company)	Wh	수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량
PQLd,p	구역전기사업자의 구매량 (Purchase Quantity of Local sales company)	Wh	수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량

·기호 및 변수

지정

마. 별표2 정산 기준

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가~사. (생략) 아. <신 설> 2~16. (생략) 17. <신 설> Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산 1~7. (생략) 8. <신 설> Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산 1~7.(생략) 8. <신 설>	Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가~사. (좌동) 아. 수소발전입찰시장 계약발전기 수소발전입찰시장 계약발전기가 발전한 전력량은 SMP로 정산하며 기타 사항은 정산하지 않는다. 즉, [eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )] 2~16. (좌동) 17. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량에 대한 차액계약정산금은 다음과 같이 각 발전기의 월별 조정계약가격과 계통한계가격간의 차액으로 정산한다. 즉, CSAi,t =[eqn: sum _{t=1} ^{}]{Min(MFPi,m-SMPt,MFPi,m)×SOGi,t}×1000 여기서, CSAi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금 MFPi,m : 수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 최종계약가격으로서 아래와 같이 계산한다. 즉, MFPi,m = (CCPi×PCIi,m+FCPi╶NPPi) 여기서, CCPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 변동계약가격 PCIi,m : 수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 연료비 인덱스 FCPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 고정계약가격 NPPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 미이행 페널티가격, 별도의 페널티가격이 없는 경우 0을 적용함 SOGi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산대상 전력량으로서 아래와 같이 계산한다. 즉, SOGi,t = MIN(MGOi,t, Max(ACGi╶[eqn: sum _{h=1} ^{n}]MGOi,h, 0)) 여기서, ACGi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 연간 계약전력량 n : 당해연도 계약거래 시작일부터 거래시점 직전 시간까지의 총시간 수 [eqn: sum _{h=1} ^{n}]MGOi,h : 당해연도 계약거래 시작일부터 거래시점 직전 시간까지의 총 발전 전력량 Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산 1~7. (생략) 8. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 판매사업자가 부담해야 할 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 거래시간별 차액계약정산금은 수소발전입찰시장 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량 차액계약정산금 총액에 수소발전입찰시장 고시 <별표3>의 구매자별 구매량 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, HBMSt = [eqn: sum _{t} ^{} CSA _{i,t} TIMES {PQS _{p}} over {eqalign{(PQS _{p} +PQL _{p} )# `}}] 여기서, HBMSt : 판매사업자에 대한 수소발전입찰시장 차액계약정산금 CSAi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금 PQSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량 PQLd,p : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량 PQLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 총 구매량으로 한다. 즉, PQLp = [eqn: sum _{d} ^{} PQL _{d,p}] p : 수소발전입찰시장 계약전력량 구매년도 Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산 1~7.(생략) 8. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 구역전기사업자가 부담해야 할 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 거래시간별 차액계약정산금은 수소발전입찰시장 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량 차액계약정산금 총액에 수소발전입찰시장 고시 <별표3>의 구매자별 구매량 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, HBMLd,t = [eqn: sum _{t} ^{} CSA _{i,t} TIMES {PQL _{d,p}} over {eqalign{(PQS _{p} +PQL _{p} )# `}}] 여기서, HBMLd,t : 구역전기사업자에 대한 수소발전입찰시장 차액계약정산금 CSAi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금 PQSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량 PQLd,p : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량 PQLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 총 구매량으로 한다. 즉, PQLp = [eqn: sum _{d} ^{} PQL _{d,p}] p : 수소발전입찰시장 계약전력량 구매년도	·전력량 정산 항목 추가 ·계약전력량 차액계약정산 항목 추가 ·판매사업자에 대한 차액계약정산 항목 추가 ·구역전기사업자에 대한 차액계약정산 항목 추가

바. 별표 8 정산 및 결제 절차

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
5. 용어의 정의 <신 설> 7.0 절차 7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등 7.1.1 한계가격, 정산상한가격, 긴급정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP), 직접전력거래 부가정산금단가(UPR)는은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 단, 고정가격계약의 정산상한가격은 고정가격의 1,000분의1인 [원/kWh] 단위로 소수점 셋째자리까지 계산한다. 7.1.2 발전전력량(MGO), 유효구매전력량, 전력펌핑사용전력량(SD), 직접전력거래 초과발전량(EEC), 직접전력거래 거래량(TRS), 직접전력거래 공급량(SRS), 직접전력거래 공급량 조정값(ASRS), 전기사용자 직접전력거래 공급량(SRC), 판매사업자 계약체결 전력량(TESC)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(Wh까지 계산) 7.1.4 전력거래대금, 예측제도정산금, 전력거래수수료, 직접구매수수료 및 결제수수료의 단수처리는 국고단수계산법에 따라 청구금액의 10원미만은 절사한다. 7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지 7.8.1.2 <신 설> 7.8.2 전력거래소 정산담당자는 전력거래에 참여한 각 회원에게 해당 거래일의 전력거래수수료 및 직접구매수수료 내역을 최종정산금 통지일과 동일하게 최종정산금통지서로 통지하며 7.9 규정에 의하여 거래차수별 청구서에 수수료 내역을 포함하여 청구한다. 7.8.3 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 수수방법은 7.9(청구서 송부), 7.11(전력거래대금결제) 규정에 따른다. 7.11.6 전력거래대금의 채권양도 및 압류․가압류 7.11.6.1 전력거래 대금채권은 제3자에게 양도하거나 질권, 채권양도담보 등을 설정하여 담보로 제공할 수 없다. 다만, 다음 각 호의 채권양도 또는 질권설정에 한하여 7.11.6.2. 내지 7.11.6.10.에 따라 그 효력을 인정한다. 1. 수요반응자원 거래, 공급인증서 거래, 재생에너지 발전량 예측제도 정산금 채권을 제외한 전력거래 대금채권 2. 발전차액지원금 채권	5. 용어의 정의 5.26 수소발전입찰시장 계약거래수수료 수소발전입찰시장 운영에 소요되는 제반 비용 충당을 위해 「수소경제 육성 및 수소 안전관리에 관한 법률」제25조의7 제3항에 의거 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자에게 부과하는 수수료 7.0 절차 7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등 7.1.1 한계가격, 정산상한가격, 긴급정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP), 직접전력거래 부가정산금단가(UPR), 월별최종계약가격(MFP), 차액계약정산금(CSA)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 단, 고정가격계약의 정산상한가격은 고정가격의 1,000분의1인 [원/kWh] 단위로 소수점 셋째자리까지 계산한다. 7.1.2 발전전력량(MGO), 유효구매전력량, 전력펌핑사용전력량(SD), 직접전력거래 초과발전량(EEC), 직접전력거래 거래량(TRS), 직접전력거래 공급량(SRS), 직접전력거래 공급량 조정값(ASRS), 전기사용자 직접전력거래 공급량(SRC), 판매사업자 계약체결 전력량(TESC), 정산대상전력량(SOG)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(Wh까지 계산) 7.1.4 전력거래대금, 예측제도정산금, 수소발전입찰시장 차액계약정산금, 전력거래수수료, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 및 결제수수료의 단수처리는 국고단수계산법에 따라 청구금액의 10원미만은 절사한다. 7.8 전력거래수수료, 연회비, 직접구매수수료 및 수소발전입찰시장 계약거래수수료 내역 통지 7.8.1.2 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 대상 회원에게 부과되는 수소발전입찰시장 계약거래수수료는 정산대상 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정한다. 7.8.2 전력거래소 정산담당자는 전력거래에 참여한 각 회원에게 해당 거래일의 전력거래수수료, 직접구매수수료 및 수소발전입찰시장 계약거래수수료 내역을 최종정산금 통지일과 동일하게 최종정산금통지서로 통지하며 7.9 규정에 의하여 거래차수별 청구서에 수수료 내역을 포함하여 청구한다. 7.8.3 전력거래수수료, 연회비, 직접구매수수료 및 수소발전입찰시장 계약거래수수료 수수방법은 7.9(청구서 송부), 7.11(전력거래대금결제) 규정에 따른다. 7.11.6 전력거래대금의 채권양도 및 압류․가압류 7.11.6.1 전력거래 대금채권은 제3자에게 양도하거나 질권, 채권양도담보 등을 설정하여 담보로 제공할 수 없다. 다만, 다음 각 호의 채권양도 또는 질권설정에 한하여 7.11.6.2. 내지 7.11.6.10.에 따라 그 효력을 인정한다. 1. 수요반응자원 거래, 공급인증서 거래, 재생에너지 발전량 예측제도 정산금 채권, 수소발전입찰시장 차액계약정산금 채권을 제외한 전력거래 대금채권 2. 발전차액지원금 채권	·수소발전입찰시장 계약전력량 거래에 관한 계약거래수수료 정의 신설 ·단수처리 ·단수처리 ·단수처리 ·수소발전입찰시장 계약거래수수료 추가 ·수소발전입찰시장 계약거래수수료 수수방법 추가 ·제외대상 추가

사. 별지

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
[별지 제39호 서식]	[별지 제39호 서식]
[별지 제39-1호 서식]	[별지 제39-1호 서식]
[별지 제40호 서식]	[별지 제40호 서식]
[별지 제40-1호 서식]	[별지 제40-1호 서식]
[별지 제41호 서식]	[별지 제41호 서식]
[별지 제41-1호 서식]	[별지 제41-1호 서식]

전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙(안)

가. 제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙(신설)

신 설(안)

개 정 사 유

제16장  전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙

제1절  통칙

제16.1.1조(목적) 전력시장 개선에 관한 제주 시범사업(이하 “시범사업”이라 한다)의 시행에 필요한 세부사항을 정함으로써 시범사업의 원활한 운영을 도모하는 것을 목적으로 한다.

제16.1.2조(적용범위) ① 이 장은 제주지역에서 전력거래를 하는 자에 대하여 적용한다.

② 시범사업과 관련하여 이 장에서 정하지 아니한 사항에 대하여는 별도의 지침을 마련하여 운용할 수 있다.

제16.1.3조(기본방향) ① 변동성 재생에너지 확대에 대응하기 위한 시장제도를 구현하고자 시범사업을 수행한다.

② 향후 제16.1.4조 각호의 제도가 전국에 본격적으로 안착할 수 있도록 하기 위하여 재생에너지 비중이 높은 제주지역에 시범사업으로 제도를 우선 도입하고 보완하는 기간을 가진다.

제16.1.4조(대상사업) 시범사업 대상사업은 다음 각 호와 같다.

1. 실시간시장

2. 예비력시장

3. 재생에너지 입찰제도

4. 기타 전력시장 개선과 관련된 제도개선 사항

제16.1.5조(일반원칙) 시범사업의 일반원칙은 다음과 같다.

1. 시장원칙이 작동하는 투명하고 합리적인 전력시장 체계를 조성한다.

2. 시장친화적인 방법을 통한 재생에너지의 주력 자원화를 도모한다.

3. 빠르게 변동하는 실시간 여건을 최대한 반영하는 시장구조를 구현한다.

4. 전력시장 및 전력계통 운영의 경제성 및 투명성을 제고한다.

제16.1.6조(다른 장과의 관계) 본 장에 따른 시범사업에 대한 규칙은 전력시장운영규칙 내 다른 장의 규정에 우선하여 적용한다.

제16.1.7조(다른 규칙과의 관계) 본 장에 따른 시범사업에 대한 규칙은 소규모전력중개시장운영에 관한 규칙에 우선하여 적용한다.

제16.1.8조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1. “하루전시장”이라 함은 “하루전에너지시장”을 말한다.

2. “하루전에너지시장”이라 함은 거래일 전일 하루전발전계획을 통해 수립된 거래일에 대한 하루전발전계획량을 하루전에너지가격으로 거래하기 위한 시장을 말한다.

3. “하루전시장 단위거래기간”이라 함은 하루전시장에서 거래시간을 구분하기 위한 단위기간을 말한다. 하루전시장 단위거래기간은 1시간으로 정하며 각 단위거래기간은 해당 단위거래기간의의 끝 시점으로 표시한다. (즉, 06시는 05:00직후부터 시작하여 06:00에 종료하는 기간을 의미한다.)

4. “하루전시장 입찰마감시간”이라 함은 하루전시장의 거래를 위하여 입찰자료를 제출할 수 있는 마지막시간을 의미한다. 하루전시장 입찰마감시간은 거래일 전일 오전 11시로 정한다.

5. “하루전발전계획”이라 함은 거래일 전일 거래일에 대하여 수립하는 발전계획을 말한다. 하루전발전계획에서는 하루전발전계획수립기간에 대한 발전기별 하루전발전계획량, 하루전에너지가격 및 하루전주파수제어예비력계획량, 하루전1차예비력계획량, 하루전3차예비력계획량을 동시에 결정한다.

6. “하루전발전계획 수립기간”이라 함은 하루전발전계획이 수립되는 기간을 말한다. 하루전발전계획 수립기간은 거래일 01시부터 24시까지로 정한다.

7. “당일발전계획”이라 함은 거래시점 1시간 전 1시간 간격으로 반복 수립하는 발전계획을 말한다. 당일발전계획은 매 시간의 00분 마다 정기적으로 수립하되, 수요‧재생에너지 예측값의 급격한 변동 및 발전기‧송변전 설비의 고장 등이 발생한 경우 추가로 수립할 수 있다. 당일발전계획에서는 당일발전계획 수립기간에 대한 발전기별 발전계획량 및 주파수제어예비력계획량, 1차예비력계획량, 3차예비력계획량을 하루전발전계획 이후 거래일의 계통 여건 변동사항을 고려하여 수립한다.

8. “당일발전계획 단위수립기간”이라 함은 당일발전계획에서 시간을 구분하여 발전계획을 수립하기 위한 단위기간을 말한다. 당일발전계획 단위수립기간은 30분으로 정하며, 각 단위수립기간은 해당 단위거래기간의 끝 시점으로 지칭한다. (즉, 06시는 05:30직후부터 시작하여 06:00에 종료하는 기간을 의미한다.)

9. “당일발전계획 수립기간”이라 함은 당일발전계획이 수립되는 기간을 말한다. 당일발전계획 수립기간은 거래시점으로부터 12시간 후 까지 총 12시간 24개 구간으로 정한다.

10. “실시간시장”이라 함은 “실시간에너지시장”, “실시간예비력시장”을 말한다.

11. “실시간에너지시장”이라 함은 실시간 수급여건 조정을 위해 하루전발전계획량 대비 계량값과의 편차를 실시간에너지가격으로 거래하기 위한 시장을 말한다.

12. “실시간시장 단위거래기간”이라 함은 실시간시장에서 거래시간을 구분하기 위한 단위기간을 말한다. 실시간시장 단위거래기간은 1시간을 4분할 한 15분으로 정하며 각 단위거래기간은 각각 1, 2, 3, 4구간으로 지칭한다. (즉, 06시 1구간은 05:00직후부터 시작하여 05:15에 종료하는 거래기간을 의미한다.)

13. “실시간시장 입찰마감시간”이라 함은 실시간시장의 거래를 위하여 입찰자료를 제출할 수 있는 마지막시간을 의미한다. 실시간시장 입찰마감시간은 입찰하고자 하는 시간대에 대한 첫 구간의 시작시점으로부터 75분 전으로 정한다.

14. “실시간예비력시장”이라 함은 계통운영시스템(EMS)에서 집계된 실시간주파수제어예비력, 실시간1차예비력, 실시간3차예비력을 각각 실시간주파수제어예비력가격, 실시간1차예비력가격, 실시간3차예비력가격으로 거래하는 시장을 말하며, “예비력시장”으로 달리 말할 수 있다.

15. “실시간발전계획”이라 함은 거래시점 30분 전 15분 간격으로 반복 수립하는 발전계획을 말한다. 실시간발전계획에서는 실시간발전계획 수립기간 중 첫 번째 구간에 대한 발전기별 실시간발전계획량, 실시간에너지가격, 실시간주파수제어예비력계획량, 실시간주파수제어예비력가격, 실시간1차예비력계획량, 실시간1차예비력가격, 실시간3차예비력계획량 및 실시간3차예비력가격을 결정한다.

16. “실시간발전계획 수립기간”이라 함은 거래시점으로 부터 120분 후 까지 총 2시간 8개 구간으로 정한다.

17. “제주 전력시장 발전계획 프로그램”이라 함은 전력거래소에서 하루전발전계획, 당일발전계획 및 실시간발전계획 수립에 사용하는 전산프로그램을 말한다.

18. “급전가능재생에너지자원”이라 함은 “급전가능재생에너지발전기” 및 “급전가능집합전력자원” 을 말한다.

19. “급전가능재생에너지발전기”라 함은 제16.2.3조 제4항 및 제5항에 해당하는 전력거래소의 급전지시를 따를 수 있는 풍력발전기, 태양광발전기를 말한다.

20. “급전가능집합전력자원”이라 함은 풍력발전기, 태양광발전기 및 전기저장장치를 통합하여 제16.2.4조 제3항 및 제4항에 해당하는 전력거래소의 급전지시를 따를 수 있도록 구성한 집합전력자원을 말한다.

21. “보유자원”이라 함은 급전가능재생에너지발전기 및 급전가능집합전력자원을 구성하는 주요자원과 보조자원을 말한다.

22. “주요자원”이라 함은 급전가능재생에너지발전기 및 급전가능집합전력자원에 속한 보유자원 중 직접 에너지를 생산할 수 있는 풍력발전기 및 태양광발전기를 말한다.

23. “보조자원”이라 함은 급전가능재생에너지발전기 및 급전가능집합전력자원에 속한 보유자원 중 주요자원에서 생산된 에너지를 저장 및 방전할 수 있는 전기저장장치를 말한다.

제16.1.9조(급전가능재생에너지자원의 의무) ① 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 제16.2.7조 제1항의 전력거래개시일부터 전력거래종료일에 해당하는 기간 동안 전력거래소에 다음 각 호의 사항을 제출하여야 한다.

1. 제16.3.1조부터 제16.3.5조까지 해당하는 입찰자료

2. 기타 계통운영, 시장 감시 등을 위하여 전력거래소가 요구하는 자료

② 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 또는 소규모전력중개사업자는 발전비용 최소화 및 전력계통의 안정 등을 위한 전력거래소의 급전지시를 성실히 이행하여야 한다.

③ 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 또는 소규모전력중개사업자는 급전가능재생에너지자원의 원활한 정산을 위하여 실시간자료 및 계량자료 취득 상황 등을 수시로 확인하여 각종 필수 데이터가 전력거래소로 원활히 전송되도록 한다.

④ 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 또는 소규모전력중개사업자는 전력거래소가 별도로 정하여 공지하는 정보보호 요구사항 등을 충족하여야 한다.

⑤ 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 또는 소규모전력중개사업자는 제1항 내지 제4항에 따른 의무를 숙지하여야 하며, 미이행시 급전가능재생에너지자원 자격정지의 사유가 될 수 있음을 인지한다.

제16.1.10조(시범사업 참여 의무) 설비용량이 3MW를 초과하는 풍력발전기 및 태양광발전기는 제16.1.8조 제19호의 급전가능재생에너지발전기 또는 동조 제20호의 급전가능집합전력자원으로서 시범사업에 참여하여 제16.1.9조의 의무를 이행하여야 한다.

제2절 급전가능재생에너지자원의 관리 기준

제16.2.1조(급전가능재생에너지발전기의 등록기준) 급전가능재생에너지발전기로 전력시장에 등록하고자 하는 자원은 아래 각 호의 기준을 모두 충족하여야 한다.

1. 주요자원 및 보조자원이 제주도 내 소재할 것

2. 주요자원이 풍력발전기 또는 태양광발전기이고 설비용량이 1MW를 초과할 것

3. 주요자원 및 보조자원을 보유한 사업자가 동일할 것

4. 주요자원 및 보조자원이 동일한 변전소 또는 개폐소에 연계되어 있을 것

5. 제16.2.3조의 규정에 해당하는 기술요건을 갖출 것

6. 제15장 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하지 않은 자원일 것

제16.2.2조(급전가능집합전력자원의 등록기준) 급전가능집합전력자원으로 전력시장에 등록하고자 하는 자원은 아래 각 호의 기준을 모두 충족하여야 한다.

1. 주요자원 및 보조자원이 제주도 내 소재할 것

2. 주요자원에 속하는 보유자원이 풍력발전기 또는 태양광발전기이고 설비용량이 20MW 이하일 것

3. 주요자원에 속하는 보유자원의 설비용량 합계는 1MW 초과 100MW 미만일 것

4. 동일한 소규모전력중개사업자가 주요자원 및 보조자원을 집합하여 구성할 것

5. 제16.2.4조의 규정에 해당하는 기술요건을 갖출 것

6. 제15장 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하지 않은 자원일 것

제16.2.3조(급전가능재생에너지발전기의 기술요건) ① 설비용량이 20MW를 초과하는 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU)를 이용하여 4초 주기의 실시간정보를 전용망을 통해 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다.

② 주요자원 설비용량이 1MW 초과 20MW 이하인 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 신재생자료취득장치를 이용하여 공용망을 통해 1분 주기의 실시간정보를 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. 다만, 발전사업자가 희망하는 경우 제1항의 원격소장치(RTU)에 해당하는 기준을 적용하여 정보를 제공할 수 있다.

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의하여 발전사업자가 전력거래소에 제공하여야할 실시간정보는 다음 각 호와 같다.

1. 주요자원에 대한 송전단 기준 유효전력(MW), 무효전력(MVar), 공급가능 유효전력(Available MW)

2. 주요자원이 풍력발전기인 경우 풍력발전기의 풍속, 풍향, 주변기온, 운전 중인 터빈 수

3. 주요자원이 태양광발전기인 경우 태양광발전기의 일사량, 주변기온

4. 보조자원이 있는 경우 전기저장장치의 송전단 기준 유효전력(MW), 무효전력(MVar), 충전상태(%), 최대‧최소충전용량(MW) 및 최대‧최소방전용량(MW)

5. 기타 전력거래소가 요청하는 실시간 정보

④ 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU) 또는 신재생자료취득장치를 통해 전력거래소가 원격으로 송신하는 출력 제어지시를 15분 평균 발전량 기준으로 이행할 수 있어야 한다. 단, 시범사업 종료 후 전국 확대 시에는 5분 평균 발전량 기준으로 변경될 수 있다.

⑤ 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 전화, 문서 또는 전력거래소가 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여 전력거래소가 지시한 출력상한제어지시를 15분 평균 발전량 기준으로 이행할 수 있어야 한다. 단, 시범사업 종료 후 전국 확대 시에는 5분 평균 발전량 기준으로 변경될 수 있다.

제16.2.4조(급전가능집합전력자원의 기술요건)  ① 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 신재생자료취득장치를 이용하여 공용망을 통해 1분 주기의 실시간정보를 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. 다만, 소규모전력중개사업자가 희망하는 경우 제16.2.3조 제1항의 원격소장치(RTU)에 해당하는 기준을 적용하여 정보를 제공할 수 있다.

② 제1항의 규정에 따라 소규모중개사업자가 전력거래소에 제공하는 실시간정보는 다음 각 호와 같다.

1. 주요자원에 대한 송전단 기준 모선별, 전원별 유효전력(MW), 공급가능 유효전력(Available MW) 합계

2. 주요자원 중 풍력발전기가 있는 경우 대표 풍력발전기의 풍속, 풍향, 주변기온

3. 주요자원 중 태양광발전기가 있는 경우 대표 태양광발전기의 일사량, 주변기온

4. 보조자원이 있는 경우 전기저장장치의 송전단 기준 모선별 유효전력(MW), 충전상태(%), 최대‧최소충전용량(MW), 최대‧최소방전용량(MW)

③ 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 신재생자료취득장치를 통해 전력거래소가 원격으로 송신하는 출력제어지시를 15분 평균 발전량 기준으로 이행할 수 있어야 한다. 단, 시범사업 종료 후 전국 확대 시에는 5분 평균 발전량 기준으로 변경될 수 있다.

④ 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 전화, 문서 또는 전력거래소가 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여 전력거래소가 지시한 출력상한제어지시를 15분 평균 발전량 기준으로 이행할 수 있어야 한다. 단, 시범사업 종료 후 전국 확대 시에는 5분 평균 발전량 기준으로 변경될 수 있다.

제16.2.5조(급전가능재생에너지자원의 등록신청) ① 제16.2.1조 및 제16.2.2조에 따른 등록기준을 만족한 자원을 보유한 사업자가 해당 자원을 급전가능재생에너지자원으로 신청하고자 하는 경우 제16.2.7조 제1항의 급전가능재생에너지자원 전력거래개시일 2개월 전까지 별지 제125호 및 제126호의 서식을 작성하여 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 급전가능집합전력자원을 등록하고자 하는 소규모전력중개사업자는 소규모전력자원보유자와 체결한 중개계약서, 중개약관 및 요금 산정의 근거를 전력거래소에 제출하여야 한다.

③ 제2항의 중개계약서에 기재하여야 할 사항은 다음 각 호와 같다.

1. 제주 시범사업의 전력거래 당사자는 소규모전력중개사업자이며 전력시장의 전력거래대금은 소규모전력중개사업자가 수령한다는 사항

2. 소규모전력중개사업자가 소규모전력자원보유자에 대하여 지급하여야 할 전력거래대금이 미지급 되었을 경우 소규모전력중개사업자가 책임진다는 사항

3. 소규모전력중개사업자가 거래상 지위를 이용하여 소규모전력자원보유자에게 부당한 거래를 유인하거나 강제하지 않을 것이라는 사항

4. 소규모전력자원보유자의 재생에너지 입찰제도 참여에 대한 권한을 소규모전력중개사업자에 위임하는 것에 대한 사항

④ 제1항에도 불구하고 기 등록된 급전가능재생에너지자원이 보유자원의 변경없이 재등록하고자 하는 경우 제125호 및 제126호의 서류제출을 면제할 수 있다.

제16.2.6조(급전가능재생에너지자원의 등록) ① 전력거래소는 제16.2.5조 제1항의 등록신청서류를 제출받은 경우 다음 각 호에 해당하는 사항 외에는 전력거래개시일로부터 영업일 기준 10일 전까지 급전가능재생에너지발전기 및 급전가능집합전력자원의 등록을 완료하여야 한다.

1. 첨부서류 누락

2. 첨부서류와의 내용 불일치

3. 제16.2.9조에 의한 급전지시 이행능력시험에 불합격한 경우

4. 제16.8.1조의 규정에 따라 설치한 실시간 자료취득 및 제어설비가 전력거래소와 연계되어 있지 않은 경우

5. 기타 특별한 결격 사유

② 제1항에 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록된 자원에 대해서도 등록 이후 동항의 각호에 해당하는 사항을 발견하였을 경우 급전가능재생에너지자원의 등록을 취소할 수 있다.

제16.2.7조(급전가능재생에너지자원의 전력거래) ① 제16.2.6조에 따라 등록된 급전가능재생에너지자원의 1차 전력거래일은 3월 첫 번째 날부터 8월 마지막 날 까지 2차 전력거래일은 9월 첫 번째 날부터 다음해 2월 마지막 날 까지로 정한다. 다만, 첫 번째 전력거래개시일은 제16장의 시범사업 시행일로 한다.

② 제16.2.6조에 따라 등록된 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 또는 소규모전력중개사업자는 전력거래개시일에 해당하는 제16.3.1조, 제16.3.2조의 입찰자료를 하루전시장 입찰마감시간까지, 제16.3.4조의 입찰자료를 실시간시장 입찰마감시간까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

제16.2.8조(급전가능재생에너지자원 설비용량의 관리) ① 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 급전가능재생에너지자원 및 보유자원의 폐업, 보유자원에 대한 전체 또는 부분적인 철거, 기타 복구 불가능한 고장 등으로 인하여 설비용량의 영구적인 감소가 발생한 경우 즉시 전력거래소에 신고하여야 한다.

② 전력거래소는 설비용량 변경 분을 반영하여 해당자원의 설비용량을 변경하고, 해당 사업자에게 문자메시지 및 이메일 등의 수단으로 설비용량 변경 사실을 통지한다.

제16.2.9조(급전가능재생에너지자원에 대한 급전지시 이행능력 시험) ① 전력거래소는 제16.2.5조 제1항 따라 급전가능재 생에너지자원으로 등록신청한 자원에 대하여 제16.2.6조에 따른 등록 전까지 설비이용률이 10% 이상인 상태에서 제16.2.3조 제4항 및 제5항, 제16.2.4조 제3항 및 제4항에 따른 급전지시 이행능력을 갖춘 상태인지를 시험하여야 한다.

② 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험에는 다음 각 호에 대한 사항이 포함된다.

1. 현재출력의 60%, 80%, 100% 출력제어지시 이후 두 번째 실시간시장 단위거래기간 동안의 평균출력 오차를 다음 각 목의 허용오차 이내로 유지

가. 2024년 12월 31일까지 : 설비용량의 12% 이내

나. 2025년 1월 1일부터 시범사업 종료까지  : 설비용량의 8% 이내

2. 기타 급전지시 이행능력 검증을 위한 추가 검토사항

③ 전력거래소는 급전가능재생에너지자원으로 신청한 자원이 제1항에 의한 급전지시 이행능력 시험에 탈락한 경우 또는 시험일정 동안 설비이용률이 10%를 미달하는 경우 최초 시험을 시행한 주의 다음 주까지 제1항 및 제2항과 동일한 조건으로 재시험을 시행하여야 한다.

④ 제16.2.5조에 따라 급전가능재생에너지자원의 등록을 신청한 사업자는 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험일정을 제3항의 재시험일정을 고려하여 전력거래소와 협의하여 결정하여야 한다.

제16.2.10조(급전가능재생에너지자원의 자격정지) ① 전력거래소는 급전가능재생에너지자원이 제16.2.13조에 의한 시장 감시 결과 동조 각호의 행위를 한 것으로 판단되는 경우 급전가능재생에너지자원 및 보유자원에 대한 자격을 정지할 수 있다.

② 전력거래소는 급전가능재생에너지자원이 다음 각 호의 사항에 해당하는 경우 급전가능재생에너지자원으로서의 자격을 정지할 수 있다.

1. 급전가능재생에너지자원이 제16.1.9조의 의무를 불성실하게 이행하여 5회 이상의 시정요구를 받았음에도 불구하고 개선되지 않는 경우

2. 소규모전력중개사업자가 제공한 재정보증이 제16.2.14조 제1항에서 정한 요건을 충족시키지 못하는 것으로  판단되는 경우

3. 소규모전력중개사업자가 제16.6.1.1조 제4항 및 제16.6.1.2조 제6항의 규정에 의한 전력거래소의 보유자원에 대한 정산금 지급 지시에 3회 이상 불응한 경우

③ 전력거래소는 제1항 내지 제2항에 따른 사유로 인해 급전가능재생에너지자원의 자격을 정지하고자 하는 경우 해당 사업자에게 자격정지를 예고하여야 한다.

④ 전력거래소는 제16.2.11조 제1항에 따라 급전가능재생에너지자원이 이의신청을 하지 않은 경우 자격정지 통지일로부터 3일 후 급전가능재생에너지자원의 자격을 정지하여야 한다.

⑤ 전력거래소는 제16.2.11조 제2항의 이의신청이 받아들여지지 않은 경우 처리결과 통지일 다음날부터 급전가능재생에너지자원의 자격을 정지하여야 한다.

제16.2.11조(급전가능재생에너지자원의 자격정지에 대한 이의신청) ① 제16.2.10조 제3항에 따라 자격정지 예고를 통지받은 사업자는 자격정지 통지일로 부터 3일 이내에 전력거래소에 이의를 신청할 수 있다.

② 전력거래소는 제1항의 이의신청에 대하여 이의신청일로부터 10일 이내에 그 처리결과를 해당 사업자에게 통지하여야 한다.

제16.2.12조(급전가능재생에너지자원의 등록말소) ① 전력거래소는 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 급전가능재생에너지자원의 등록말소를 요청하는 경우 말소 희망일 1개월 전까지 전력거래소에 신청하여야 하고, 전력거래소는 특별한 이유가 없는 한 말소 신청에 대한 처리를 하여야 한다.

② 전력거래소는 제16.2.10조 제1항에 해당하는 사유로 급전가능재생에너지자원의 자격이 정지된 경우 해당 자원의 등록을 말소하여야 한다.

③ 전력거래소는 제16.2.10조 제2항에 해당하는 사유로 급전가능재생에너지자원의 자격정지가 된 자원이 다시 급전가능재생에너지자원으로 신청하지 않는 경우 급전가능재생에너지자원의 등록을 말소하여야 한다.

④ 전력거래소는 제16.2.5조 제4항의 재등록을 하지 않은 급전가능재생에너지자원의 등록을 말소하여야 한다.

⑤ 전력거래소는 소규모전력중개사업자가 소규모전력중개사업을 폐지하였음에도 불구하고 급전가능재생에너지자원의 등록 말소를 신청하지 아니한 경우 직권으로 등록을 말소하여야 한다.

제16.2.13조(급전가능재생에너지자원에 대한 시장 감시) 전력거래소는 급전가능재생에너지자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 다음 각 호에 해당하는 것으로 의심되는 행위를 할 경우 시장감시위원회에 신고할 수 있으며, 해당 사업자는 시장감시위원회의 요구 시 제6.3.4조에 의한 시장 감시 및 제6.3.5조에 의한 현장조사를 받도록 하여야 한다.

1. 담합 등의 행위를 통한 시장가격 조작

2. 계량 값 조작, 거짓자료 제출 등의 행위를 통한 정산금 부당 수령

3. 고의로 공급가능용량을 과대·과소 입찰하는 행위

4. 기타 전력시장의 공정한 경쟁을 저해하는 행위

제16.2.14조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자가 시범사업에 참여하여 거래를 하는 기간 동안에는 보유자원에 대한 원활한 정산대금 지급을 위하여 전력거래소에 지속적으로 제3.4.1조 제3항의 규정에 따른 현금 재정보증 또는 동조 제4항의 규정에 따른 비현금의 형태로 재정보증을 별도로 제공하여야 한다. 이때, 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 소규모전력중개사업자의 보증금계좌에 예치된 자금으로 한다. 단, 「공공기관의 운영에 관한 법률」에 따른 공공기관이거나「자본시장과 금융투자업에 관한 법률」에 따라 금융위원회의 인가를 받은 신용평가사로부터 채권 또는 기업신용등급에 대해 최우수등급(AAA)을 받은 자는 재정보증을 면제할 수 있고, 이 경우 신용평가등급 최우수등급은 다음과 같이 정한다.

한국신용평가	한국기업평가	NICE신용평가
AAA	AAA	AAA

② 제1항의 재정보증 기간은 제16.2.7조 제1항의 전력거래개시일부터 전력거래종료일에 해당하는 급전가능집합전력자원의 최종결제일 익일까지로 한다.

③ 재정보증금액은 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자별 월별 전력판매대금 중 최대 값을 해당 월의 일수로 나누어 산출한 일평균 구매금액의 40배로 하며, 월별 최대 전력판매대금은 전원 f에 대하여 아래와 같이 계산한 값으로 정한다.

월별 평균 전력판매대금

= ∑f (전원별설비용량f × 전년 월별 전원별 평균이용률f × 전년 월별 전원별 평균정산단가f)

여기서,

f : 급전가능재생에너지자원에 속한 보유자원의 전원의 집합, f = { 풍력, 태양광 }

④ 전력거래소는 제3항에 의해 설정된 재정보증금액을 제16.2.7조 제1항의 전력거래개시일 5일 전까지 통지한다.

⑤ 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 제4항에 의하여 통지된 금액을 제3.4.1조 제3항의 규정에 의한 현금 또는 동조 제4항의 규정에 의한 비현금의 형태로 제16.2.7조 제1항의 전력거래개시일 3일 전까지 전력거래소에 납부하여야 한다.

⑥ 채무불이행 해소에 관한 사항은 제3.4.5조의 규정을 따른다.

⑦ 소규모전력중개사업자의 급전가능집합전력자원이 제16.2.12조에 따라 등록이 말소되는 경우에는 전력거래소는 해당 소규모전력중개사업자에 대한 재정보증을 해지한다.

제3절  발전입찰과 전력수요예측

제16.3.1조(하루전시장 입찰서의 제출) ① 1MW를 초과하는 발전기를 보유한 발전사업자 또는 1MW를 초과하는 집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 제16.1.8조 제4호의 하루전시장입찰마감시간까지 하루전시장 입찰서를 제16.3.2조의 내용을 포함하여 전력거래소에 제출하여야 한다.

② 제1항의 규정에 의한 입찰서, 전기저장장치 충전계획서의 제출절차 및 기타 입찰운영에 필요한 세부사항은 별표4와 같다.

③ 전력거래소는 동일한 발전기, 중앙급전전기저장장치 및 급전가능집합전력자원에 대하여 두 개 이상의 입찰서가 제출되는 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다.

④ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 입찰서에 제16.3.2조에서 정한 입찰서의 내용 중 전부 또는 일부가 누락되거나 모사전송방식에서 입찰서를 제출한 자의 서명이 누락된 경우에는 입찰서를 제출하지 아니한 것으로 간주한다.

⑤ 전력거래소는 입찰서가 접수된 시각을 기록하여 관리한다.

제16.3.2조(하루전시장입찰서의 내용) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자의 하루전시장입찰서의 내용은 제2.3.2조를 따른다.

② 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자 또는 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자의 하루전시장입찰서의 내용은 다음 각 호와 같다.

1. 시간대별 최대 10개 구간에 대한 입찰구간별 공급가능용량(MW)과 입찰가격(원/kWh)

여기서, 입찰구간은 제1구간부터 최대 제10구간까지로 나뉜다.

가. 제1구간의 공급가능용량은 0MW보다 크거나 같아야 한다.

나. 입찰구간별 입찰가격은 이전 입찰구간의 입찰가격보다 크거나 같은 가격으로 기재한다.

다. 입찰구간별 공급가능용량은 이전 입찰구간의 공급가능용량보다 큰 용량으로 기재한다.

라. 마지막 입찰구간의 공급가능용량은 시간대별 공급가능용량과 같아야 한다.

마. 마지막 입찰구간의 입찰가격은 입찰상한가격보다 작거나 같아야 한다.

바. 제1구간의 입찰가격은 입찰하한가격보다 크거나 같아야 한다.

2. 시간대별 공급가능용량(MW)

3. 시간대별 최소발전용량(MW)

여기서, 최소발전용량은 제2호의 시간대별 공급가능용량의 10% 이하로 작성한다.

4. 기동정지관련 기술특성자료

가. 기동소요시간(h)

나. 최소발전용량도달시간(h)

다. 계통분리시간(h)

라. 최소운전시간(h)

마. 최소정지시간(h)

5. 출력배분관련 기술특성자료

가. 출력증가율(MW/min)

나. 출력감소율(MW/min)

③ 제2항 제1호 마목의 입찰상한가격 및 바목의 입찰하한가격은 다음 각 호에 따라 정한다.

1. 입찰상한가격은 0원/kWh로 정한다.

2. 입찰하한가격은 과거 2개월 전 현물 REC 평균가격의 2.5배를 음수로 취한 값을 소수점 둘째자리까지 반올림한 값으로 정한다.

④ 송전사업자는 별표4의 전자입찰시스템 또는 별지 제31-4호 서식에 의거하여 송전사업자용 전기저장장치운영계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다.

⑤ 제1항 및 제2항에 해당되지 않는 1MW 초과 비중앙급전발전기는 별지 제31-7호 서식에 의거하여 자체발전계획량을 제출하여야 한다.

제16.3.3조(하루전시장 입찰서를 제출받지 아니한 경우) ① 전력거래소는 제16.3.1조에 의한 입찰서를 제출받지 아니한 경우에는 다음 각 호의 방식에 의하여 하루전시장 입찰이 이루어진 것으로 본다.

1. 중앙급전발전기, 급전가능재생에너지자원, 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량 및 송전사업자용 전기저장장치의 주파수조정가능용량은 가장 최근에 제출된 유효한 입찰서의 같은 시간대 값을 적용한다.

2. 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 기술적 특성은 거래일 이전 가장 최근에 계통평가위원회에서에서 결정된 자료의 값을 적용한다.

3. 급전가능재생에너지자원의 기술적특성은 가장 최근에 제출된 유효한 입찰서의 같은 시간대 값을 적용한다.

4. 급전가능재생에너지자원의 입찰가격은 모든 발전구간에 대하여 0원/kWh를 적용한다.

② 전력거래소는 거래일 전일 오전 5시까지 제1항을 고려하여 거래일의 하루전시장 입찰서를 생성하여야 한다.

제16.3.4조(실시간시장의 입찰) ① 실시간시장의 입찰은 제16.3.1조부터 제16.3.3조까지의 규정에 따른 하루전시장 입찰로 대신한다.

② 제1항에도 불구하고 하루전에너지시장입찰마감시간 이후 기상상황, 불시고장 등으로 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원의 공급가능용량 및 기술적 특성, 급전가능재생에너지자원의 입찰가격, 송전사업자용 전기저장장치의 주파수조정가능용량 및 그 외 발전기의 자체발전계획량 등의 내용을 변경할 필요가 있는 경우, 제16.1.8조 제13호의 실시간시장 입찰마감시간까지 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출하여야 한다.

③ 급전가능재생에너지자원은 모든 입찰구간에 대하여 제16.3.2조 제2항에 따라 제출한 입찰가격보다 더 높은 가격으로 입찰할 수 없다.

④ 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 하루전시장 입찰마감시간 이후 제2.3.2조 제1항 제8호의 규정에 의한 제약운전에 따른 발전계획량을 변경한 경우 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, 이 경우 해당사업자는 요청일로부터 7일 이내 증빙서류를 제출하여야 한다.

제16.3.5조(실시간시장 입찰마감시간 이후 입찰자료의 변경) ① 실시간시장 입찰마감시간 이후 예측할 수 없는 자원의 고장 등의 사유로 입찰자료를 변경하여야 할 필요가 있는 경우 사유가 발생한 때로부터 2시간 이내에 변경된 입찰서를 제출하여야 한다. 단, 급전가능집합전력자원의 경우 12시간 이내에 변경된 입찰서를 제출하여야 한다.

② 제1항에 의하여 제출된 입찰자료는 제16.4.5조의 실시간발전계획 수립을 위한 입력자료로 사용하지 아니한다.

제16.3.6조(당일수요예측 및 통지) ① 전력거래소는 당일발전계획 수립을 위한 당일수요예측을 하여야 하며, 제16.4.3조 제2항에 따른 당일발전계획 수립시점까지 당일수요예측시스템을 통해 당일발전계획 수립기간에 해당하는 수요를 예측하여야 한다.

② 전력거래소는 제1항의 당일수요예측 결과를 제16.4.4조 제1항의 당일발전계획 통지 시점에 전기사업자, 소규모전력중개사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

제16.3.7조(실시간수요예측 및 통지) ① 전력거래소는 실시간발전계획 수립을 위한 실시간수요예측을 하여야 하며, 제16.4.5조 제2항에 따른 실시간발전계획 수립시점까지 실시간수요예측시스템을 통해 실시간발전계획 수립기간에 해당하는 수요를 예측하여야 한다.

② 전력거래소는 제1항의 실시간수요예측 결과를 제16.4.6조 제1항의 실시간발전계획 통지 시점에 전기사업자, 소규모전력중개사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

제4절 발전계획 및 가격결정

제16.4.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일에 대한 자원의 하루전 발전계획량 및 하루전 예비력계획량을 산출하고 하루전에너지가격을 결정하기 위하여 제주지역의 총 발전 및 입찰비용과 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 송전단 기준의 하루전발전계획을 수립한다. 단, 육지-제주간 송전계획량에 대해서는 거래일 해당 거래시간에 대한 제2.4.2조의 계통한계가격을 적용한다.

② 제1항의 규정에 의해 수립하는 하루전발전계획의 수립단위는 1시간으로 하고, 수립기간은 거래일 1시에서 24시로 한다.

③ 제1항의 규정에 의해 수립하는 하루전발전계획에는 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제16.3.1조부터 제16.3.3조까지의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조 제3항의 일간수요예측, 제12.4.2.8조 제1항 제1호 및 동항 제2호 가목, 나목의 수요반응자원 감축계획량, 제12.7.3.7조의 수요반응자원 증대계획량, 제2.5.3조의 발전기별 정적손실계수, 제16.4.3조의 당일발전계획 수립 결과 및 다음 각 호를 고려한다.

1. 별표3 1.4의 운영예비력

2. 하루전발전계획 송전제약 검토서

3. 비중앙급전발전기 과거 발전실적 및 발전예측량

4. 제주HVDC 운영계획서 및 육지 계통한계가격

④ 제1항부터 제3항까지에 관한 세부사항은 별표34을 따른다.

⑤ 전력거래소는 제3항 제1호의 운영예비력 수준 고려 시 다음 각 호의 사항을 따라 발전계획을 수립한다.

1. 1차예비력은 송전사업자의 전기저장장치에 의한 주파수조정용량을 반영한다.

2. 주파수제어예비력은 평상시 안정적인 주파수 유지를 위해 상·하향 대칭으로 확보하여 주파수제어예비력 확보기준을 충족하도록 한다.

3. 제2호의 확보기준을 충족하기 위해 각 발전기별 주파수제어예비력은 감발가능한 용량 수준까지 할당한다.

⑥ 전력거래소는 제3항 제3호의 비중앙급전발전기 발전예측량이 과다하여 계통의 안정적인 운영이 어려울 것으로 판단되는 경우 하루전발전계획 수립 시 비중앙급전발전기 발전량의 상한을 지정하여 적용할 수 있다.

⑦ 하루전발전계획의 초기 입력자료로 사용되는 발전기 연속운전시간, 출력 및 전기저장장치 저장전력량 등은 하루전발전계획을 수립하는 시간으로부터 가장 최근에 수립된 당일발전계획 결과를 사용한다.

⑧ 하루전발전계획 수립기간보다 기동소요시간과 최소운전시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 발전계획 담당자의 판단에 따라 거래일의 해당발전기 운전여부를 사전 지정하여 하루전발전계획을 수립할 수 있다.

제16.4.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.1조의 규정에 의한 하루전발전계획의 결과를 거래일 전일 18시까지 해당 발전사업자, 송전사업자, 수요관리사업자 및 소규모전력중개사업자에게 통지함을 원칙으로 한다.

② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각 호의 사항을 포함하여야 한다.

1. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원의 하루전발전계획량 및 수요반응자원의 감축계획량

2. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치의 하루전예비력계획(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

3. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원의 가격결정제외사유(계통운영발전기표시기, 비한계발전기표시기)

4. 하루전발전계획 송전제약검토서

5. 하루전예비력계획 합계(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

6. 비중앙급전발전기 입력자료

7. 기타 통지가 필요한 사항

③ 제2항 외에 다음 각 호의 사항은 거래일로부터 2일 후 11시 30분까지 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자, 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자에게 통지하는 것을 원칙으로 한다.

1. 전체 중앙급전발전기, 전체 중앙급전전기저장장치, 전체 급전가능재생에너지자원의 하루전발전계획량

2. 전체 중앙급전발전기, 전체 중앙급전전기저장장치의 하루전예비력계획량(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

3. 전체 중앙급전발전기, 전체 중앙급전전기저장장치, 전체 급전가능재생에너지자원의 가격결정제외사유(계통운영발전기표시기, 비한계발전기표시기)

4. 전체 중앙급전발전기의 시간대별, 제약코드별 총 하한, 고정, 상한 입찰량 합계

④ 제2항 및 제3항 이외의 하루전발전계획에 관한 정보공개는 제8.2.3.7조에 따른다. 다만, 전기사업자의 영업비밀 혹은 영업상 이익의 침해우려가 있거나, 전력계통의 취약성 정보 등 국가안보 및 국민안전과 관련된 정보는 공개하지 않는다.

제16.4.3조(당일발전계획의 수립) ① 전력거래소는 제16.4.1조에 의한 하루전발전계획 수립 이후 다음 각 호의 변동사항을 추가적으로 고려하기 위하여 당일발전계획을 송전단 기준으로 수립한다.

1. 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

2. 예상하지 못한 송변전설비의 장애

3. 예측수요 및 비중앙급전발전기 발전예측량의 변화

4. 수시변동성 등으로 인하여 하루전발전계획에 고려되지 못한 제약 반영

5. 제12.4.2.8조 제1항 제2호 다목, 라목, 마목 및 바목의 수요반응자원의 감축계획량

6. 발전기별 출력, 운전상태, 차단기상태 등에 대한 계통운영시스템 취득정보

7. 기타 안정적 실시간 계통운영을 위하여 발전계획 수정을 필요로 하는 사안

② 제1항에 의해 수립하는 당일발전계획의 수립시점은 거래일 하루 전 18시부터 1시간마다 정기적으로 수립하되 필요에 따라 비정기적으로 수립할 수 있으며, 발전계획수립단위는 30분, 수립기간은 발전계획 수립시점으로부터 1시간 후 부터 13시간 후까지 총 12시간으로 정한다.

③ 당일발전계획의 초기 입력자료로 사용되는 발전기 연속운전시간, 출력 및 전기저장장치 저장전력량 등은 제1항 제6호의 계통운영시스템에서 취득한 자료를 사용한다.

④ 전력거래소는 제1항 제3호의 비중앙급전발전기 발전예측량이 과다하여 계통의 안정적인 운영이 어려울 것으로 판단되는 경우 당일발전계획 수립 시 비중앙급전발전기 발전량의 상한을 지정하여 적용할 수 있다.

⑤ 당일발전계획의 수립기간보다 기동소요시간과 최소운전시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 제16.4.1조의 하루전발전계획의 운전상태를 준용하는 것을 원칙으로 하되 필요시 발전계획 담당자의 판단에 따라 조정하여 당일발전계획을 수립할 수 있다.

제16.4.4조(당일발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.3조의 규정에 의한 당일발전계획의 결과를 발전계획 수립 즉시 해당 발전사업자, 송전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 통지함을 원칙으로 한다.

② 제1항에 의한 통지는 다음 각 호의 사항을 포함한다.

1. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원의 당일발전계획량

2. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치의 당일예비력계획(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

3. 당일예비력계획 합계(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

4. 기타 통지가 필요한 사항

③ 제2항 이외의 당일발전계획에 관한 정보공개는 제8.2.3.7조에 따른다. 다만, 전기사업자의 영업비밀 혹은 영업상 이익의 침해우려가 있거나, 전력계통의 취약성 정보 등 국가안보 및 국민안전과 관련된 정보는 공개하지 않는다.

제16.4.5조(실시간발전계획의 수립) ① 전력거래소는 실시간 발전계획량 및 실시간 예비력계획량을 산출하고 실시간에너지가격 및 실시간예비력가격을 결정하기 위하여 제주지역의 총 발전 및 입찰비용과 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 송전단 기준의 실시간발전계획을 수립한다. 단, 육지-제주간 송전계획량에 대해서는 거래일 해당 거래시간에 대한 제2.4.2조의 계통한계가격을 적용한다.

② 제1항의 규정에 의해 수립하는 실시간발전계획의 수립단위는 15분, 수립시점은 매 시간의 15분, 30분, 45분, 00분마다 수립하며, 수립시점으로부터 30분 후부터 150분 후까지 15분 단위 총 8개 구간에 대한 계획을 수립한다.

③ 제1항에 의한 실시간발전계획 수립 시에는 제16.4.3조의 당일발전계획, 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제16.3.1조 내지 제16.3.4조의 입찰자료, 제16.3.7조의 실시간수요예측, 제12.4.2.8조 제1항의 제1호 및 제2호의 수요반응자원 감축계획량, 제12.7.2.7조의 수요반응자원 증대계획량, 제2.5.3조의 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려한다.

1. 별표3 1.4의 운영예비력

2. 하루전발전계획 송전제약 검토서 및 송변전설비의 장애

3. 제주HVDC 운영계획서 및 거래일의 육지 계통한계가격

4. 중앙급전전기저장장치의 충전상태

5. 다조합 복합발전기의 운전조합 상태

6. 비중앙급전발전기의 발전예측량

7. 발전기별 출력, 운전상태, 차단기상태 등에 대한 계통운영시스템 취득정보

8. 기타 중요한 사안의 발생

④ 실시간발전계획의 수립기간보다 기동소요시간과 최소운전시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 실시간발전계획 수립 시 제16.4.3조의 당일발전계획의 운전상태를 준용하는 것을 원칙으로 하되 필요시 발전계획 담당자의 판단에 따라 해당발전기의 운전여부를 조정하여 적용할 수 있다.

⑤ 전력거래소는 제3항 제1호의 운영예비력 수준 고려 시 다음 각 호의 사항을 따라 발전계획을 수립하여야 한다.

1. 1차예비력은 송전사업자의 전기저장장치에 의한 주파수조정용량을 반영하여야 한다.

2. 주파수제어예비력은 평상시 안정적인 주파수 유지를 위해 상·하향 대칭으로 확보하여 주파수제어예비력 확보기준을 충족하도록 한다.

3. 제2호의 확보기준을 충족하기 위해 각 발전기별 주파수제어예비력은 감발가능한 용량 수준까지만 할당하여야 한다.

제16.4.6조(실시간발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.5조의 규정에 의한 실시간발전계획의 결과를 거래시점 15분전까지 해당 발전사업자, 송전사업자 및 소규모전력중개사업자 통지함을 원칙으로 한다.

② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다.

1. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원의 실시간발전계획량

2. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치의 실시간예비력계획(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

3. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원의 가격결정제외사유(계통운영발전기표시기, 비한계발전기표시기)

4. 실시간예비력계획 합계(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

5. 비중앙급전자원 입력자료

6. 기타 통지가 필요한 사항

③ 제2항 외에 다음 각 호의 사항은 거래일로부터 2일 후 11시 30분까지 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자, 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자에게 통지하는 것을 원칙으로 한다.

1. 전체 중앙급전발전기, 전체 중앙급전전기저장장치, 전체 급전가능재생에너지자원의 실시간발전계획량

2. 전체 중앙급전발전기, 전체 중앙급전전기저장장치의 실시간예비력계획량(주파수제어예비력, 1차예비력, 3차예비력)

3. 전체 중앙급전발전기, 전체 중앙급전전기저장장치, 전체 급전가능재생에너지자원의 가격결정제외사유(계통운영발전기표시기, 비한계발전기표시기)

4. 전체 중앙급전발전기의 시간대별, 제약코드별 총 하한, 고정, 상한 입찰량 합계

④ 제2항 및 제3항 이외의 실시간발전계획에 관한 정보공개는 제8.2.3.7조에 따른다. 다만, 전기사업자의 영업비밀 혹은 영업상 이익의 침해우려가 있거나, 전력계통의 취약성 정보 등 국가안보 및 국민안전과 관련된 정보는 공개하지 않는다.

제16.4.7조(에너지가격의 결정) ① 전력거래소는 제16.4.1조의 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 하루전에너지가격을 계산한다.

② 전력거래소는 거래일 동안 수립된 제16.4.5조 제2항의 모든 실시간발전계획 결과 중 첫 번째 구간의 값을 취하여 거래일의 실시간에너지가격을 계산한다.

③ 전력거래소는 제2항의 규정에 의한 실시간에너지가격을 계산하기 전 제16.4.1조의 하루전발전계획 수립 결과, 제16.4.3조의 당일발전계획 수립결과 및 제16.4.5조의 실시간발전계획 수립결과를 종합하여 임시 실시간에너지가격을 제공할 수 있다.

④ 하루전에너지가격 및 실시간에너지가격은 각 중앙급전발전기, 급전가능재생에너지자원 및 HVDC의 유효발전가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다. 단, 단위거래기간(t)은 하루전시장의 경우 제16.1.8조 제3호의 하루전시장단위거래기간, 실시간시장의 경우 동조 제12호의 실시간시장단위거래기간을 적용하여 계산한다.

1. 에너지가격(SMPm,t)은 하루전시장 및 실시간시장의 거래기간 별로 정하며, 각 자원의 유효발전가격(SPm,i,t) 중 가장 높은 값으로 결정한다.

SMPm,t = Maxi(SPm,i,t)

m : 에너지시장의 집합으로 하루전에너지시장(DA)과 실시간에너지시장(RT)을 포함한다.

m = { DA, RT }

t : 에너지시장 단위거래기간의 집합

m = DA인 경우 제16.1.8조 제3호의 하루전시장단위거래기간을 적용하여 시간별 집합을 구성한다.

즉, t = {1, 2, … , 23, 24}

m = RT인 경우 제16.1.8조 제12호의 실시간시장단위거래기간을 적용하여 시간 및 구간별 집합을 구성한다. 즉, t = {1-1, 1-2, … , 24-3, 24-4}

SMPm,t : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t)별 에너지가격(원/kWh)
SPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효발전가격(원/kWh)

2. 각 자원의 유효발전가격(SPm,i,t)은 가격결정자격을 가진 경우 발전가격(GPm,i,t)으로 정하며, 가격결정자격을 가지지 않은 경우 제16.3.2조 제2항, 제16.3.3조 제1항 제4호, 제16.3.4조 제3항의 규정에 의해 제출된 모든 자원의 입찰가격 중 가장 낮은 값으로 정한다.

SPm,i,t = GPm,i,t×PSIm,i,t + Min{ Mini,s(OFFER_PRICEm,i,t,s), 0 }×(1-PSIm,i,t)

SPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효발전가격(원/kWh)

GPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전가격(원/kWh)

PSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 에너지가격결정자격표시기,

가격결정자격이 있는 경우 1, 없는 경우 0

OFFER_PRICEm,i,t,s : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t) 및 입찰구간(s)별 입찰가격(원/kWh)

3. 각 자원의 발전가격(GPm,i,t)은 발전계획량 수준에서의 증분가격(IPm,i,t), 무부하가격(NLPm,i,t), 기동가격(SUPm,i,t)의 합으로 계산한다.

GPm,i,t = IPm,i,t + NLPm,i,t + SUPm,i,t

GPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전가격(원/kWh)

IPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 증분가격(원/kWh)

NLPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 무부하가격(원/kWh)

SUPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 기동가격(원/kWh)

4. 에너지가격(SMPm,t) 결정 시 에너지시장(m)에 대하여 자원별로 적용되는 2차증분가격계수(QPCm,i,t), 1차증분가격계수(LPCm,i,t), 가격상수(NLPCm,i,t), 최대 출력증가율(RURm,i,t), 최대 출력감소율(RDRm,i,t)은 다음과 같다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기	급전가능 재생에너지자원	HVDC
	SNSTm,i,t = 1	SNSTi,t = 0
QPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 QPCi	단독 GT QPCi	QPCi	0	0
LPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 LPCi	단독 GT LPCi	LPCi	발전계획량에 해당하는 입찰가격	거래일의 육지 계통한계가격
NLPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 NLPCi	단독 GT NLPCi	NLPCi	0	0
RURm,i,t	RURi✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RURi	RURi	RURi	9,999
RDRm,i,t	RDRi✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RDRi	RDRi	RDRi	9,999
SUCm,i,t	GT_SUCi×∑jSU_GTm,i,j,t + ST_SUCi×SU_STm,i,t	SEm,i,t-1=0이고, SEm,i,t>0 이면 단독 GT SUCi 그 외의 경우 0	SEm,i,t-1=0이고, SEm,i,t>0 이면 SUCi 그 외의 경우 0	0	0

여기서,

SMPm,t : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t)별 에너지가격(원/kWh)

SEm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

QPCi : 자원(i)의 2차증분가격계수(천원/MWh2)

LPCi : 자원(i)의 1차증분가격계수(천원/MWh)

NLPCi : 자원(i)의 가격상수(천원/h)

RURi : 자원(i)의 출력증가율(MW/분)

RDRi : 자원(i)의 출력감소율(MW/분)

NGTi : 자원(i)의 가스터빈 대수

QPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 2차증분가격계수(천원/MWh2)

LPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 1차증분가격계수(천원/MWh)

NLPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 가격상수(천원/h)

SUCi : 자원(i)의 기동비용(원)

GT_SUCi : 자원(i)의 가스터빈 1대에 대한 기동비용(원)
ST_SUCi : 자원(i)의 스팀터빈에 대한 기동비용(원)

RURm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 출력증가율(MW/분)

RDRm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 출력감소율(MW/분)

SNGTm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 가스터빈 발전기 운전대수

SNSTm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 스팀터빈 발전기 운전대수

SE_GTm,i,j,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)에 속한 가스터빈 발전기(j)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)
SE_STm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)에 속한 스팀터빈 발전기의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

SUCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 기동비용(원)

SU_GTm,i,j,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)에 속한 가스터빈 발전기(j)의 거래기간(t)별 기동여부,
SE_GTm,i,j,t-1=0이고 SE_GTm,i,j,t>0이면 SU_GTm,i,j,t = 1, 그 외의 경우 SU_GTm,i,j,t = 0

SU_STm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)에 속한 스팀터빈 발전기의 거래기간(t)별 기동여부,
SE_STm,i,t-1=0이고 SE_STm,i,t>0이면 SU_STm,i,t = 1, 그 외의 경우 SU_STm,i,t = 0

5. 증분가격(IPm,i,t)은 발전계획량 수준에서 해당 자원의 출력을 한 단위 증가시키는데 소요되는 비용으로, 거래기간별로 계산한다.

가. SEm,i,t = 0 인 경우, IPm,i,t = 0

나. SEm,i,t > 0 인 경우,

IPm,i,t = [(2×QPCm,i,t×SEm,i,t×1h + LPCm,i,t)/STLFi,t]/1,000

IPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 증분가격(원/kWh)

SEm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

QPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 2차증분가격계수(천원/MWh2)

LPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 1차증분가격계수(천원/MWh)

STLFi,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 정적송전손실계수

6. 무부하가격(NLPm,i,t)는 증분가격만으로는 회수할 수 없는 자원의 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로,  각 자원의 연속운전시간 별로 계산한다.

가. 각 자원의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래일 전일 19시부터 거래일 익일 4시까지 총 34시간의 발전계획을 통해 결정한다.

나. 각 자원의 무부하가격은 연속운전시간 중 최소출력 이상으로 계획된 거래시간에 대하여 연료비결손액 합계를 발전량 합계로 나누어 계산한다.

[eqn: NLP _{m,i,t} = {1} over {STLF _{i,t}} TIMES LEFT [ {sum _{t=x} ^{t=y} LEFT { (NLPC _{m,i,t} -QPC _{m,i,t} TIMES SE _{m,i,t}^{2} TIMES 1h) TIMES GSI _{m,i,t} RIGHT }} over {sum _{t=x} ^{t=y} (SE _{m,i,t} TIMES GSI _{m,i,t} )} RIGHT ] /1,000]

다. 나 목에도 불구하고 다음의 경우에는 무부하가격을 0원/kWh로 한다.

1) 해당 자원이 정지 계획된 경우

SEm,i,t = 0

2) 해당 자원이 연속운전시간 내에 고정제약운전량 또는 하한제약운전량이 제출된 경우
[eqn: sum _{t=x} ^{t=y} MEGW _{m,i,t} >0]

3) 계통제약 자원 그룹의 운전대수 합이 해당 그룹의 필수운전 기동대수 이하인 경우

0 ＜ [eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} (W {under{}} GSI _{m,i,t,A} TIMES GSI _{m,i,t} ) LEQ GCMN _{m,t,A}]

MEGWm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 하한제약운전량 및 고정제약운전량(MW)

SEm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

GSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효 운전여부
SEm,i,t ≥ MGi 인 경우 GSIm,i,t = 1, 그 외의 경우에는 GSIm,i,t = 0

MGi : 자원(i)의 최소발전용량(MW)

NLPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 무부하가격(원/kWh)

STLFi,t : 자원(i)의 거래기간(t)별 정적송전손실계수

QPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 2차증분가격계수(천원/MWh2)

NLPCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 가격상수(천원/h)

x : 연속운전시간의 첫 거래기간,
SEm,i,t>0이고, x=거래일 전일 19시이거나 SEm,i,x-1=0이면 거래기간 x에서 연속운전 시작

y : 거래기간 x 이후 연속운전시간의 마지막 거래기간

SEm,i,y>0이고, y=거래일 익일 04시이거나 SEm,i,y+1=0이면 거래기간 y에서 연속운전 종료

W_GSIm,i,t,A : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 계통제약(A)에 해당하는 운전상태 가중치

A : 계통제약의 집합

iA : 계통제약(A)에 해당하는 자원(i)의 집합

GCMNm,t,A : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t)별 계통제약(A)에 해당하는 최소운전대수

GCMGm,t,A : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t)별 계통제약(A)에 해당하는 최소발전용량(MW)

TPDm : 에너지시장(m)에 대한 단위거래기간(시간)

7. 기동가격(SUPm,i,t)은 자원의 기동에 소요되는 비용을 보전하기 위한 것으로서, 해당 자원의 연속운전시간 별로 계산한다.

가. 각 자원의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래일 전일 19시부터 거래일 익일 4시까지 총 34시간의 발전계획을 통해 결정한다.

나. 각 자원의 기동가격은 열간(HOT) 기동비용을 연속운전시간의 발전량 합계로 나누어 계산한다.

[eqn: S`UP _{m,i,t} = {1} over {STLF _{i,t}} TIMES LEFT ( {sum _{t`=`x} ^{t`=`y} SUC _{m,i,t}} over {sum _{t=x} ^{t=y} (SE _{m,i,t} TIMES TPD _{m} )} RIGHT ) /1,000]

다. 나 목에도 불구하고 다음의 경우에는 기동가격을 0원/kWh로 한다.

1) 해당 자원이 정지 계획된 경우

SEm,i,t = 0

2) 해당 자원이 연속운전시간 내에 고정제약운전량 또는 하한제약운전량이 제출된 경우
[eqn: sum _{t=x} ^{t=y} MEGW _{m,i,t} >0]

3) 계통제약 자원 그룹의 운전대수 합이 해당 그룹의 필수운전 기동대수 이하인 경우

0 ＜ [eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} (W {under{}} GSI _{m,i,t,A} TIMES GSI _{m,i,t} ) LEQ GCMN _{m,t,A}]

SUPm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 기동가격(원/kWh)

SUCm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 기동비용(MW/분)

MEGWm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 하한제약운전량 및 고정제약운전량(MW)

SEm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

GSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효 운전여부
SEm,i,t ≥ MGi 인 경우 GSIm,i,t = 1, 그 외의 경우에는 GSIm,i,t = 0

MGi : 자원(i)의 최소발전용량(MW)

STLFi,t : 자원(i)의 거래기간(t)별 정적송전손실계수

x : 연속운전시간의 첫 거래기간,
SEm,i,t>0이고, x=거래일 전일 19시이거나 SEm,i,x-1=0이면 거래기간 x에서 연속운전 시작

y : 거래기간 x 이후 연속운전시간의 마지막 거래기간

SEm,i,y>0이고, y=거래일 익일 04시이거나 SEm,i,y+1=0이면 거래기간 y에서 연속운전 종료

W_GSIm,i,t,A : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 계통제약(A)에 해당하는 운전상태 가중치

A : 계통제약의 집합

iA : 계통제약(A)에 해당하는 자원(i)의 집합

GCMNm,t,A : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t)별 계통제약(A)에 해당하는 최소운전대수

GCMGm,t,A : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t)별 계통제약(A)에 해당하는 최소발전용량(MW)

TPDm : 에너지시장(m)에 대한 단위거래기간(시간)

8. 제2호의 각 자원의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

PSIm,i,t = NMFm,i,t×SMFm,i,t

PSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 에너지가격결정자격표시기,

가격결정자격이 있는 경우 1, 없는 경우 0

NMFm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 비한계발전기표시기
가격결정자격이 있는 경우, NMFm,i,t = 1, 그 외의 경우, NMFm,i,t = 0

SMFm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 계통운영발전기표시기
가격결정자격이 있는 경우, SMFm,i,t = 1, 그 외의 경우, SMFm,i,t = 0

가. 비한계자원으로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 해당 자원이 최소발전용량(MGi), 주파수제어예비력계획량(SFCRm,i,t) 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획된 경우

SEm,i,t ≤ MGi + SFCRm,i,t + TO_MGi

2) 해당 자원이 에너지시장 입찰 시 제출한 시간대별 고정제약운전량 및 하한제약운전량(MEGWm,i,t)에 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

SEm,i,t ≤ MEGWm,i,t + TO_MEGWi

3) 해당 자원이 자신의 최대속도로 증발하도록 발전계획된 경우

단, 여기서 t-1이라 함은 직전 거래기간을 의미한다.

SEm,i,t – SEm,i,t-1 ≥ (RURm,i,t – TO_RRi) × TPDm × 60

4) 해당 자원이 자신의 최대속도로 감발하도록 발전계획된 경우

단, 여기서 t-1이라 함은 직전 거래기간을 의미한다.

SEm,i,t-1 – SEm,i,t ≥ (RDRm,i,t – TO_RRi) × TPDm × 60

SEm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

MGi : 자원(i)의 거래기간(t)에 대한 최소발전용량(MW)

SFCRm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 주파수제어예비력계획량(MW)

TO_MGi : 자원(i)의 최소발전허용한도(MW)

TO_MEGWi : 자원(i)의 하한제약 허용한도(MW)

RURm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 출력증가율(MW/분)

RDRm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 출력감소율(MW/분)

TO_RRi : 자원(i)의 출력증가/감소율 허용한도(MW/분)

TPDm : 에너지시장(m)에 대한 단위거래기간(시간)

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

1) 자원 그룹의 발전량 합계가 해당 그룹의 시간대별 최소 발전량 이하인 경우
[eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} SE _{m,i,t} LEQ GCMG _{m,t,A}]

2) 자연재해, 사회적특수일 등 전력수급의 안정을 위하여 특별히 추가 기동한 자원의 경우

A : 계통제약의 집합

iA : 계통제약(A)에 해당하는 자원(i)의 집합

SEm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

GCMGm,t,A : 에너지시장(m)에 대한 거래기간(t) 별 계통제약(A)의 최소발전용량(MW)

제16.4.8조(하루전에너지가격의 공개) 전력거래소는 하루전에너지가격을 거래일 전일 18시까지 공개함을 원칙으로 하되, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 발표할 수 있다.

제16.4.9조(실시간에너지가격의 공개) 전력거래소는 제16.4.7조 제3항의 임시 실시간에너지가격을 실시간시장 거래시간 15분 전까지, 동조 제2항의 실시간에너지가격을 거래일 익일 18시까지 공개함을 원칙으로 한다. 단 실시간에너지가격의 경우 시스템 장애 등 부득이한 상황이 발생할 경우 거래일 익일 24시까지 발표할 수 있다.

제16.4.10조(실시간예비력가격 결정) ① 전력거래소는 거래일 동안 수립된 제16.4.5조 제2항의 모든 실시간발전계획 결과 중 첫 번째 구간의 값, 제16.4.7조 제2항의 실시간에너지가격 및 제16.4.7조 제4항 제3호의 자원별 실시간에너지시장 발전가격(GPRT,i,t)를 이용하여 거래일의 실시간1차예비력, 실시간주파수제어예비력 및 실시간3차예비력에 대한 가격을 계산한다.

② 전력거래소는 제1항에 의한 실시간예비력가격이 확정되기 전 제16.4.5조 제2항의 실시간발전계획 자료 및 제16.4.7조 제3항의 임시 실시간에너지가격을 이용하여 임시 실시간예비력가격을 계산할 수 있다.

③ 제1항 및 제2항에 의한 실시간3차예비력가격은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

1. 실시간3차예비력가격(TR_PRT,t)은 실시간3차예비력이 계획된 자원의 실시간3차예비력기회비용(TR_LOCRT,i,t) 중 가장 높은 값으로 정한다.

2. 제1호의 자원별 실시간3차예비력기회비용(TR_LOCRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

가. 중앙급전발전기

1) 발전기에 실시간3차예비력이 계획되지 않은 경우(STRRT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

2) 발전기가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

3) 발전기의 공급가능용량(RART,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)과 실시간3차예비력계획량(STRRT,i,t)을 차감한 값이 AGC상한(AGC_MAXRT,i,t) 이상일 경우(RARTi,t – SPCRRT,i,t – STRRT,i,t ≥ AGC_MAXRTi,t)
: TR_LOCRT,i,t = 0

4) 발전기의 공급가능용량(RART,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)과 실시간3차예비력계획량(STRRT,i,t)을 차감한 값이 AGC상한(AGC_MAXRT,i,t) 미만일 경우(RARTi,t – SPCRRT,i,t – STRRT,i,t < AGC_MAXRTi,t)
: TR_LOCRT,i,t = MAX{ ( SMPRT,i,t  - GPRT,i,t ) × STLFi,t, 0 } × 1h

나. HVDC

1) HVDC에 실시간3차예비력이 계획되지 않은 경우(STRRT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

2) HVDC가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

3) HVDC가 운전계획 된 경우(|SERTi,t| > 0) : TR_LOCRT,i,t = MAX{ ( SMPRT,i,t - GPRT,i,t ), 0 } × 1h

여기서,

TR_PRT,t : 실시간시장(RT)의 거래기간(t)별 3차예비력가격(원/kW)

TR_LOCRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t) 별 3차예비력기회비용(원/kW)

STRRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간3차예비력계획량(MW)

SPCRRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간1차예비력계획량(MW)

SERTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

RART,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 입찰공급가능용량(MW)

AGC_MAXRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 AGC상한(MW)

GPRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 발전가격(원/kWh)

STLFi,t : 자원(i)의 거래기간(t)별 정적송전손실계수

SMPRT,t : 실시간시장(RT)의 거래기간(t)별 계통한계가격(원/kWh)

④ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 실시간주파수제어예비력가격(FCR_PRT,t)은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

1. 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t)합계가 제주 주파수제어예비력 확보기준 이하인 경우 실시간주파수제어하향기회비용(FCR_DN_LOCRT,i,t) 중 가장 높은 값과 실시간3차예비력가격(TR_PRT,t) 중 더 높은 값을 실시간주파수제어예비력가격(FCR_PRT,t)으로 정한다.

2. 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t) 합계가 제주 주파수제어예비력 확보기준을 초과한 경우 실시간주파수제어상향기회비용(FCR_UP_LOCRT,i,t) 중 가장 높은 값과 실시간3차예비력가격(TR_PRT,t) 중 더 높은 값을 실시간주파수제어예비력가격(FCR_PRT,t)으로 정한다.

3. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

가. 중앙급전발전기

1) 발전기가 주파수제어예비력을 제공할 수 없는 것으로 입찰한 경우(AGC_ONRT,i,t=0) : AVR_DNRT,i,t = 0

2) 발전기가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : AVR_DNRT,i,t = 0

3) 발전기가 운전계획 된 경우(SERT,i,t > 0)
: AVR_DNRT,i,t = Max{ ( SERT,i,t – AGC_MINRT,i,t ) × AGC_ONRT,i,t, 0 }

나. HVDC

1) HVDC가 주파수제어예비력을 제공할 수 없는 상태인 경우(AGC_ONRT,i,t=0) : AVR_DNRT,i,t = 0

2) HVDC가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : AVR_DNRT,i,t = 0

3) HVDC가 운전계획 된 경우(|SERT,i,t| > 0)
: AVR_DNRT,i,t = Max{ ( SERT,i,t – TLA_MINRT,i,t ) × AGC_ONRT,i,t, 0 }

4. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간주파수제어상향기회비용(FCR_UP_LOCRTi,t) 및 실시간주파수제어하향기회비용(FCR_DN_LOCRTi,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

가. 중앙급전발전기

1) 발전기에 실시간주파수제어예비력이 계획되지 않은 경우(SFCRRT,i,t = 0)
: FCR_UP_LOCRT,i,t = 0, FCR_DN_LOCRT,i,t = 0

2) 발전기가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : FCR_UP_LOCRT,i,t = 0, FCR_DN_LOCRT,i,t = 0

3) 발전기가 운전계획 된 경우(SERT,i,t > 0)
: FCR_UP_LOCRT,i,t = Max{ (SMPRT,t – GPRT,i,t) × STLFi,t, 0 } × 1h
FCR_DN_LOCRT,i,t = Max{ (GPRT,i,t – SMPRT,t) × STLFi,t , 0 } × 1h

나. HVDC

1) HVDC에 실시간주파수제어예비력이 계획되지 않은 경우(SFCRRT,i,t = 0)
: FCR_UP_LOCRT,i,t = 0, FCR_DN_LOCRT,i,t = 0

2) HVDC가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : FCR_UP_LOCRT,i,t = 0, FCR_DN_LOCRT,i,t = 0

3) HVDC가 운전계획 된 경우(|SERT,i,t| > 0)
: FCR_UP_LOCRT,i,t = Max{ LOCRHF , 0 } × 1h
FCR_DN_LOCRT,i,t = Max{ LOCRHF , 0 } × 1h

여기서,

FCR_PRT,t : 실시간시장(RT)의 거래시간(t) 별 주파수제어예비력가격(원/kW)

AVR_DNRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간주파수제어하향제공가능용량(MW)

FCR_UP_LOCRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간주파수제어상향기회비용(원/kW)

FCR_DN_LOCRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간주파수제어하향기회비용(원/kW)

TR_PRT,t : 실시간시장(RT)의 거래시간(t) 별 3차예비력가격(원/kW)

SERTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

AGC_MINRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 AGC하한(MW)

AGC_ONRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래시간(t)별 AGC 운전상태

TLA_MINRT,i,t(Minimum Availability of Transmission Line)
: 실시간시장(RT)의 HVDC(i)의 거래기간(t)별 최소공급능력(MW)

SFCRRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간주파수제어예비력계획량(MW)

STLFi,t : 자원(i)의 거래기간(t)별 정적송전손실계수

GPRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 발전가격(원/kWh)

SMPRT,t : 실시간시장(RT)의 거래기간(t)별 계통한계가격(원/kWh)

LOCRHF : 예비력용량가치 정산단가(원/kW)

⑤ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 실시간1차예비력가격(PCR_PRT,t)은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

1. 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t)합계가 제주 주파수제어예비력 확보기준 이하인 경우 실시간1차예비력기회비용(PCR_LOCRT,i,t) 중 가장 높은 값과 실시간3차예비력가격(TR_PRT,t) 중 더 높은 값을 실시간1차예비력가격(PCR_PRT,t)으로 정한다.

2. 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t)합계가 제주 주파수제어예비력 확보기준을 초과한 경우 실시간1차예비력기회비용(PCR_LOCRT,i,t) 중 가장 높은 값과 실시간주파수제어예비력가격(FCR_PRT,t) 중 더 높은 값을 실시간1차예비력가격(PCR_PRT,t)으로 정한다.

3. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간1차예비력기회비용(PCR_LOCRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

가. 중앙급전발전기

1) 발전기에 실시간1차예비력이 계획되지 않은 경우(SPCRRT,i,t = 0) : PCR_LOCRT,i,t = 0

2) 발전기가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : PCR_LOCRT,i,t = 0

3) 발전기의 GF상한(GF_MAXRT,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)을 차감한 값이 AGC상한(AGC_MAXRT,i,t) 이상일 경우( GF_MAXRTi,t - SPCRRTi,t ≥ AGC_MAXRTi,t ) : PCR_LOCRT,i,t = 0

4) 발전기의 GF상한(GF_MAXRT,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)을 차감한 값이 AGC상한(AGC_MAXRT,i,t) 미만일 경우( GF_MAXRTi,t - SPCRRTi,t < AGC_MAXRTi,t )
: PCR_LOCRT,i,t = MAX{ ( SMPRT,i,t - GPRT,i,t )× STLFi,t  , 0 } × 1h

나. HVDC

1) HVDC에 실시간1차예비력이 계획되지 않은 경우(SPCRRT,i,t = 0) : PCR_LOCRT,i,t = 0

2) HVDC가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : PCR_LOCRT,i,t = 0

3) HVDC가 정송계획 된 상태이고, 설비용량(TLCRT,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)을 차감한 값이 최대공급능력(TLA_MAXRT,i,t) 이상일 경우(SERTi,t > 0 &  TLCRTi,t - SPCRRTi,t ≥ TLA_MAXRTi,t )
: PCR_LOCRT,i,t = 0

4) HVDC가 정송계획 된 상태이고, 설비용량(TLCRT,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)을 차감한 값이 최대공급능력(TLA_MAXRT,i,t) 미만일 경우(SERTi,t > 0 &  TLCRTi,t - SPCRRTi,t < TLA_MAXRTi,t )
: PCR_LOCRT,i,t = MAX{ LOCRHF, 0 } × 1h

5) HVDC가 역송계획 된 상태인 경우(SERT,i,t < 0)

: PCR_LOCRT,i,t = MAX{ LOCRHF, 0 } × 1h

여기서,

PCR_PRT,t : 실시간시장(RT)의 거래시간(t)별 1차예비력가격(원/kW)

FCR_PRT,t : 실시간시장(RT)의 거래시간(t)별 주파수제어예비력가격(원/kW)

PCR_LOCRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 1차예비력기회비용(원/kW)

SPCRRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 실시간1차예비력계획량(MW)

SERTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 발전계획량(MW)

GF_MAXRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 GF상한(MW)

AGC_MAXRTi,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 AGC상한(MW)

TLA_MAXRT,i,t(Maximum Availability of Transmission Line)
: 실시간시장(RT)의 HVDC(i)의 거래기간(t)별 최대공급능력(MW)

TLCRT,i,t(Transmission Line Capacity) : 실시간시장(RT)의 HVDC(i)의 거래기간(t)별 설비용량(MW)

STLFi,t : 자원(i)의 거래기간(t)별 정적송전손실계수

GPRT,i,t : 실시간시장(RT)의 자원(i)에 대한 거래기간(t)별 발전가격(원/kWh)

SMPRT,t : 실시간시장(RT)의 거래기간(t)별 계통한계가격(원/kWh)

LOCRHF : 예비력용량가치 정산단가(원/kW)

제16.4.11조(실시간예비력가격의 공개) 전력거래소는 임시 실시간예비력가격을 실시간시장 거래시간 15분 전까지, 실시간예비력가격을 거래일 익일 18시까지 공개함을 원칙으로 한다. 단 실시간예비력가격의 경우 시스템 장애 등 부득이한 상황이 발생할 경우 거래일 익일 24시까지 발표할 수 있다.

제5절 전력의 거래

제16.5.1조(판매사업자의 전력구매) 판매사업자의 전력구매는 별표33을 따른다.

제16.5.2조(용량가격의 적용) 판매사업자에 대한 용량가격의 적용은 별표33을 따른다.

제16.5.3조(부가정산금의 적용) 판매사업자에 대한 부가정산금은 별표33을 따른다.

제16.5.4조(채무불이행시 조치) ① 판매사업자가 제4.3.2조 제2항의 규정을 위반할 시 채무불이행이 발생한 것으로 본다.
② 판매사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

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

2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 채권확보를 위한 모든 행위를 수행

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

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

5. 거래정지 통지를 받은 판매사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지

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

제16.5.5조(연체이자 산정 및 납부) 판매사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다.

연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일

제6절 정산

제1관 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

제16.6.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자에 대한 다음 각 호의 정산금을 별표 33에 따라 1시간 단위로 산정하여 지급한다.

1. 에너지정산금

2. 변동비보전정산금

3. 기대이익정산금

4. 임밸런스페널티

5. 기타 정산기준에서 정한 사항

② 전력거래소는 제16.2.6조에 따라 급전가능집합전력자원으로 등록된 자원에 속한 보유자원에 대해서는 제1항 각호에 해당하는 정산금을 지급하지 아니한다.

③ 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 상호 간에 계약조건에 따라 보유자원에게 제1항의 정산금을 지급한다.

④ 전력거래소는 소규모전력중개사업자에게 제3항의 규정에 따른 정산금 지급 여부에 대한 증빙서류를 요청할 수 있으며, 정산금이 정상적으로 지급되지 않은 것으로 확인되는 경우 소규모전력중개사업자에게 정산금을 지급하도록 지시할 수 있고, 소규모전력중개사업자는 처리결과를 전력거래소에 통보하여야 한다.

⑤ 전력거래소는 비중앙급전발전기를 보유한 발전사업자에 대한 에너지정산금을 별표 33에 따라 1시간 단위로 산정하여 지급한다.

제16.6.1.2조(공급가능용량에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자가 입찰한 공급가능용량에 대하여 별표 33에 따라 정산한다.

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

조건	적용대상
제2.4.3조 제4항 제2호에 의한 최대부하 시현기간이 하계인 경우	당해연도 7월1일(포함) 이후로 상업운전 예정일을 제출하고 실제 상업운전은 7월1일 이전에 개시하는 발전기
제2.4.3조 제4항 제2호에 의한 최대부하 시현기간이 동계인 경우	당해연도 12월1일(포함) 이후로 상업운전 예정일을 제출하고 실제 상업운전은 12월1일 이전에 개시하는 발전기

③ 전력거래소는 제16.2.6조의 규정에 의하여 급전가능집합전력자원으로 등록된 자원에 속한 보유자원에 대해서는 제1항에 해당하는 정산금을 지급하지 아니한다.

④ 전력거래소는 제16.2.10조의 규정에 의하여 급전가능집합전력자원으로서의 자격을 정지하는 경우 자격정지일 첫 거래시간부터 제1항에 해당하는 정산금을 지급하지 아니한다.

⑤ 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 상호 간의 계약조건에 따라 보유자원에게 제1항 의 정산금을 지급한다.

⑥ 전력거래소는 소규모전력중개사업자에게 제5항의 규정에 따른 정산금 지급 여부에 대한 증빙서류를 요청할 수 있으며, 정산금이 미지급된 것으로 확인되는 경우 소규모전력중개사업자에게 정산금을 지급하도록 지시할 수 있고, 소규모전력중개사업자는 처리결과를 전력거래소에 통보하여야 한다.

제16.6.1.3조(보조서비스 정산) ① 전력거래소는 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제공한 다음 각 호의 예비력에 대하여 별표 33에 따라 1시간 단위로 정산한다.

1. 주파수제어예비력

2. 1차예비력

3. 3차예비력

② 전력거래소는 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제공한 마일리지 및 자체기동 서비스에 대하여 별표 33에 따라 1시간 단위로 정산하여야 한다.

③ 전력거래소는 제1항 제1호 및 제2호의 정산단가 산정시 송전사업자의 전기저장장치가 제공한 보조서비스량을 고려한다.

제16.6.1.4조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 지급할 전력거래대금보다 판매사업자가 전력거래소에 지급한 전력거래대금이 적은 경우에는 제4.3.6조의2의 예비계좌에서 인출한 예치금으로 부족분을 충당하여 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 우선 지급한다. 단, 예비계좌 예치금이 전력거래대금 부족분보다 적은 경우에는 다음과 같이 각 발전사업자 및 소규모전력중개사업자별로 거래대금을 산정하여 결제한다.

발전사업자 및 소규모전력중개사업자의 할인된 거래대금 = (구매자가 지불한 총거래대금 + 예비계좌 사용금액) × 해당 결제일에 각 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 받아야 할 거래대금 / 해당 결제일의 전력시장 총거래대금

② 채무불이행된 거래대금과 지연에 따른 이자가 회수되는 경우에는 발전사업자가 원래 지급받아야할 거래대금에서 전력거래대금, 지연에 따른 이자 순으로 조정하여 지급한다.

제16.6.1.5조(전력거래대금 채권양도 및 압류·가압류) ① 소규모전력중개사업자의 전력거래대금 질권·채권양도 및 압류·가압류와 관련하여서는 별표8의 7.11.6의 규정을 준용한다. 다만, 자원보유자의 중개사업에 따른 별도의 사유가 없는 한 전력거래소의 정산에 영향을 미치지 아니한다.

② 본 규칙에 규정되지 않은 질권·채권양도 및 압류·가압류와 관련된 사항에 대해서는 민법, 민사집행법 등 제반규정에 따른다.

제2관 판매사업자에 대한 정산

제16.6.2.1조(전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산금액은 별표 33의 정산기준에 따라 1시간 단위로 계산한 전체 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 중개사업자의 시간대별 전력량에 대한 정산금 총액으로 한다.

제16.6.2.2조(공급가능용량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 공급가능용량에 대한 정산금액은 별표 33에 따라 1시간 단위로 산정한 전체 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 중개사업자 시간대별 공급가능용량 정산금 총액으로 한다.

제16.6.2.3조(부가정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 별표 33에 따라 정산기준에 따라 1시간 단위로 산정한 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 중개사업자의 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액으로 한다.

제7절 급전가능재생에너지자원의 전력계통 운영

제16.7.1조(급전가능재생에너지자원에 관한 계통운영) ① 전력거래소는 급전가능재생에너지자원에 대한 출력 감시, 평가 및 급전지시를 통해 전력계통을 안정적으로 운영하여야 한다.

② 전력거래소와 송·배전사업자는 안정적인 계통운영을 위하여 다음 각 호의 정보를 상호 공유한다.

1. 급전가능재생에너지발전기로 등록된 보유자원 정보

2. 급전가능집합전력자원에 속하는 보유자원 정보

③ 전력거래소는 배전망의 안정적 운영을 위하여 다음 각 호의 정보를 배전사업자와 공유한다.

1. 제16.4.2조의 급전가능재생에너지자원의 하루전발전계획량

2. 제16.4.4조의 급전가능재생에너지자원의 당일발전계획량

3. 제16.4.6조의 급전가능재생에너지자원의 실시간발전계획량

제16.7.2조(급전지시) ① 전력거래소는 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 다음 각 호의 사항에 관하여 급전지시를 할 수 있다.

1. 급전가능재생에너지자원의 계통연결 및 분리

2. 발전출력지시

3. 급전가능재생에너지자원의 급전지시 이행능력시험

4. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항

② 전력거래소는 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 제16.4.1조의 하루전발전계획, 제16.4.3조의 당일발전계획, 제16.4.5조의 실시간발전계획에 따른 결과 또는 계통운영시스템의 실시간 급전계획 결과에 따라 제1항 제1호 및 제2호의 급전지시를 하는 것을 원칙으로 하되, 다음 각 호의 경우 급전원의 판단에 의하여 급전지시를 달리 할 수 있다.

1. 공급과잉 등 수급불균형이 예상되는 경우

2. 발전기, 전력계통의 사고 등에 의해 발전계획을 수립하기에 충분한 시간적 여유가 없는 경우

3. 기타 전력계통의 안정을 위해 긴급하게 급전지시가 필요한 경우

제16.7.3조(급전지시의 기준) 전력거래소는 급전가능재생에너지자원에 대하여 송전단 기준 유효전력(MW)으로 급전지시 한다.

제16.7.4조(급전지시의 방법 등) ① 전력거래소의 급전지시는 전력거래시스템, 계통운영시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용한다.

② 전력거래소와 제1항에 의한 급전지시를 받은 사업자는 계통 연결 및 분리 후 2시간 이내에 계통연결 및 분리 시간을 거래소에 제출해야한다.

제16.7.5조(급전지시의 이행) 제16.7.2조의 급전지시를 받은 사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다.

제16.7.6조(급전지시의 철회 또는 변경) ① 제16.7.2조의 급전지시를 받은 사업자는 설비나 인명의 안전에 위해가 예상되어 급전지시를 이행할 수 없는 경우에는 지체없이 그 사유 및 이행 예상 시기를 전력거래소에 통지하여야 한다.

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 통지를 받은 경우 제16.7.2조의 급전지시를 철회 또는 변경할 수 있다.

제16.7.7조(비상시 급전지시) 전력거래소는 천재지변 등으로 전력계통 운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 있을 경우, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 별표 12에 따라 비상시 급전지시를 할 수 있다.

제16.7.8조(송전손실의 적용) 전력거래소는 제16.4.1조의 하루전발전계획, 제16.4.3조의 당일발전계획 및 제16.4.5조의 실시간발전계획 수립을 위하여 제2.5.3조의 정적손실계수를 고려한다.

제8절 급전가능재생에너지자원의 전력거래시스템

제16.8.1조(실시간 자료취득 및 제어설비의 설치) ① 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 제16.2.3조의 기술요건을 충족하기 위한 실시간시스템 자료취득 및 제어설비를 설치하여야 한다.

② 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 제16.2.4조의 기술요건을 충족하기 위한 실시간 자료취득 및 제어설비를 설치하여야 한다.

제16.8.2조(실시간 자료취득 및 제어설비 관리) ① 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자 및 급전가능집합전력자원를 보유한 소규모전력중개사업자는 설비고장 또는 통신오류 등에 의해 자료제공에 장애가 발생하지 않도록 주기적으로 제16.8.1조에 따라 설치한 설비를 점검하여야 한다.

② 자료취득 및 제어설비에 장애가 발생한 경우 전력거래소는 즉시 해당 사업자에게 통보하고, 해당 사업자는 가능한 빠른 시일 내에 정상화 시켜야 한다.

③ 제1항 및 제2항의 세부 기준 및 절차는 별표 13에 따른다.

제9절 보칙

제16.9.1조(별도지침의 제정) ① 전력거래소는 필요한 경우 별도의 지침을 마련하여 전기자동차 등 신자원의 전력시장 참여, 급전가능재생에너지자원의 예비력시장 참여 등 새로운 제도의 도입에 앞서 추가적인 실증을 추진할 수 있다.

② 제1항의 경우에는 가상의 테스트로 진행하며 본 6장의 전력거래대금에는 영향을 미치지 않아야 한다.

부 칙(2023. XX. XX)

제1조(시행일) ① 제16장 및 별표3, 별표4, 별표5, 별표8, 별표13, 별표33, 별표34의 전력시장 제도개선 제주 시범사업 도입과 관련된 규정은 전산시스템 개발․점검 및 모의운영을 위해 공고일로부터 6개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

② 제1항을 시행하기 30영업일 이전에 전력거래시스템(e-power market)을 통해 사전 공지한다.

제2조(설비용량 1MW초과 비중앙급전발전기에 대한 경과 규정) ① 제1조의 전력시장 제도개선 제주 시범사업 시행일 이전 상업운전을 개시한 1MW 초과 비중앙급전발전기는 제16.3.2조 제5항을 적용받지 아니한다.

② 제1조의 시행일 이후 상업운전을 개시한 1MW 초과 비중앙급전발전기는 제16.3.2조 제5항 규정을 시행일로부터 1년 뒤 적용한다.

제3조(예측제도 경과조치) ① 제14장 재생에너지 발전량 예측제도(이하 “예측제도”)는 제16장 제2절의 재생에너지 입찰제도(이하 “입찰제도”)가 도입된 지역에 대하여 입찰제도를 시행함과 동시에 종료한다.

② 제1항에도 불구하고 제주계통에 연결된 보유자원은 급전가능재생에너지자원으로 참여한 경우에 한하여 제1조의 시행일로부터 1년간 예측제도에 참여할 수 있으며, 이 경우 제주계통 내 예측제도 대상자원에 적용하는 예측제도 정산단가는 육지계통 내 예측제도 대상자원에 적용하는 정산단가의 50%를 적용한다.

③ 제2항의 예측제도 참여 가능기간 동안 제주계통 내 예측형 집합전력자원의 주요 자원 설비용량 합계 기준은 1MW 초과로 완화 적용하며, 소규모전력중개시장의 운영에 관한 규칙 제35조의3(설비용량별 구성)은 제주계통의 예측형 집합전력자원을 제외하고 적용한다.

제4조(시범사업 유효기간) 제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업은 전국으로 확대 적용되기 전(2025년 말 예정)까지 효력을 가진다.

·시범사업 목적 명시

·적용범위 및

별도 지침운용 명시

·시범사업 추진방향 명시

·시범사업 대상 명확화

·시범사업 원칙 명시

·우선적용 명시

·우선적용 명시

·용어정의 신설

·하루전시장 정의

·하루전시장 거래기간 명시

·하루전시장 입찰마감시간 정의

·하루전발전계획 수립항목 명시

·당일발전계획 정의

·당일발전계획 수립단위 명시

·당일발전계획 수립기간 명시

·실시간시장 정의

·실시간에너지시장 정의

·실시간시장 거래기간 정의(15분)

·실시간시장 입찰마감시간 정의

·실시간예비력시장 거래상품 명시

·실시간발전계획 수립항목 명시

·수립기간 정의

·급전가능재생에너지 신설

·집합자원 정의

·집합자원 내 보유자원 정의

용어변경

(개별→보유)

·보유자원 내 구성 가능 자원 정의

·보유자원 내 보조자원 정의

·제출자료 및 급전지시 이행 등 의무항목 명시

·입찰의무 명시

·3MW 초과 풍력 및 태양광발전기 시범사업 참여 의무 명시

·단독자원 등록기준 명시

·1MW 초과 태양광·풍력 참여 가능 명시

·집합자원 등록기준 명시

·보유자원 20MW이하 모집가능

·집합자원 설비용량 가능범위 명시

·단독자원 기술요건 명시

·20MW미만 자원 RTU 또는 신재생자료취득장치 설치 명시

·실시간 제공 항목 명시

·실시간시장 거래단위(15분)에 따라 출력제어지시 이행기준 명시

·집합자원 기술요건 명시

·실시간 제공 항목 명시

·실시간시장 거래단위(15분)에 따라 출력제어지시 이행기준 명시

·등록신청 기간 명시

·법 시행규칙 제17조의2 제1항에 따름

(약관 추가제출)

·자원보유자 보호

(법 시행규칙 제17조의2 제3항 제2호 명시)

·입찰제도 권한 위임사항 포함

·등록 시 서류면제 기준

·등록 시 확인사항 및 등록완료 일자 명시

·재생에너지 입찰제도 거래기간 명시

·급전가능재생에너지 입찰마감시간 명시

·급전가능재생에너지 설비용량 감소시 관리기준

·등록 전 시험 기준 명시

·임밸런스 페널티 허용오차와 일치

·설비용량 기준 허용오차 산정

·설비이용률 10% 미달 시 재시험 시행

·자격정지 기준 명시

·영구자격정지 조항 삭제

·자격정지에 대한 사업자 이의신청 기준 명시

·자원 등록말소 기준 명시

·영구자격정지 조항 삭제

·다음 거래차수 등록하지 않은 경우 자동말소

·시장감시 항목 명시

·현행 재정보증규칙 준용

(3.4.1조 참고)

·보증금 계좌 관련 규정 문구 보완

·재정보증 면제 규정
(현행규정 준용)

·입찰서 제출

·입찰대상 명확화

·중앙급전은

현행규정 준용

·급전가능재생에너지 입찰서 항목 신설

·급전가능재생에너지자원 공급가능용량 및 입찰가격 기준 기술

·변동비가 0원이므로 0원 이하입찰

(담합방지위함)

·입찰하한가(M-2 평균 현물 REC)

·1MW초과 비중앙계획량 제출(신규분)

·하루전시장 입찰을 하지 않는 경우 기준 명시

·입찰하지 않는 경우 0원/kWh 적용

·실시간시장 입찰방법 명시

·하루전 입찰마감 이후 변경입찰시 실시간시장 입찰에 반영

·입찰대상 명확화

·가격입찰 기준 명시

·기존규칙 준용

·집합전력자원예외규정 신설

·당일발전계획 수립에 따른 당일수요예측 및 통지 기준

·실시간발전계획 수립에 따른 실시간수요예측 및 통지 기준

·하루전발전계획 수립기준 명시

·HVDC 적용가격 문구 명확화

·수립단위 및 수립기간 명시

·수립 시 고려항목 명시

·하위위임규정

·예비력 대칭  기준

·발전기 기동정지 결정 근거 명시

·하루전발전계획 통지기준

·통지항목 명시

·거래일 이후 통지항목 명시

·당일발전계획 수립기준 명시

·수립단위 및 수립기간 명시

·발전기 기동정지 결정 근거 명시

·당일발전계획 통지기준 명시

·통지항목 명시

·실시간발전계획 수립기준 명시

·HVDC 적용가격 문구 명확화

·수립단위 및 수립기간 명시

·수립 시 고려항목 명시

·발전기 기동정지 결정 근거 마련

·예비력 대칭 기준 신설

·문구 명확화

·실시간발전계획 통지기준

·통지항목 명시

·거래일 이후 통지항목 명시

·하루전SMP 결정

·실시간SMP 결정

·임시 실시간SMP 결정

·급전가능재생에너지 에너지가격결정자격 부여

·SMP 결정 방식 명시

·유효발전가격 결정 방식 명시

·발전가격 계산 방식 명시

·발전기별 2차증분가격계수, 1차증분가격계수, 가격상수, 최대 출력증가/감소율 구분하여 명시

·급전가능재생에너지의 1차증분가격계수는 입찰가격으로 반영

·증분가격 계산방식 명시

·무부하가격 계산방식 명시

·최소운전대수 이하 운전인 경우 무부하가격 0 적용

·기동가격 계산방식 명시

·최소운전대수 이하 운전인 경우 기동가격 0 적용

·가격결정자격 항목 명시

·하루전SMP 공개시간 명시

·실시간SMP 공개시간 명시

·실시간예비력가격 계산방식 명시

·임시 실시간SMP를 이용한 임시 실시간예비력가격 계산 명시

·3차예비력가격 계산방식 명시

·주파수제어예비력가격 계산방식명시

·주파수제어하향제공가능용량 산정방식 명시

·주파수제어예비력 기회비용 계산방식 구분

·W/G(7.20)

결과 반영

·HVDC 주파수제어예비력 기회비용 산정시 예비력용량가치 정산단가 반영

·1차예비력가격 계산방식 명시

·별표3 1.4.2.2에 따라 설비용량 이내 확보기준 적용

·W/G(7.20)

결과 반영

·실시간예비력가격 공개시간 명시

·하위위임규정 신설

·하위위임규정 신설

·하위위임규정 신설

·기존규칙 준용

·기존규칙 준용

·하위위임규정 신설

·급전지시 또는 입찰제약량 대비 편차에 대한 임밸런스페널티 부과 신설

·중개사업자에게 보유자원 정산금 지급 권한 위임

·처리결과 통보 절차 추가

·하위위임규정 신설

·하위위임규정 신설

·급전가능재생에너지 용량정산금 지급 규정 신설

·중개사업자에게 보유자원 정산금 지급 권한 위임

·처리결과 통보 절차 추가

·하위위임규정 신설

·마일리지 정산금 신설

·기존규칙 준용

·중개사업자 추가적용

·질권 및 채권 양도 관련 사항은 별표8 준용

·중개사업자 정산금 추가 적용

·중개사업자 정산금 추가 적용

·중개사업자 정산금 추가 적용

·급전가능재생에너지 계통운영 조항 신설

·급전가능재생에너지 급전지시 사항 명시

·송전단 기준 유효전력 급전지시

·급전가능재생에너지 급전지시 방법 명시

·급전지시 이행의무 명시

·기존규칙 준용

·기존규칙 준용

·하루전발전계획, 당일발전계획, 실시간발전계획 송전손실 적용 명시

·RTU 또는 신재생자료취득장치 설치 의무 명시

·기존규칙 준용

·추가 실증사업 추진근거 마련

·시범사업 시행일 명시

·신규 비중앙급전발전기 입찰 의무 예외기간 설정

·예측제도 종료시기 명시

·입찰제도 참여자원 예측제도 참여 시 1년간 50% 지급

·설비용량별 구성

기준 완화

·시범사업 유효기간 명시

나. 별표2 정산 기준

현 행

개 정(안)

개 정 사 유

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 대상자원 전력거래량에 대한 정산

① 주요자원의 전력거래량에 대한 정산

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

IFPi,t = MGOMi,t × FPi,t × 1,000

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 대상자원 전력거래량에 대한 정산

① 주요자원의 전력거래량에 대한 정산

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

IFPi,t = MGOMi,t × FPi,t × JFPFi × 1,000

JFPFi : 제주 시범사업 중 재생에너지 입찰제도에 참여하는 자원에 적용하는 예측제도 정산단가 계수

적용계수		적용 조건
JFPFi	0.5	제주계통 내 재생에너지 입찰제도(제주 시범사업)와 예측제도에 동시 참여하는 자원
	1	제주지역 외 지역(육지)의 예측제도 참여자원

· 예측제도 정산단가 50% 적용을
정산산식으로 표현

· 기호 보완

(FPF→JFPF)

다. 별표4 입찰 운영 절차

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
<신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설>	6.4 급전가능재생에너지자원의 입찰 제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 참여하는 급전가능재생에너지자원에 대해서는 본 항목의 규정을 따르며, 본 별표 내의 타 절차와 상충되는 항목이 발생하는 경우 본 항목을 우선하여 적용한다. 6.4.1 입찰자료의 제출 6.4.1.1 입찰은 거래일 24시간에 대하여 한다. 6.4.1.2 하루전시장입찰자료는 하루전시장입찰마감시간 이전까지 전력거래입찰시스템을 통하여 제출하여야 한다. 다만, 해당자원을 보유한 회원의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 정상적인 입찰이 이루어지지 못한 경우에는 별지 제31-6호 모사전송 또는 이메일 등의 방법으로 전력거래소에 제출할 수 있다. 6.4.1.3 실시간시장입찰자료는 하루전시장입찰자료 및 실시간시장입찰마감시간 이전까지의 변경입찰자료 중 가장 최신의 입찰자료로 갈음한다. 다만, 해당자원을 보유한 회원의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 정상적인 입찰이 이루어지지 못한 경우에는 별지 제33-6호를 작성하여 모사전송 또는 이메일 등의 방법으로 전력거래소에 제출할 수 있다. 6.4.1.4 실시간시장입찰마감시간이 지난 이후 예측 불가능한 발전기의 고장 등의 사유로 변경입찰을 하지 못한 경우 사유 발생시점으로 부터 2시간 이내에 변경된 입찰서를 제출하여야 한다. 단, 해당 입찰서는 실시간에너지가격 및 실시간예비력가격 결정을 위한 실시간발전계획의 입력자료로 사용되지 아니한다. 6.4.1.5 9.1.1 및 9.1.2에도 불구하고 급전가능재생에너지자원에 대하여는 공급가능용량, 출력증가율, 출력감소율을 소수점 이하 넷째자리에서 반올림하여 셋째자리까지 입찰한다. 6.4.1.6 급전가능재생에너지에 대한 기동소요시간, 최소발전용량도달시간, 계통분리시간, 최소운전시간, 최소정지시간은 hh:mm의 형태로 분(min) 단위까지 입찰하여야 한다. 6.4.2 공급가능용량 6.4.2.1 입찰시 시간대별 공급가능용량은 급전가능재생에너지자원은 송전단 기준 예측발전량(MWh)을 제출하되, 출력증가/감소율을 고려하여야 한다. 6.4.2.2 급전가능재생에너지자원에 대한 예측발전량 변경 등으로 공급가능용량이 변경되었을 경우 6.3.7.5.2의 절차에 따라 변경입찰하여야 한다. 6.4.3 기술적특성 6.4.3.1 급전가능재생에너지자원의 변경입찰 시 특별한 사유가 발생하지 않는 한 제16.3.2조의 하루전시장 입찰서에 기재한 기술적 특성 자료를 변경하여 입찰하여서는 아니된다. 6.4.3.2 6.4.3.1에도 불구하고 급전가능재생에너지자원의 부분적인 고장으로 특성이 변경된 경우 사유를 명기하고 변경하여 입찰할 수 있다. 6.4.4 입찰가격 6.4.4.1 급전가능재생에너지자원의 입찰가격은 6.4.2.1에서 제출한 시간대별 예측발전량(MWh)에 대하여 최대 10개 구간까지 자유롭게 나누어 가격을 소수점이하 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 입찰하되, 하한은 제16.3.2조의 입찰하한가격, 상한은 제16.3.2조의 입찰상한가격으로 한다. 6.4.4.2 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 제16.1.8조 제4호의 하루전시장 입찰마감시간 이후 발전기의 입찰가격을 변경하고자 하는 경우 전력거래입찰시스템을 통해 6.4.4.1에 따라 제출한 구간별 입찰가격보다 전체 발전구간에 대해서 같거나 낮은 가격으로 입찰하여야 한다. 6.5 1MW초과 비중앙급전발전기의 입찰 제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 참여하는 1MW초과 비중앙급전발전기에 대해서는 본 항목의 규정을 따르며, 본 별표 내의 타 절차와 상충되는 항목이 발생하는 경우 해당 항목을 우선하여 적용한다. 6.5.1.1 입찰은 거래일 24시간에 대하여 한다. 6.5.1.2 하루전시장입찰자료는 하루전시장입찰마감시간 이전까지 전력거래입찰시스템을 통하여 제출하여야 한다. 다만, 해당자원을 보유한 회원의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 정상적인 입찰이 이루어지지 못한 경우에는 별지 제31-7호 모사전송 또는 이메일 등의 방법으로 전력거래소에 제출할 수 있다. 6.5.1.3 실시간시장입찰자료는 하루전시장입찰자료 및 실시간시장입찰마감시간 이전까지의 변경입찰자료 중 가장 최신의 입찰자료로 갈음한다. 다만, 해당자원을 보유한 회원의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 정상적인 입찰이 이루어지지 못한 경우에는 별지 제33-7호를 작성하여 모사전송 또는 이메일 등의 방법으로 전력거래소에 제출할 수 있다. 6.5.1.4 9.1.1 및 9.1.2에도 불구하고 1MW초과 비중앙급전자원발전기에 대하여는 공급가능용량을 소수점 이하 넷째자리에서 반올림하여 셋째자리까지 입찰한다. 6.5.2 공급가능용량 6.5.2.1 입찰시 시간대별 공급가능용량은 급전가능재생에너지자원은 송전단 기준 예측발전량(MWh)을 제출하여야 한다. 6.5.2.2 1MW초과 비중앙발전기에 대한 예측발전량 변경 등으로 공급가능용량이 변경되었을 경우 6.3.7.5.2의 절차에 따라 변경입찰하여야 한다.	·급전가능재생 에너지자원의 입찰 절차 신설 ·최소 입찰의무 기준 변경에 따라 입찰 단위 세밀화 ·문구 명확화 ·발전계획 프로그램의 공급가능용량 구간과 일치 ·고정계약 발전기의 과도하게 낮은 가격 입찰 방지 ·문구 명확화 ·재생에너지자원 사업자의 가격 교란 행위 방지 ·신설 1MW초과 비중앙급전발전기의 입찰 절차 신설 ·문구 명확화

라. 별표5 전력수요 예측 절차

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
< 신 설 > < 신 설 > < 신 설 > < 신 설 > < 신 설 > < 신 설 > 7.3 부칙 7.3.1 회원간의 별도 합의가 있을 때까지 거래일 전일이 휴일인 경우 휴일 전일에 일간 전력수요를 예측하여야 한다. 만약 휴일 전일도 휴일(연휴)인 경우는 휴일이 처음 시작하는 날의 1일전에 일간 전력수요를 예측한다. 7.3.2 휴일이 3일 이상인 경우에는 ‘별표4. 입찰운영절차’ 11.2.1.3의 규정에 의한 예약입찰 일정에 따라 일간 전력수요를 예측한다. < 신 설 >	7.3 전력시장 제도개선 제주 시범사업을 위한 수요예측 절차 본 항목은 시범사업기간 동안 하루전발전계획, 당일발전계획 및 실시간발전계획의 입력자료로 사용되는 전력수요를 예측하기 위한 절차이다. 7.3.1 수요예측 기준 7.3.1.1 수요예측은 송전단을 기준으로 한다. 7.3.1.2 일간수요예측, 당일수요예측 및 실시간수요예측은 일간수요예측시스템, 당일수요예측시스템 및 실시간수요예측시스템을 이용한다. 7.3.1.3 수요예측담당자는 7.3.1.2의 일간수요예측 및 당일수요예측 결과에 기상, 사회적 요인 등을 추가로 고려하여 결과를 보정할 수 있다. 7.3.1.4 전력수요예측은 수요반응자원의 자발적 수요감축에 따른 감축계획량과 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청량을 반영하여 예측한다. 7.4 부칙 7.4.1 회원간의 별도 합의가 있을 때까지 거래일 전일이 휴일인 경우 휴일 전일에 일간 전력수요를 예측하여야 한다. 만약 휴일 전일도 휴일(연휴)인 경우는 휴일이 처음 시작하는 날의 1일전에 일간 전력수요를 예측한다. 7.4.2 휴일이 3일 이상인 경우에는 ‘별표4. 입찰운영절차’ 11.2.1.3의 규정에 의한 예약입찰 일정에 따라 일간 전력수요를 예측한다. 7.4.3 7.3 전력시장 제도개선 제주 시범사업을 위한 수요예측에 대해서는 7.4.1, 7.4.2의 규정을 적용하지 아니한다.

마. 별표8 정산 및 결제 절차

현 행	개 정(안)	개 정 사 유
7.0 절차 (중략) < 신설 > (중략) 7.2 전력거래시스템 및 정산자료 입력 오류‧착오에 대한 정산 (중략) < 신설 > (중략)	7.0 절차 (중략) 7.1.10 급전가능재생에너지자원의 60분 평균 EMS급전지시량(SET_POINTi,t)는 MW를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다. (중략) 7.2 전력거래시스템 및 정산자료 입력 오류‧착오에 대한 정산 (중략) 7.2.3 제16장의 시범사업 기간 동안 제주계통에 대하여 전력거래소의 전력거래시스템 장애 또는 유효한 입찰 누락‧착오 등에 의하여 비정상적 거래결과로 정산된 경우 유효한 입력을 하루전발전계획 및 실시간발전계획에 재반영하여 발전계획량, 예비력계획량 및 하루전에너지가격, 실시간에너지가격, 실시간예비력가격을 산출하고 계량전력량에 따라 재정산한다. 단, 제16.3.5조의 규정에 해당하는 실시간시장입찰마감시간 이후 제출된 입찰자료에 대해서는 본 절차를 적용하지 아니한다. (중략)	·EMS급전지시량 소수점 처리방법 명시 ·타 규정과 소수점 규정 일치 ·제주시범사업 에 대한 처리방법 신설

바. 별표13 계통운영시스템 운영절차

현 행

개 정(안)

개 정 사 유

1.0 목  적

규칙 제10.1.1조의 규정에 의거 전력계통운영에 필요한 자료의 실시간 취득 및 전송과 설비의 원격제어를 위하여 전력거래소, 전기사업자가 시설하는 계통운영시스템의 시설 및 운영 기준에 대한 세부절차를 규정하여 제반 업무수행의 신뢰성, 효율성 및 투명성을 유지하고, 운영 시 결함요소를 사전 예방하여 운영환경을 최적의 상태로 하는데 그 목적이 있다.

(중략)

2.0 적용범위

2.1 적용대상 : 전력거래소, 전기사업자

(중략)

3.0 책 임

(중략)

3.2 전기사업자

(중략)

5.0 용어의 정의

5.1 계통운영시스템

(EMS : Energy Management System)

전국의 발전소 및 변전소의 운전상태를 실시간으로 감시, 제어하고 다양한 연료를 사용하는 발전소의 경제적인 전력 생산과 안정된 전력공급을 종합 관리하기 위해 전력거래소에 설치 운영되는 컴퓨터시스템 및 주변장치

(중략)

5.4 DB(DataBase) : 전력계통운영에 필요로 하는 전력정보 즉, 발․변전소의 Analog 및 Status 자료를 취득하고 저장 및 관리하기 위한 정보의 집합

5.5 실제값 : 발, 변전소의 Analog 또는 Digital Meter에서 계측기(0.25급이상)로 측정한 값

(중략)

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

(중략)

7.2 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1 시설 대상

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.

7.2.1.2 EMS와 자료를 연계하는 원격소장치(RTU) 또는 실시간 자료취득·제어설비와 발전소 제어설비 간에 신호연계가 필요한 경우 디지털 통신방식을 적용해 직접 연계한다.

1) RTU 신설 또는 교체할 경우 시행일부터 적용하고, 기존 설비는 시행일로부터 5년 이내에 적용한다.

2) RTU, 실시간 자료취득·제어설비와 발전소 제어설비의 디지털 통신방식 적용이 불가한 경우 회원사는 제작사의 공문을 첨부해 예외인정을 요청하고 거래소는 이를 검토 후 승인한다.

(중략)

7.2.3.1 전기사업자는 해당 연도부터 향후 5년간의 실시간 자료취득 및 제어 설비의 시설계획을 매년 작성하여 3월말까지 전력거래소로 제공하고, 전력거래소는 이를 검토하여 계통운영시스템(EMS)의 운영계획을 수립한다.

(중략)

7.2.4 실시간 자료취득 및 제어설비 설치

7.2.4.1 전력거래소는 전기사업자와 협의후 계통운영시스템과 실시간 자료취득 및 제어설비간 자료취득 및 제어기준, 통신규격 등을 정하여 전기사업자에게 제공한다.

7.2.4.2 전기사업자는 전력거래소에서 정한 자료취득 및 제어기준과 통신규격에 맞는 설비를 설치하되, 발전 및 송변전 설비 설계와 병행하여 다음 규격에 만족하도록 설계한다. 단, EMS 원격소장치에 적용되어야 하는 최소 요구규격은 전력거래소 홈페이지에 게시하고 설비운영이 필요한 부가기능은 회원사 자체 결정에 의한다.

(중략)

4) 설비의 취득자료를 발,변전소에서 실시간으로 감시할 수 있는 단말장치 등을 설치한다.

(중략)

7.2.4.3 전기사업자가 실시간 자료취득 및 제어설비 설치 전에 전력거래소의 계통운영시스템(EMS)과 온라인 시험이 필요할 경우 사전에 전력거래소에 요청하여야 하며, 전력거래소는 전력계통 운영에 지장 없는 범위 내에서 협조한다.

7.2.4.4 실시간 자료취득 및 제어설비의 설치는 발전설비 및 송변전설비와 병행하여 설치하되, 기기(모선, 차단기, 기동용변압기) 가압 이전에 완료하여야 한다.

7.2.4.5 전기사업자는 실시간 자료취득 및 제어설비 설치 50일전에 전력거래소에 통보하여야 하며, 이때 계통운영시스템(EMS)의 DB입력에 필요한 사항(붙임8.2)과 자료취득 및 제어포인트 내역을 작성하여 같이 제출한다.

7.2.4.6 전력거래소는 계통운영을 고려하여 전기사업자가 제출한 자료취득 및 제어포인트 내역을 검토하여 설치 30일 전까지 전기사업자에게 회신한다.

7.2.4.8	설치가 완료되면 전력거래소의 계통운영시스템(EMS)과 다음 순서에 따라 포인트별 연동시험을 하여 이상여부를 확인하고 이상개소 발견 시 즉시 수정하여 전력거래소에 재시험을 요청한다.

(중략)

4) 계측정보 취득시험시 발,변전소의 원격소장치에서 포인트별 변환기 입력값을 5단계로(최대값의0%,25%, 50%,75%, 100%) 입력하여 EMS에서 이상 유무를 확인한다.

5) 발전기 제어시험시 EMS에서 제어값을 5단계로(0%,25%,50%,75%, 100%) 전송하여 원격소장치와 발전기 제어설비(DCS : Digital Control System)에서 각각 이상 유무를 확인한다.

6) 상기 3), 4), 5)항의 시험결과 이상상태 발견시 원인을 분석·수정하여 기기(모선, 차단기, 기동용변압기등) 가압 이전까지 정상화 한다.

(중략)

7.2.4.9 계통운영시스템(EMS)과 실시간 자료취득 및 제어설비간 통신을 위한 별도 경로의 이중회선은 전력거래소의 통신 인출점(주분선반)까지 전기사업자가 시설 및 관리하며 그 규격은 붙임8.3과 같다.

7.2.4.10 전기사업자는 전력 기기(모선, 차단기, 기동용변압기등) 가압 50일전까지 붙임8.4에 명시한 규격의 원격소장치용 통신회선을 청약하고 개통일정과 임대번호 등을 전력거래소에 통보한다.

7.2.4.11 전력거래소와 전기사업자는 기기(모선, 차단기, 기동용변압기등) 가압 20일 전까지 통신회선 및 통신링크를 다음 순서에 따라 개통한다.

(중략)

4) 3)항의 시험결과 Error가 발생할 경우 전기사업자는 통신회사에 회선점검을 요청한다.

7.2.5 계통운영시스템 자료취득 포인트 증설 및 폐지

7.2.5.1 전기사업자는 전력설비의 증설시 포인트 증설계획을 수립하여 해당 설비의 계통운전과 동시에 자료를 취득할 수 있도록 취득점 증설공사를 시행하여야 한다.

7.2.5.2 전기사업자는 전력설비 신, 증설 및 폐지 등으로 해당 포인트의 변동이 수반될 경우 20일전에 전력거래소에 통보하여야 한다.

7.2.6 실시간 자료취득 및 제어설비의 기능보강

7.2.6.1 전력거래소는 계통운영시스템(EMS)의 기능 개선 및 교체에 따른 통신규격, 자료취득 기준, 설비운영기준이 변경될 경우 전기사업자와 협의 후 개선을 요청할 수 있다.

7.2.6.2 전력거래소는 자료취득 및 제어기능이 기준에 미달한 경우 전기사업자에게 개선를 요청할 수 있다.

7.2.6.3 전기사업자는 실시간 자료취득 및 제어설비의 신설, 교체 및 기능보강이 있을 경우 전력거래소에 통보하여야 한다.

(중략)

7.3 계통운영시스템 제공자료 품질기준

7.3.1 전기사업자는 원격소 장치 및 관련 설비의 고장으로 원격소장치 단위의 자료제공이 중단될 경우 이를 신속히 처리하여야 하며, 고장복구가 1일 이상 소요될 것으로 판단되는 경우에는 그 사유 및 처리예정일자를 전력거래소에 통보한다.

7.3.2 전기사업자는 전력거래소에 제공하는 계통운영 자료의 정확도가 다음에 제시하는 기준 값 이상으로 유지되도록 하고, 허용치 초과 시에는 전력거래소에서 장애발생통지서를 발행하여 전기사업자에게 통보하여 처리한다.

7.3.2.1  Analog 데이터

(중략)

7.3.2.1.2 발전기 및 전기저장장치측

(중략)

7.3.3 전기사업자는 7.3.2조에서 정의한 품질기준을 유지하기 위해 다음 사항을 준수하여야 한다.

(중략)

7.3.3.4 전기사업자는 매년 1월말까지 자료취득용 변환장치(T/D)의 교정과 CT/PT 비오차시험에 대한 당해년도 계획 및 전년도 실적을 전력거래소에 제출하여야 한다. 이때 교정기의 교정확인서 사본도 함께 제출하여야 한다.

(중략)

7.4 장애발생 통지서 처리 절차

7.4.1 7.3항에서 정한 기준을 초과하는 경우에는 전력거래소에서 장애발생통지서를 발행하여 전기사업자에게 통보한다.

7.4.2 장애발생통지서는 전력거래소에서 운영하는 TM처리시스템을 통하여 발행하며, 전기사업자는 발행된 장애발생통지서의 처리상황 및 조치결과를 TM처리시스템에 입력한다.

7.4.3 전기사업자는 장애발생통지서 접수 후 문제점 해결이 3일 이상 지연될 경우에는 전력거래소에 지연 사유 및 처리 예정일자를 통보한다.

(중략)

[붙임8.1] 계통운영시스템의 자료취득 기준

(중략)

8.1.2.6  풍력, 태양광 및 연료전지발전기 자료연계

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(%)
<신 설>
- 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.

(중략)

[붙임8.2] DB 입력에 필요한 사항

	설비 구분	요 구 자 료 내 역
<신 설>

[붙임8.3] 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신규격

(중략)

8.3.5 신재생자료취득장치는 아래 내용을 따른다.

8.3.5.1 발전기와 신재생자료취득장치 간 데이터송수신을 위한 통신은 이더넷 방식을 지원해야 한다. 발전사업자가 발전기와 신재생자료취득장치 사이에 별도의 데이터 중계장치를 두는 경우, 중계장치와 신재생자료취득장치간 통신은 이더넷 방식을 지원해야 한다.

(중략)

8.3.5.3 발전사업자는 전력거래소에서 제공하는 프로그램 가이드를 참고하여 발전기와 신재생자료취득장치 간 데이터연계 기능을 개발하고, 완료 후 전력거래소와 통신시험을 수행하여야 한다.

(중략)

[붙임8.7] 비상용 대체 통신수단 설치기준

8.7.1 전력거래소 및 전기사업자는 유선통신망 급전 통신수단의 장애 등에 대비하여 위성통신망 등에 의한 대체 통신수단을 구축하여야 한다.

8.7.2 전력거래소 및 전기사업자의 대체 통신수단 설치기준은 아래와 같다.

구 축 대 상		대체 통신수단 설치기준
중심국 설치대상	단말국 설치대상
·전력거래소 중앙전력 관제센터 ·송전사업자	·주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·시송전 선로 발·변전소, 단 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·500MW 이상 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 500MW이상인 경우 1개 발전기 ·지역계통운영센터	·위성급전전화 ·휴대용 무선전화 (원자력발전소는 제외) ·일반용 유선전화
	·200MW이상 500MW 미만 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 200MW이상 500MW 미만인 경우 1개 발전기 ·345kV이상 변전소(우선공급계통 변전소 제외). 단, 무인변전소의 경우 관할 급전분소	·위성전화 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
·제주전력 관제센터	·제주지역 주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·제주지역 시송전 선로 발·변전소. 단, 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·무인변전소의 경우 제외	·위성급전전화시스템 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

1.0 목 적

규칙 제10.1.1조의 규정에 의거 전력계통운영에 필요한 자료의 실시간 취득 및 전송과 설비의 원격제어를 위하여 전력거래소, 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 시설하는 계통운영시스템의 시설 및 운영 기준에 대한 세부절차를 규정하여 제반 업무수행의 신뢰성, 효율성 및 투명성을 유지하고, 운영 시 결함요소를 사전 예방하여 운영환경을 최적의 상태로 하는데 그 목적이 있다.

(중략)

2.0 적용범위

2.1 적용대상 : 전력거래소, 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자

(중략)

3.0 책 임

(중략)

3.2 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자

(중략)

5.0 용어의 정의

5.1 계통운영시스템

(EMS : Energy Management System)

전국의 발전소, 급전가능재생에너지자원, 변전소의 운전상태를 실시간으로 감시, 제어하고 다양한 연료를 사용하는 발전소의 경제적인 전력 생산과 안정된 전력공급을 종합 관리하기 위해 전력거래소에 설치 운영되는 컴퓨터시스템 및 주변장치

(중략)

5.4 DB(DataBase) : 전력계통운영에 필요로 하는 전력정보 즉, 발전소, 급전가능재생에너지자원, 변전소의 Analog 및 Status 자료를 취득하고 저장 및 관리하기 위한 정보의 집합

5.5 실제값 : 발전소, 급전가능재생에너지자원, 변전소의 Analog 또는 Digital Meter에서 계측기(0.25급이상)로 측정한 값

(중략)

5.8 신재생자료취득장치
급전가능재생에너지자원 및 154kV이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력, 태양광, 연료전지발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는 설비

(중략)

7.2 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1 시설 대상

7.2.1.1 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원, 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.

7.2.1.2 EMS와 자료를 연계하는 원격소장치(RTU) 또는 실시간 자료취득·제어설비와 발전소 또는 급전가능재생에너지자원의 제어설비 간에 신호연계가 필요한 경우 디지털 통신방식을 적용해 직접 연계한다.

1) RTU 신설 또는 교체할 경우 시행일부터 적용하고, 기존 설비는 시행일로부터 5년 이내에 적용한다.

2) RTU, 실시간 자료취득·제어설비와 발전소 및 급전가능재생에너지자원 제어설비의 디지털 통신방식 적용이 불가한 경우 회원사는 제작사의 공문을 첨부해 예외인정을 요청하고 거래소는 이를 검토 후 승인한다.

(중략)

7.2.3.1 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 해당 연도부터 향후 5년간의 실시간 자료취득 및 제어 설비의 시설계획을 매년 작성하여 3월말까지 전력거래소로 제공하고, 전력거래소는 이를 검토하여 계통운영시스템(EMS)의 운영계획을 수립한다.

(중략)

7.2.4	실시간 자료취득 및 제어설비 설치

7.2.4.1	전력거래소는 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자와 협의후 계통운영시스템과 실시간 자료취득 및 제어설비간 자료취득 및 제어기준, 통신규격 등을 정하여 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 제공한다.

7.2.4.2	전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 전력거래소에서 정한 자료취득 및 제어기준과 통신규격에 맞는 설비를 설치하되, 발전 및 송변전 설비 설계와 병행하여 다음 규격에 만족하도록 설계한다. 단, EMS 원격소장치에 적용되어야 하는 최소 요구규격은 전력거래소 홈페이지에 게시하고 설비운영이 필요한 부가기능은 회원사 자체 결정에 의한다.

(중략)

4) 설비의 취득자료를 발전소, 급전가능재생에너지자원, 변전소에서 실시간으로 감시할 수 있는 단말장치 등을 설치한다.

(중략)

7.2.4.3 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 실시간 자료취득 및 제어설비 설치 전에 전력거래소의 계통운영시스템(EMS)과 온라인 시험이 필요할 경우 사전에 전력거래소에 요청하여야 하며, 전력거래소는 전력계통 운영에 지장 없는 범위 내에서 협조한다.

7.2.4.4 실시간 자료취득 및 제어설비의 설치는 발전설비 및 송변전설비와 병행하여 설치하되, 기기(모선, 차단기, 기동용변압기) 가압 이전에 완료하여야 한다. 단, 급전가능집합전력자원은 제16.2.9조 제4항의 급전지시 이행능력시험 20일 전까지 완료하여야 한다.

7.2.4.5 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 실시간 자료취득 및 제어설비 설치 50일전에 전력거래소에 통보하여야 하며, 이때 계통운영시스템(EMS)의 DB입력에 필요한 사항(붙임8.2)과 자료취득 및 제어포인트 내역을 작성하여 같이 제출한다.

7.2.4.6 전력거래소는 계통운영을 고려하여 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 제출한 자료취득 및 제어포인트 내역을 검토하여 설치 30일 전까지 전기사업자에게 회신한다.

7.2.4.8	설치가 완료되면 전력거래소의 계통운영시스템(EMS)과 다음 순서에 따라 포인트별 연동시험을 하여 이상여부를 확인하고 이상개소 발견 시 즉시 수정하여 전력거래소에 재시험을 요청한다.

(중략)

4) 계측정보 취득시험시 발전소, 급전가능재생에너지자원, 변전소의 원격소장치에서 포인트별 변환기 입력값을 5단계로(최대값의0%, 25%, 50%, 75%, 100%) 입력하여 EMS에서 이상 유무를 확인한다.

5) 발전기, 급전가능재생에너지자원의 제어시험시 EMS에서 제어값을 5단계로(0%,25%,50%,75%, 100%) 전송하여 원격소장치와 발전기 제어설비(DCS : Digital Control System)에서 각각 이상 유무를 확인한다.

6) 상기 3), 4), 5)항의 시험결과 이상상태 발견시 원인을 분석·수정하여 기기(모선, 차단기, 기동용변압기등) 가압 이전까지, 급전가능재생에너지 자원 등록 전까지 정상화 한다.

(중략)

7.2.4.9 계통운영시스템(EMS)과 실시간 자료취득 및 제어설비간 통신을 위한 별도 경로의 이중회선은 전력거래소의 통신 인출점(주분선반)까지 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 시설 및 관리하며 그 규격은 붙임8.3과 같다.

7.2.4.10 전기사업자는 전력 기기(모선, 차단기, 기동용변압기등) 가압 50일전까지, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 제16.2.8조 제4항의 급전지시 이행능력시험 30일 전까지 붙임8.4에 명시한 규격의 원격소장치용 통신회선을 청약하고 개통일정과 임대번호 등을 전력거래소에 통보한다.

7.2.4.11 전력거래소와 전기사업자는 기기(모선, 차단기, 기동용변압기등) 가압 20일 전까지, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 제16.2.8조 제4항의 급전지시 이행능력시험 20일 전까지 통신회선 및 통신링크를 다음 순서에 따라 개통한다.

(중략)

4) 3)항의 시험결과 Error가 발생할 경우 전기사업자,  급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 통신회사에 회선점검을 요청한다.

7.2.5 계통운영시스템 자료취득 포인트 증설 및 폐지

7.2.5.1 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 전력설비의 증설시 포인트 증설계획을 수립하여 해당 설비의 계통운전과 동시에 자료를 취득할 수 있도록 취득점 증설공사를 시행하여야 한다.

7.2.5.2 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 전력설비 신, 증설 및 폐지 등으로 해당 포인트의 변동이 수반될 경우 20일전에 전력거래소에 통보하여야 한다.

7.2.6 실시간 자료취득 및 제어설비의 기능보강

7.2.6.1 전력거래소는 계통운영시스템(EMS)의 기능 개선 및 교체에 따른 통신규격, 자료취득 기준, 설비운영기준이 변경될 경우 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자와 협의 후 개선을 요청할 수 있다.

7.2.6.2 전력거래소는 자료취득 및 제어기능이 기준에 미달한 경우 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 개선을 요청할 수 있다.

7.2.6.3 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 실시간 자료취득 및 제어설비의 신설, 교체 및 기능보강이 있을 경우 전력거래소에 통보하여야 한다.

(중략)

7.3 계통운영시스템 제공자료 품질기준

7.3.1 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 원격소 장치 및 관련 설비의 고장으로 원격소장치 단위의 자료제공이 중단될 경우 이를 신속히 처리하여야 하며, 고장복구가 1일 이상 소요될 것으로 판단되는 경우에는 그 사유 및 처리예정일자를 전력거래소에 통보한다.

7.3.2 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 전력거래소에 제공하는 계통운영 자료의 정확도가 다음에 제시하는 기준 값 이상으로 유지되도록 하고, 허용치 초과 시에는 전력거래소에서 장애발생통지서를 발행하여 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 통보하여 처리한다.

7.3.2.1  Analog 데이터

(중략)

7.3.2.1.2 발전기, 전기저장장치, 급전가능전기저장장치

(중략)

7.3.3 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 7.3.2조에서 정의한 품질기준을 유지하기 위해 다음 사항을 준수하여야 한다.

(중략)

7.3.3.4 매년 1월말까지 전기사업자, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 사업자는 자료취득용 변환장치(T/D)의 교정과 CT/PT 비오차시험, 급전가능집합전력자원을 보유한 사업자는 자료취득용변환장치(T/D)의 교정에 대한 당해년도 계획 및 전년도 실적을 전력거래소에 제출하여야 한다. 이때 교정기의 교정확인서 사본도 함께 제출하여야 한다.

(중략)

7.4 장애발생 통지서 처리 절차

7.4.1 7.3항에서 정한 기준을 초과하는 경우에는 전력거래소에서 장애발생통지서를 발행하여 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에게 통보한다.

7.4.2 장애발생통지서는 전력거래소에서 운영하는 TM처리시스템을 통하여 발행하며, 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 발행된 장애발생통지서의 처리상황 및 조치결과를 TM처리시스템에 입력한다.

7.4.3 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 장애발생통지서 접수 후 문제점 해결이 3일 이상 지연될 경우에는 전력거래소에 지연 사유 및 처리 예정일자를 통보한다.

(중략)

[붙임8.1] 계통운영시스템의 자료취득 기준

(중략)

8.1.2.6  풍력, 태양광, 연료전지발전기 및 급전가능재생에너지자원 자료연계

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(%)
․급전가능재생에너지자원 (신재생자료취득장치를 사용하는 경우) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․연계 모선별, 전원별 Total MW ․연계모선별, 전원별 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS에 대한 연계모선별 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
	m/s	·풍속	대표모선 기상정보*
	º(0,360)	·풍향
	ºC	·주변기온
	n/a	·운전 중인 터빈 수
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 연계모선별 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 연계모선별 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.

(중략)

[붙임8.2] DB 입력에 필요한 사항

	설비 구분	요 구 자 료 내 역
급전가능 집합전력 자원		① 용 량	②최대·최저발전가능 유효전력
		③ 분당 출력증가/감소율	④ 발전입찰비용

[붙임8.3] 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신규격

(중략)

8.3.5 신재생자료취득장치는 아래 내용을 따른다.

8.3.5.1 발전기 및 급전가능재생에너지자원과 신재생자료취득장치 간 데이터송수신을 위한 통신은 이더넷 방식을 지원해야 한다. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자가 신재생자료취득장치 사이에 별도의 데이터 중계장치를 두는 경우, 중계장치와 신재생자료취득장치간 통신은 이더넷 방식을 지원해야 한다.

(중략)

8.3.5.3 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 전력거래소에서 제공하는 프로그램 가이드를 참고하여 발전기와 신재생자료취득장치 간 데이터연계 기능을 개발하고, 완료 후 전력거래소와 통신시험을 수행하여야 한다.

(중략)

[붙임8.7] 비상용 대체 통신수단 설치기준

8.7.1 전력거래소, 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 유선통신망 급전 통신수단의 장애 등에 대비하여 위성통신망 등에 의한 대체 통신수단을 구축하여야 한다.

8.7.2 전력거래소, 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자의 대체 통신수단 설치기준은 아래와 같다.

구 축 대 상		대체 통신수단 설치기준
중심국 설치대상	단말국 설치대상
·전력거래소 중앙전력 관제센터 ·송전사업자	·주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·시송전 선로 발·변전소, 단 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·500MW 이상 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 500MW이상인 경우 1개 발전기 ·지역계통운영센터	·위성급전전화 ·휴대용 무선전화 (원자력발전소는 제외) ·일반용 유선전화
	·200MW이상 500MW 미만 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 200MW이상 500MW 미만인 경우 1개 발전기 ·345kV이상 변전소(우선공급계통 변전소 제외). 단, 무인변전소의 경우 관할 급전분소	·위성전화 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
·제주전력 관제센터	·제주지역 주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·제주지역 시송전 선로 발·변전소. 단, 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·무인변전소의 경우 제외	·위성급전전화시스템 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
	·급전가능재생에너지자원	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

·절차 운영 목적의 대상 추가

·절차 적용 대상 추가

·책임 대상 추가

·용어 내 대상 추가

·용어 내 대상 추가

·용어 내 대상 추가

·용어 내 대상 추가

·시설 대상 추가

·시설 주체 추가

·시설 계획 주체 추가

·규격 제공 대상 추가

·설치 주체 추가

·설치 위치 대상 추가

·온라인 시험 대상 추가

·설치 대상 추가 및 해당 특성에 따른 설치완료 시기 마련

· 용어 명확화

집합전력자원 →

급전가능

집합전력자원

·통보 주체 추가

·회신 대상 추가

·취득시험 대상 추가

·점검 대상 추가

·자원 추가에 따른 특성을 반영

·관리 주체 추가

·통보 자원 추가 및 특성에 따른 일정 반영

·통신링크 개통 주체 추가 및 특성에 따른 일정 반영

·회선점검 주체 추가

·취득점 증설공사 주체 추가

·포인트 변동에 따른 일정 통보 주체 추가

·운영기준 변경에 따른 협의 대상 추가

·개선요청 대상 추가

·설비보강 통보 주체 추가

·통보 주체 추가

·업무 주체 및 통보 대상 추가

·자료의 제공

주체 추가

·기준 유지 주체 추가

·계획 및 실적 제공 주체 추가

·통보 대상 추가

·장애 처리 주체 추가

·통보 주체 추가

·자료취득 기준 대상 추가

·시장참여 모델 추가에 따른 반영

(단독형 및 집합전력자원 기준)

·DB 자료 제공 자원 추가

·통신규격 준수자원 대상 추가

·신규자원 추가에 따른 포괄적 대상으로 변경

·자원 대상 추가

·비상용 통신수단 구축 대상 추가

·기준적용 대상 추가

·통신수단 설치 대상 추가

사. 별표33 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준(신설)

신 설(안)

개 정 사 유

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준

[목 차]

1. 목적

2. 적용범위

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

가. 전력량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(2) 급전가능재생에너지자원

(3) 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

(4) 시운전발전기

나. 공급가능용량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(2) 급전가능재생에너지자원

(3) 시운전발전기

(4) 용량가격 정산에서 제외되는 발전기

다. 보조서비스에 대한 정산

(1) 예비력정산금

(2) 마일리지정산금

(3) 자체기동서비스정산금

라. 기동대기 발전기의 정산

(1) 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

(2) 열간(HOT) 기동대기한 비용정산

마. 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산

바. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙

(1) 계통연결 및 계통분리 지연

(2) 조기 계통연결 및 계통분리

(3) 계통연결 및 계통분리 지연, 조기 계통연결 및 계통분리 시 허용시간(δi)

(4) 발전기 고장정지 시 공급가능용량의 조정

(5) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우

(6) 고정출력 제약입찰 발전기의 발전량(MGOi,t)이 공급가능용량(RAi,t)보다 작을 경우

사. 급전지시량 산정 절차

(1) 지시출력 미달의 경우

(2) 지시출력 초과의 경우

(3) 급전지시이행 허용오차 산정 기준

(4) 급전지시량을 계량값으로 하는 경우

아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

4. 판매사업자에 대한 정산

가. 에너지정산금

나. 용량정산금

다. 부가정산금

라. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

5.예측제도 참여자에 대한 정산

1. 목적

규칙 제16장 제6절의 규정에 의거 발전사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산금 산정에 대한 세부산식을 정함으로써 공정하고 투명한 전력시장 운영을 도모하는 것을 목적으로 한다.

2. 적용범위

본 별표에서는 제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 모든 정산산식에 대하여 규정하며 특별한 언급이 없는 이상 별표2의 정산산식은 적용하지 아니한다.

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

가. 전력량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(가) 에너지정산금(MEPi,t)

에너지정산금은 하루전에너지정산금과 실시간에너지정산금의 합으로 구성된다.

MEPi,t = DA_MEPi,t + ∑q RT_MEPi,t,q

하루전에너지시장 정산금은 하루전에너지계획량에 대해 하루전에너지가격으로 계산한다.

DA_MEPi,t = DA_MPi,t × DA_SEi,t × 1h × 1,000

실시간에너지시장 에너지정산금은 하루전에너지계획량과 계량값과의 편차에 대하여 실시간에너지가격으로 계산한다. 단, 급전지시가 아닌 상황에서 공급가능용량을 초과한 전력량에 대해서는 계산하지 아니한다.

RT_MEPi,t,q
= RT_MPi,t,q × {Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t – DA_SEi,t × 1h} × TPR_Ei,t,q × 1,000

MEPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 에너지정산금(원)

DA_MEPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지정산금(원)

RT_MEPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지정산금(원)

DA_MPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

DA_MPi,t = DA_SMPi,t × STLFi,t

RT_MPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

DA_SMPt : 거래시간(t)별 하루전에너지가격(원/kWh)

RT_SMPt,q : 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지가격(원/kWh)

DA_SEi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량(MW)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 계량전력량(MWh)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

TPR_Ei,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 에너지 거래단위 변환계수

MGOi,t = 0 인 경우, TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우, TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

XSOFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부,
초과 급전지시를 한 경우 XSOFi,t = 1, 그렇지 않은 경우 XSOFi,t = 0

εi,t : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기(i)의 거래시간(t)별  허용오차로 아래 기준을 따름
주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.01),
기타발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.005)
단, 최소허용오차는 ±0.5MWh, 최대허용오차는 ±5MWh를 적용한다.

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t)

변동비보전정산금은 전력거래소의 급전지시에 따라 발전사업자가 최소발전제약량을 초과하여 공급가능용량 이내로 발전한 전력량에 대하여 에너지정산금 및 예비력정산금으로 변동비를 회수할 수 없는 경우 변동비에서 에너지정산금 및 예비력정산금을 차감한 금액으로 정산한다. 단, 급전지시로 공급가능용량을 초과하여 발전한 경우에 대해서는 최소발전제약량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 변동비 차액을 정산한다. 단, 주 연료로 LNG를 사용하는 발전기가 LNG 공급의 부족으로 대체연료를 사용할 경우에는 대체연료사용에 따른 열량단가 상승 및 효율감소를 반영한 변동비를 적용한다.

MWPi,t = Max(SCMWGi,t × γi – MPMWGi,t – RTRCPi,t, 0) × SCMWG_FLAGi,t

SCMWGi,t

= Max[{X_QPCi,t × {Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t}2

– Y_QPCi,h × Min{RAi,t, Maxn(MEGWn,i,t)}2}

+ {X_LPCi,t × {Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t}

– Y_LPCi,t × Min{RAi,t, Maxn(MEGWn,i,t)}}

+ (X_NLPCi,t × 1h × X_FLAGi,t - Y_NLPCi,t × 1h × Y_FLAGi,t) + (ESUCi,t × 1h × SUCR_FLAGi,t), 0]

MPMWGi,t

= {DA_SEi,t × 1h – Min(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)} × DA_MPt × 1,000
+ ∑q [{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t – Max(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)}

× TPR_Ei,t,q × RT_MPt,q × 1,000]

RTRCPi,t = RT_FCRCPi,t + RT_PCRCPi,t + RT_SRCPi,t + RT_TRCPi,t

MWPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금(원)

SCMWGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 영역에 대한 변동비(원)

MPMWGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 영역에 대한 에너지정산금(원)

RT_RCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간예비력 정산금(원)

SCMWG_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 플래그

Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t > Min{RAi,t, Maxn(MEGWn,i,t)} 일 경우

SCMWG_FLAGi,t = 1, 그 외의 경우 SCMWG_FLAGi,t = 0

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 계량전력량(MWh)

DA_SEi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량(MW)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

εi,t : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기(i)의 거래시간(t)별  허용오차로 아래 기준을 따름
주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.01),
기타발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.005)
단, 최소허용오차는 ±0.5MWh, 최대허용오차는 ±5MWh를 적용한다.

XSOFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부,

초과 급전지시를 한 경우 XSOFi,t = 1, 그렇지 않은 경우 XSOFi,t = 0

MEGWn,i,t : 발전기(i)가 변경입찰 회차(n)에 제출한 거래시간(t)에 대한 발전사업자 하한제약량(MWh)

TPR_Ei,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 거래구간(q)에서의 에너지 거래단위 변환계수

단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

QPCi : 발전기(i)별 2차증분가격계수(원/MWh2)

LPCi : 발전기(i)별 1차증분가격계수(원/MWh)

NLPCi : 발전기(i)별 가격상수(원/h)

γi : 발전기(i)에 대한 주연료 대비 변동비 상승분 반영 상수, 대체연료를 사용하지 않은 경우 γi = 1,
그렇지 않은 경우 γi = 대체연료열량단가 / {주연료열량단가 × (1 - ρi)}

ρi : 발전기(i)에 대한 대체연료 사용 시 효율감소율, 본 계수의 결정절차는 제2장 제2절에 따름

X_FLAGi,t : Min(MGOi,t, RAi,t ) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t > 0 일 경우 X_FLAGi,t = 1,

그렇지 않을 경우 X_FLAGi,t = 0, 위 조건과 관계없이 조기병입 및 병해지연의 경우 0

X_QPCi,t : Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t 에 대한 2차증분가격계수(원/MWh2)

X_LPCi,t : Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t 에 대한 1차증분가격계수(원/MWh)

X_NLPCi,t : Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t 에 대한 가격상수(원/h)

X_QPCi,t, X_LPCi,t, X_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기
	X_NSTi,t = 1 인 경우	X_NSTi,t = 0 인 경우
X_QPCi,t	X_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi	QPCi
X_LPCi,t	X_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi	LPCi
X_NLPCi,t	X_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi	NLPCi

X_NGTi,t : Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t 에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 가스터빈 발전기 운전 대수
세부결정방안은 아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준을 따름

Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t = RAi,t+εi,t 인 경우 RAi,t 기준을 적용

Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t = MGOi,t 인 경우 MGOi,t 기준을 적용

X_NSTi,t : Min( MGOi,t, RAi,t + εi,t ) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t 에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 스팀터빈 발전기 운전 대수
세부결정방안은 아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름
Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t = RAi,t+εi,t 인 경우 RAi,t 기준을 적용

Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t = MGOi,t 인 경우 MGOi,t 기준을 적용

Y_FLAGi,t : Maxn(MEGWn,i,t) > 0 일 경우 Y_FLAGi,t = 1, 그렇지 않을 경우 Y_FLAGi,t = 0

단, 위 조건과 관계없이 조기병입 및 병해지연의 경우 0

Y_QPCi,t : Maxn(MEGWn,i,t)에 해당하는 요소에 대한 2차증분가격계수(원/MWh2)

Y_LPCi,t : Maxn(MEGWn,i,t)에 해당하는 요소에 대한 1차증분가격계수(원/MWh)

Y_NLPCi,t : Maxn(MEGWn,i,t)에 해당하는 요소에 대한 가격상수(원/h)

Y_QPCi,t, Y_LPCi,t, Y_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기
	Y_NSTi,t = 1 인 경우	Y_NSTi,t = 0 인 경우
Y_QPCi,t	Y_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi	QPCi
Y_LPCi,t	Y_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi	LPCi
Y_NLPCi,t	Y_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi	NLPCi

Y_NGTi,t : Maxn(MEGWn,i,t)에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 가스터빈 발전기 운전 대수

세부결정방안은 아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름

Maxn(MEGWn,i,t) = MEGWk,i,t인 경우 MEGWk,i,t 기준을 적용

Y_NSTi,t : Maxn(MEGWn,i,t)에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 스팀터빈 발전기 운전 대수

세부결정방안은 아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름
Maxn(MEGWn,i,t) = MEGWk,i,t인 경우 MEGWk,i,t 기준을 적용

ESUCi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 등가기동비용(원/h)
다조합복합발전기의 경우

ESUCi,t={GSUCi×[eqn: sum _{t1=X _{t}} ^{Y _{t}} ( sum _{j} ^{} GSUA _{i,j,t1} )]+SSUCi×[eqn: sum _{t1=X _{t}} ^{Y _{t}} ( sum _{j} ^{} SSUA _{i,j,t1} )]}×MGOi,t/[eqn: sum _{t1=X _{t}} ^{Y _{t}}](MGOi,t1)
그 외의 경우 ESUCi,t = (SUCi×MGOi,t×[eqn: sum _{t1=X _{t}} ^{Y _{t}}]SUAi,t1)/[eqn: sum _{t1=X _{t}} ^{Y _{t}}](MGOi,t1)

SUAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 기동여부,
MGOi,j,t-1 = 0, MGOi,j,t > 0 인 경우 SUAi,j,t = 1 (단, 발전사업자의 사유로 기동 시 SUAi,j,t = 0)
MGOi,j,t-1 ≠ 0, MGOi,j,t > 0 일 경우 SUAi,j,t = 0

(단, 파급정지 및 급전지시 정지 후 급전지시 재기동한 경우, SUAi,j,t = 1)

GSUAi,j,t  : 다조합 복합발전기(i)의 가스터빈 발전기(j)의 거래시간(t)별 기동여부
GGSIi,j,t-1=0이고, GGSIi,j,t=1이면, GSUAi,j,t = 1, 그렇지 않으면, GSUAi,j,t = 0
단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 0 이며,
또한, GGSIi,j,t-1≠0이고, GGSIi,j,t=1인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 1을 적용한다.

GGSIi,j,t : 다조합 복합발전기(i)의 가스터빈 발전기(j)의 거래시간 (t)별 운전여부

SSUAi,j,t  : 다조합 복합발전기(i)의 스팀터빈 발전기(j)의 거래시간(t)별 기동여부
GSSIi,j,t-1=0이고, GSSIi,j,t=1이면, SSUAi,j,t = 1, 그렇지 않으면, SSUAi,j,t = 0
단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUAi,j,t = 0 이며,
또한, GSSIi,j,t-1≠0이고, GSSIi,j,t=1인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,j,t = 1을 적용한다.

GSSIi,j,t : 다조합 복합발전기(i)의 가스터빈 발전기(j)의 거래시간 (t)별 운전여부

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 ST 1기에 대한 기동비용(원)

SUCR_FLAGi,t : 거래시간(t)가 속한 연속운전시간 동안의 각 발전기(i)의 기동비 보상 여부 플래그
[eqn: sum _{t1=X _{t}} ^{Y _{t}}](MEGWi,t1) > 0인 경우 SUCR_FLAGi,t = 0, 그 외의 경우 SUCR_FLAGi,t = 1

Xi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 연속운전구간의 첫 거래시간,
거래시간(t)내 연속운전기간 동안 MGOi,t1-1 = 0 이고, MGOi,t1 > 0 인 경우 Xt = t1
단, MGOi,1 > 0인 경우 Xi,t = 1

Yi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 연속운전구간의 마지막 거래시간,
거래시간(t)내 연속운전기간 동안 MGOi,t1+1 = 0 이고 MGOi,t1 > 0 인 경우, Yt = t1
단, MGOi,24 > 0인 경우 Yi,t = 24

RT_FCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간주파수제어예비력 정산금(원)

RT_PCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간1차예비력 정산금(원)

RT_SRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간2차예비력 정산금(원)

RT_TRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간3차예비력 정산금(원)

(다) 기대이익정산금(MAPi,t)

기대이익정산금은 전력거래소의 급전지시에 의해 하루전에너지계획량과 다르게 운전한 경우, 하루전발전계획으로 발전했을 시의 기대이익을 보전하기 위한 금액을 정산하며, 에너지에 대한 기대이익정산금과 예비력에 대한 기대이익정산금의 합에서 변동비보전정산금을 차감한 금액이 0보다 큰 경우 아래 정산산식에 따라 지급한다.

MAPi,t = Max(E_MAPi,t + R_MAPi,t – MWPi,t, 0)

단, 예비력을 제공하지 못하는 고정출력발전기에 대해서는 다음과 같은 사항을 추가로 고려한다.

|Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) - MGOi,t|≤εi,t 이면, MAPi,t = 0

에너지기대이익정산금은 하루전에너지계획량 대비 실제 발전한 전력량과의 편차에 해당하는 에너지정산금과 변동비의 차이로 계산한다.

E_MAPi,t = MPMAGi,t – SCMAGi,t

MPMAGi,t
= ∑q [{Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) - {Min(MGOi,t, RAi,t) × (1 - XSOFi,t)+MGOi,t × XSOFi,t}} × RT_MPi,t,q× TPR_Ei,t,q]

× 1,000

SCMAGi,t

= V_QPCi,t × Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)2 - W_QPCi,t × {Min(MGOi,t, RAi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t}2

+ V_LPCi,t × Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) - W_LPCi,t × {Min(MGOi,t, RAi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t}

+ V_NLPCi,t × 1h × V_FLAGi,t - W_NLPCi,t × 1h × W_FLAGi,t

예비력기대이익 정산금은 각 예비력 요소별 하루전예비력계획량 대비 실제 제공한 예비력과의 편차를 예비력 가격으로 계산한다.

R_MAPi,t

= Σq { (DA_SPCRi,t × TPR_PCRi,t,q–Min(SPCRi,t,q, PCRQi,t,q)) × 0.25h × RT_PCR_Pi,t,q × PCRCP_FLAGi,t

+ (DA_SFCRi,t × TPR_FCRi,t,q–Min(SFCRi,t,q, FCRQi,t,q)) × 0.25h × RT_FCR_Pi,t,q × FCRCP_FLAGi,t

+ (DA_STRi,t × TPR_TRi,t,q–Min(STRi,t,q, TRQi,t,q)) × 0.25h × RT_TR_Pi,t,q × TRCP_FLAGi,t } × 1,000

MAPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 기대이익정산금(원)

MWPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금(원)

E_MAPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 에너지기대이익정산금(원)

MPMAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량과 계량전력량 편차에 대한 에너지정산금(원)

SCMAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량과 계량전력량 편차에 대한 변동비(원)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 계량전력량(MWh)

DA_SEi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량 (MW)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

εi,t : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기(i)의 거래시간(t)별  허용오차로 아래 기준을 따름
주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.01),
기타발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.005)
단, 최소허용오차는 ±0.5MWh, 최대허용오차는 ±5MWh를 적용한다.

XSOFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부,

초과 급전지시를 한 경우, XSOFi,t = 1, 그렇지 않은 경우 XSOFi,t = 1

TPR_Ei,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 거래구간(q)에서의 에너지 거래단위 변환계수

단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

QPCi : 발전기(i)별 2차증분가격계수(원/MWh2)

LPCi : 발전기(i)별 1차증분가격계수(원/MWh)

NLPCi : 발전기(i)별 가격상수(원/h)

V_FLAGi,t : Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) > 0 일 경우 V_FLAGi,t = 1, 그렇지 않을 경우, V_FLAGi,t = 0

V_QPCi,t : Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)에 대한 2차증분가격계수(원/MWh2)

V_LPCi,t : Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)에 대한 1차증분가격계수(원/MWh)

V_NLPCi,t : Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)에 대한 가격상수(원/h)

V_QPCi,t, V_LPCi,t, V_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기
	V_NSTi,t = 1 인 경우	V_NSTi,t = 0 인 경우
V_QPCi,t	V_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi	QPCi
V_LPCi,t	V_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi	LPCi
V_NLPCi,t	V_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi	NLPCi

V_NGTi,t : Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 가스터빈 발전기 운전 대수, 세부결정방안은 아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름
Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) = DA_SEi,t × 1h 인 경우 DA_SEi,t 기준을 적용
Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) = RAi,t 인 경우 RAi,t 기준을 적용

V_NSTi,t : Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 스팀터빈 발전기 운전 대수, 세부결정방안은 아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름
Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) = DA_SEi,t × 1h 인 경우 DA_SEi,t 기준을 적용
Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t) = RAi,t 인 경우 RAi,t 기준을 적용

W_FLAGi,t : Min(MGOi,t, RAi,t) × ( 1 - XSOFi,t ) + MGOi,t × XSOFi,t > 0 일 경우, W_FLAGi,t = 1
그렇지 않을 경우, W_FLAGi,t = 0

W_QPCi,t : Min(MGOi,t, RAi,t) × ( 1 - XSOFi,t ) + MGOi,t × XSOFi,t에 대한 2차증분가격계수(원/MWh2)

W_LPCi,t : Min(MGOi,t, RAi,t) × ( 1 - XSOFi,t ) + MGOi,t × XSOFi,t에 대한 1차증분가격계수(원/MWh)

W_NLPCi,t : Min(MGOi,t, RAi,t) × ( 1 - XSOFi,t ) + MGOi,t × XSOFi,t에 대한 가격상수(원/h)

W_QPCi,t , W_LPCi,t, W_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기
	W_NSTi,t = 1 인 경우	W_NSTi,t = 0 인 경우
W_QPCi,t	W_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi	QPCi
W_LPCi,t	W_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi	LPCi
W_NLPCi,t	W_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi	NLPCi

W_NGTi,t : Min(MGOi,t, RAi,t)에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 가스터빈 발전기 운전 대수로, 세부결정방안은 아.다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름
Min(MGOi,t, RAi,t) = MGOi,t 인 경우 MGOi,t 기준을 적용
Min(MGOi,t, RAi,t) = RAi,t 인 경우 RAi,t 기준을 적용

W_NSTi,t : Min(MGOi,t, RAi,t)에 해당하는 요소에 대한 다조합복합발전기의 스팀터빈 발전기 운전 대수로, 세부결정방안은 아.다조합 복합발전기 운전조합 판단기준에 따름
Min(MGOi,t, RAi,t) = MGOi,t 인 경우 MGOi,t 기준을 적용
Min(MGOi,t, RAi,t) = RAi,t 인 경우 RAi,t 기준을 적용

DA_SPCRi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전 1차예비력 계획량(MW)

DA_SFCRi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전 주파수제어예비력 계획량(MW)

DA_STRi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전 3차예비력 계획량(MW)

TPR_PCRi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 1차예비력 거래단위 변환계수

단, PCRQi,t = 0 인 경우 TPR_PCRi,t,q = 1
그 외의 경우 TPR_PCRi,t,q = PCRQi,t,q / PCRQi,t

TPR_FCRi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 주파수제어예비력 거래단위 변환계수

단, FCRQi,t = 0 인 경우 TPR_FCRi,t,q = 1
그 외의 경우 TPR_FCRi,t,q = FCRQi,t,q / FCRQi,t

TPR_TRi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 3차예비력 거래단위 변환계수

단, TRQi,t = 0 인 경우 TPR_TRi,t,q = 1
그 외의 경우 TPR_TRi,t,q = TRQi,t,q / TRQi,t

PCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 1차예비력 평균(MW)

FCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 주파수제어예비력 정산용량(MW)

FCRQi,t,q = Min(FCRSCi,t,q – PCRQi,t,q, MGOi,t,q – LFCMINi,t,q, 0)

FCRSCi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 주파수제어예비력 평균(MW)

LFCMINi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 주파수제어예비력 하한(MW)

TRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 3차예비력 정산용량(MW)

TRQi,t,q = Min(TRECi,t,q – FCRQi,t,q – PCRQi,t,q, 0)

TRECi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 3차예비력 평균(MW)

RT_PCR_Pi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간 1차예비력 가격(원/kW-h)

RT_FCR_Pi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간 주파수제어예비력 가격(원/kW-h)

RT_TR_Pi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간 3차예비력 가격(원/kW-h)

PCRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 1차예비력 정산금 지급여부 플래그

FCRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 주파수제어예비력 정산금 지급여부 플래그

SRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 2차예비력 정산금 지급여부 플래그

TRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 3차예비력 정산금 지급여부 플래그

(라) 임밸런스페널티(IMBPi,t)

임밸런스페널티는 중앙급전발전기에 대하여 사업자가 제출한 하한 및 고정제약발전량에 미달하여 발전한 경우 해당 발전량에 대하여 실시간에너지시장 에너지거래가격(RT_MPi,t,q)의 20%를 환수한다. 단, 성능시험 사유로 인한 제약입찰 시에는 임밸런스 페널티를 적용하지 아니한다.

MEGWi,t = 0 또는 제약코드 4(성능시험 사유)로 제약입찰 한 경우, IMBPi,t = 0

그 외의 경우,

IMBPi,t = ∑q(IMBPi,t,q)

IMBPi,t,q = - Max{ Max{(MEGWi,t – MGOi,t) - εi,t , 0 ) × TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 0.2 × 1,000, 0 }

MEGWi,t : 발전기(i)가 거래시간(t)에 제출한 발전사업자 하한제약량(MWh)

TPR_Ei,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 에너지 거래단위 변환계수

단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

RT_MPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

εi,t : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기(i)의 거래시간(t)별  허용오차로 아래 기준을 따름
주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.01),
기타발전기의 경우 ± (RAi,t × 0.005)
단, 최소허용오차는 ±0.5MWh, 최대허용오차는 ±5MWh를 적용한다.

(2) 급전가능재생에너지자원

(가) 에너지정산금(MEPi,t)

에너지정산금은 하루전에너지정산금과 실시간에너지정산금의 합으로 구성된다.

MEPi,t = DA_MEPi,t + ∑q RT_MEPi,t,q

하루전에너지시장 정산금은 하루전에너지계획량에 대해 하루전에너지가격으로 계산한다.

DA_MEPi,t = DA_MPi,t × DA_SEi,t × 1h × 1,000

실시간에너지시장 에너지정산금은 하루전에너지계획량과 계량값과의 편차에 대하여 실시간에너지가격으로 계산한다.

RT_MEPi,t,q = RT_MPi,t,q × (MGOi,t–DA_SEi,t× 1h) × TPR_Ei,t,q × 1,000

MEPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 에너지정산금(원)

DA_MEPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지정산금(원)

RT_MEPi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지정산금(원)

DA_MPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

DA_MPi,t = DA_SMPi,t × STLFi,t

RT_MPi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

DA_SMPt : 거래시간(t)별 하루전에너지가격(원/kWh)

RT_SMPt,q : 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지가격(원/kWh)

DA_SEi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량 (MW)

MGOi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 계량전력량(MWh)

TPR_Ei,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 에너지 거래단위 변환계수

단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t)

변동비보전정산금은 공급가능용량 이내로 발전한 전력량에 대하여 에너지정산금으로 입찰비용을 회수할 수 없는 경우 에너지정산금과 입찰비용 간의 차액으로 정산한다. 단, 급전지시로 공급가능용량을 초과하여 발전한 경우에 대해서는 발전한 전력량 전체에 대한 입찰비용 차액을 정산한다.

MWPi,t = Max(SCMWGi,t – MPMWGi,t , 0)

SCMWGi,t = [eqn: int _{0} ^{MWG _{-} UP _{i,t}} {}]{ RT_OFFER_PRICEi,t(MW)·d(MW) } × 1,000

MWG_UPi,t = Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t, SET_POINTi,t×1h+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t

MPMWGi,t

= DA_SEi,t × 1h × DA_MPt × 1,000
+∑q[{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t, SET_POINTi,t×1h+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t - DA_SEi,t × 1h}

× TPR_Ei,t,q × RT_MPt,q × 1,000]

MWPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금(원)

SCMWGi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 영역에 대한 변동비(원)

MWG_UPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 영역 상한(MWh)

MPMWGi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 영역에 대한 에너지정산금(원)

SET_POINTi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 60분 평균 EMS 급전지시 출력(MW)

RT_OFFER_PRICEi,t(MW) : 급전가능재생에너지자원(i)의 실시간시장 입찰구간별(MW) 입찰가격(원/kWh)
단, 실시간시장의 입찰 공급가능용량을 초과한 구간에 대한 가격은 마지막 구간의 가격을 적용한다.

MGOi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)별 계량전력량(MWh)

DA_SEi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량(MW)

DA_MPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

DA_MPi,t = DA_SMPi,t × STLFi,t

RT_MPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

DA_SMPt : 거래시간(t)별 하루전에너지가격(원/kWh)

RT_SMPt,q : 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지가격(원/kWh)

RAi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

εi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 허용오차(MWh)

XSOFi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부,
초과 급전지시를 한 경우, XSOFi,t = 1, 그렇지 않은 경우, XSOFi,t = 0

TPR_Ei,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 해당하는 거래구간(q)에서의 에너지 거래단위 변환계수

단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

(다) 기대이익정산금(MAPi,t)

기대이익정산금은 전력거래소의 급전지시에 의해 하루전에너지계획량과 다르게 운전한 경우, 하루전발전계획으로 발전했을 시의 기대이익을 보전하기 위한 금액을 정산하며, 에너지에 대한 기대이익정산금에서 변동비보전정산금을 차감한 금액이 0보다 큰 경우 아래 정산산식에 따라 지급한다.

MAPi,t = Max( E_MAPi,t – MWPi,t, 0 )

E_MAPi,t = MPMAGi,t – SCMAGi,t

SET_POINTi,t ≤ DA_SEi,t 인 경우,

MPMAGi,t

= ∑q [RT_MPi,t,q × {Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)
- {Min{Max{Min(MGOi,t, DA_SEi,t × 1h), SET_POINTi,t × 1h}, RAi,t} × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t}}

× TPR_Ei,t,q] × 1,000

SET_POINTi,t > DA_SEi,t 인 경우,

MPMAGi,t

= ∑q [RT_MPi,t,q × {Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)
- {Min{Max(MGOi,t, DA_SEi,t × 1h), SET_POINTi,t×1h, RAi,t} × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t×XSOFi,t}}

× TPR_Ei,t,q]× 1,000

SCMAGi,t = [eqn: int _{MAG _{-} LO _{i,t}} ^{MAG _{-} UP _{i,t}} {}]{ DA_OFFER_PRICEi,t(MW) · d(MW) } × 1,000

SET_POINTi,t ≤ DA_SEi,t 인 경우,

MAG_UPi,t=Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)

MAG_LOi,t=Min(Max(Min(MGOi,t, DA_SEi,t × 1h), SET_POINTi,t×1h), RAi,t)×(1-XSOFi,t)+MGOi,t×XSOFi,t

SET_POINTi,t > DA_SEi,t 인 경우,

MAG_UPi,t=Min(DA_SEi,t × 1h, RAi,t)

MAG_LOi,t=Min(Max(MGOi,t, DA_SEi,t × 1h), SET_POINTi,t×1h, RAi,t)×(1-XSOFi,t)+MGOi,t×XSOFi,t

MAPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 기대이익정산금(원)

E_MAPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 에너지기대이익정산금(원)

MWPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금(원)

MPMAGi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량 대비 실제 발전한 전력량과의 편차에 해당하는 에너지정산금(원)

SCMAGi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량 대비 실제 발전한 전력량과의 편차에 해당하는 변동비(원)

MAG_UPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 기대이익정산금 지급 영역 상한(MWh)

MAG_LOi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 기대이익정산금 지급 영역 하한(MWh)

DA_OFFER_PRICEi,t(MW) : 급전가능재생에너지자원(i)가 구간별 발전예측량(MW)에 대하여 하루전시장에서 입찰한 가격(원/kWh)
단, 하루전시장의 입찰 공급가능용량을 초과한 구간에 대한 가격은 마지막 구간의 가격을 적용한다.

SET_POINTi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 60분 평균 EMS 급전지시 출력(MW)

TPR_Ei,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 해당하는 거래구간(q)에서의 에너지 거래단위 변환계수
단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

DA_SEi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량 (MW)

RAi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

MGOi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 구간(q)별 계량전력량(MWh)

XSOFi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부, 초과 급전지시를 한 경우, XSOFi,t = 1, 그렇지 않은 경우, XSOFi,t = 0

RT_MPi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

(라) 임밸런스페널티(IMBPi,t)

임밸런스페널티는 급전가능재생에너지자원에 대하여 급전지시량 대비 실제계량값이 허용오차를 초과하였을 경우 해당 전력량에 대한 정산금을 환수한다.

MGOi,t / ICDMi < 10%인 경우, IMBPi,t = 0

그 외의 경우,

IMBPi,t = ∑q(IMBPi,t,q)

IMBPi,t,q
= - [Max { ( MGOi,t – SET_POINTi,t ) - ICDMi × IMB_TOL, 0 } × TPR_Ei,t,q

× Max{ RT_MPi,t,q – Min(Mins(OFFER_PRICEi,t,s), 0), 0 } ] × 1,000

MGOi,,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 구간(q)별 계량전력량(MWh)

SET_POINTi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 60분 평균 EMS 급전지시 출력(MW)

RT_SEi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)별 실시간발전계획량(MW)

IMB_TOL : 급전가능재생에너지에 대한 임밸런스 허용오차로 아래 표에 따라 달리 적용한다.

구 분	2024년 12월 31일 까지	2025년 12월 31일 까지
임밸런스 허용오차	12%	8%

ICDMi : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 주요자원 설비용량(MW-h)

RT_MPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

RT_SMPt,q : 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지가격(원/kWh)

OFFER_PRICEi,t,s : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 해당하는 입찰구간(s)별 입찰가격(원/kWh)

Mins(OFFER_PRICEi,t,s) : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 해당하는 최소 입찰가격(원/kWh)

(3) 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치는 에너지정산금만 지급하며, 에너지정산금은 하루전에너지정산금과 실시간에너지정산금의 합으로 구성된다. 단, 급전가능집합전력자원의 보유자원에 해당하는 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치에 대해서는 정산금을 지급하지 아니한다.

MEPi,t = DA_MEPi,t + ∑q (RT_MEPi,t,q)

하루전에너지시장 정산금은 하루전 제출한 발전예측량에 대해 하루전에너지가격으로 계산한다. 단, 제16.3.1조의 하루전에너지시장 입찰 대상이 아닌 발전기에 대해서는 전체 계량전력량을 하루전에너지가격으로 정산한다.

하루전에너지시장 입찰대상 발전기의 경우,
DA_MEPi,t = DA_MPi,t × DA_SEi,t × 1,000 × 1h

그 외의의 경우,
DA_MEPi,t = DA_MPi,t × MGOi,t × 1,000 × 1h

실시간에너지시장 에너지정산금은 하루전 제출한 발전예측량과 계량값과의 편차에 대하여 실시간에너지가격으로 계산한다. 단, 제16.3.1조의 하루전에너지시장 입찰 대상이 아닌 발전기에 대해서는 정산하지 아니한다.

하루전에너지시장 입찰대상 발전기의 경우,

RT_MEPi,t,q = RT_MPi,t,q×(MGOi,t–DA_SEi,t× 1h) × TPR_Ei,t,q  × 1,000

그 외의의 경우,

RT_MEPi,t,q = 0

MEPi,t : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)별 에너지정산금(원)

DA_MEPi,t : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지 정산금(원)

RT_MEPi,t,q : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지정산금(원)

DA_MPi,t : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

DA_MPi,t = DA_SMPi,t × STLFi,t

RT_MPi,t,q : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지시장 에너지 거래가격(원/kWh)

RT_MPi,t,q = RT_SMPi,t,q × STLFi,t,q

DA_SMPt : 거래시간(t)별 하루전에너지가격(원/kWh)

RT_SMPt,q : 거래시간(t)내 구간(q)별 실시간에너지가격(원/kWh)

DA_SEi,t : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)별 하루전에너지계획량 (MW)

MGOi,t : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

MGOi,t,q : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 계량전력량(MWh)

TPR_Ei,t,q : 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 에너지 거래단위
변환계수
단, MGOi,t = 0 인 경우 TPR_Ei,t,q = 0.25
그 외의 경우 TPR_Ei,t,q = MGOi,t,q / MGOi,t

(4) 시운전 발전기

(가) 에너지정산금(MEPi,t)

시운전 발전기에 대한 에너지정산금은 (1)일반발전기의 (가)에너지정산금 정산산식을 따른다.

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t)

보칙 17.3조 제8항에 의한 전력거래소 급전지시에 따라 발전한 시운전 발전기에 대한 변동비보전정산금은 (1)일반발전기의 (나)변동비보전정산금 정산산식을 따른다.

나. 공급가능용량에 대한 정산

(1) 일반발전기

일반발전기의 시간대별 용량정산금(TPCPi,t), 급전지시에 의한 시간대별 추가 용량정산금(XCPi,t)은 아래 정산산식에 따른다.

시간대별 용량정산금(TPCPi,t)은 발전사업자가 입찰 시 제시한 공급가능용량과 거래시간별 재선언공급가능용량 등을 반영하여 정산한다. 단, 복합발전기의 경우 공급가능용량 대신 기온반영 공급가능용량을 적용하여 정산한다.

복합발전기가 아닌 발전기의 경우,

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

복합발전기의 경우,

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

전력거래소가 전력계통의 안정운영을 위하여 발전기의 공급가능용량 이상으로 급전지시를 하거나, 발전기의 정비 또는 시험일정을 변경하는 경우에는 전력거래소 지시에 의한 발전기의 추가 용량정산금(XCPi,t)을 아래 산식에 따라 지급한다. 단, 복합발전기의 경우 공급가능용량 대신 기온반영 공급가능용량을 적용하여 정산한다.

복합발전기가 아닌 발전기의 경우,

XCPi,t = Max{MGOi,t - Min(Ai,t, RAi,t, MGOi,t), 0} × (HCFi,t + β) × XSOFi,t × 1,000

복합발전기의 경우,

XCPi,t = Max{MGOi,t - Min(TAi,t, RAi,t, MGOi,t), 0}  × (HCFi,t + β) × XSOFi,t × 1,000

TPCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 용량정산금(원)

XCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 발전량에 대한 용량정산금(원)

Ai,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량(MW-h)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

TAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 기온반영 공급가능용량(MW-h)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

XSOFi,t : 발전기(i)의 의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부,
초과 급전지시를 한 경우, XSOFi,t = 1

그렇지 않은 경우, XSOFi,t = 1

HCFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 일반용량가격(원/kW-h)

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RCPi : 발전기(i)에 대한 제주지역 기준용량가격(원/kW-h)

RCFi : 발전기(i)에 대한 적정설비 예비력을 고려한 지역별 가중치

PCFi : 발전기(i)에 대한 성과연동형용량가격계수

TCFt : 거래시간(t)에 대한 시간대별용량가격계수

β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장 제2절에 따른다.

(2) 급전가능재생에너지자원

급전가능재생에너지자원에 대한 정산은 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 실효용량, 계량전력량 및 급전지시 출력 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다.

TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, EAi) × RCPi × 1,000

TPCPi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 용량정산금(원)

Ai,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량(MW-h)

RAi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

EAi : 급전가능재생에너지자원(i)에 대한 실효용량(MW-h),

EAi = ∑j (MGCi,j × EFCRj)

MGCi,j : 급전가능재생에너지자원(i)에 속한 보유자원(j)의 최대발전용량(MW), 전기저장장치의 경우 최대방전용량으로 한다.

EFCRj : 보유자원(j)에 해당하는 전원별 실효용량비율, 본 계수는 비용평가위원회에서 결정한다.

RCPi : 급전가능재생에너지자원(i)에 대한 제주지역 기준용량가격(원/kW-h)

(3) 시운전발전기

보칙 제17.3조 제1항에 따른 입찰자료를 제출하지 않았으나 동조 제8항에 의한 전력거래소 급전지시에 따라 발전한 시운전발전기의 시간대별 용량정산금은 아래 산식에 따라 지급한다.

XCPi,t = MGOi,t × (HCFi,t + β) × 1,000

XCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 발전량에 대한 용량정산금(원)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

HCFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 일반용량가격(원/kW-h)

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RCPi : 발전기(i)에 대한 제주지역 기준용량가격(원/kW-h)

RCFi : 발전기(i)에 대한 적정설비 예비력을 고려한 지역별 가중치

PCFi : 발전기(i)에 대한 성과연동형용량가격계수

TCFt : 거래시간(t)에 대한 시간대별용량가격계수

β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장 제2절에 따른다.

(4) 용량가격 정산에서 제외되는 발전기

주파수조정 서비스만 제공하는 중앙급전전기저장장치, 중앙급전발전기, 급전가능재생에너지, 급전가능집합전력자원에 해당하지 않는 발전기와 상업운전 개시 이전의 발전기는 용량정산금을 지급하지 않는다. 다만, 제17.3조 제8항의 지시에 의한 경우에는 별표33 나. (3)에 따라 지급한다.

다. 보조서비스에 대한 정산

(1) 예비력정산금

(가) 주파수제어예비력에 대한 정산

주파수제어예비력에 대한 정산은 계통운영시스템(EMS)에서 1분 단위로 산정되는 주파수제어예비력 공급량에 대한 15분 단위 평균치와 실시간 주파수제어예비력가격을 고려하여 아래 산식에 따라 정산한다.

RT_FCRCPi,t = ∑q RT_FCRCPi,t,q

RT_FCRCPi,t,q = {Min(SFCRi,t,q, FCRQi,t,q) × 0.25h} × RT_FCR_Pt,q × FCRCP_FLAGi,t × 1,000

RT_FCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간 주파수제어예비력 정산금(원)

RT_FCRCPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간 주파수제어예비력 정산금(원)

FCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 주파수제어예비력 정산용량(MW)

FCRQi,t,q = Max{Min(FCRSCi,t,q – PCRQi,t,q, MGOi,t,q – LFCMINi,t,q), 0}

FCRSCi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 주파수제어예비력 평균(MW)

LFCMINi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 주파수제어예비력 하한(MW)

MGOi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)내 구간(q)별 계량전력량(MWh)

SFCRi,t,q : 발전기(i)에 대한 거래기간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간주파수제어예비력계획량(MW)

RT_FCR_Pt,q : 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 실시간 주파수제어예비력 가격(원/kW-h)

FCRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 주파수제어예비력 정산금 지급여부 플래그

(나) 1차예비력에 대한 정산

1차예비력에 대한 정산은 계통운영시스템(EMS)에서 1분 단위로 산정되는 1차예비력 공급량에 대한 15분 단위 평균치를 실시간시장 거래단위를 고려하여 실시간 1차예비력가격으로 정산한다.

RT_PCRCPi,t = ∑q RT_PCRCPi,t,q

RT_PCRCPi,t,q = {Min(SPCRi,t,q, PCRQi,t,q) × 0.25h} × RT_PCR_Pt,q × PCRCP_FLAGi,t × 1,000

RT_PCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 1차예비력 정산금(원)

RT_PCRCPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간 1차예비력 정산금(원)

PCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 1차예비력 평균(MW)

SPCRi,t,q : 발전기(i)에 대한 거래기간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간1차예비력계획량(MW)

RT_PCR_Pt,q : 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간 1차예비력가격(원/kW-h)

PCRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 1차예비력 정산금 지급여부 플래그

(다) 3차예비력에 대한 정산

3차예비력에 대한 정산은 계통운영시스템(EMS)에서 1분 단위로 산정되는 3차예비력 공급량에 대한 15분 단위 평균치를 실시간시장 거래단위를 고려하여 실시간 3차예비력가격으로 정산한다.

RT_TRCPi,t = ∑q RT_TRCPi,t,q

RT_TRCPi,t,q = {Min(STRi,t,q, TRQi,t,q) × 0.25h} × RT_TR_Pt,q × TRCP_FLAGi,t × 1,000

RT_TRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 3차예비력 정산금(원)

RT_TRCPi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간 3차예비력 정산금(원)

TRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 3차예비력 정산용량(MW)

TRQi,t,q = Max(TRECi,t,q – FCRQi,t,q – PCRQi,t,q, 0)

TRECi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q) 동안 계통운영시스템(EMS)에서 산정되는 3차예비력 평균(MW)

STRi,t,q : 발전기(i)에 대한 거래기간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간3차예비력계획량(MW)

RT_TR_Pt,q : 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 실시간 3차예비력가격(원/kW-h)

TRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 3차예비력 정산금 지급여부 플래그

(2) 마일리지 정산금

마일리지정산금은 계통운영시스템(EMS)에서 15분 마일리지 합산치를 제어가능용량, 제어가용률 및 제어성과를 고려하여 마일리지 정산단가로 정산한다.

FCMPi,t

= ∑q[∑m{(|EGi,t,q,m–EGi,t,q,m-1|)×Max{(1-|AGi,t,q,m–EGi,t,q,m|/EGi,t,q,m),0}}×Max{CORRELm(AGi,t,q,m,EGi,t,q,m),0}]

×FCMHF×FCRCP_FLAGi,t×1,000

FCMPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 마일리지정산금(원)

AGi,t,q,m : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)내 1분 단위 주파수제어 출력지시 구간(m)의 발전기 실제출력(MW)
단, 주파수편차가 발전기의 불감대를 초과하거나, 발전기의 실시간 출력 자료취득 시 누락이 발생한 경우 해당 구간(m) 및 전(m-1), 후(m+1)에 해당하는 구간을 제외한다.

EGi,t,q,m : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)내 1분 단위 주파수제어 출력지시 구간(m)의 예상출력(MW)
단, 주파수편차가 발전기의 불감대를 초과하거나, 발전기의 실시간 출력 자료취득 시 누락이 발생한 경우 해당 구간(m) 및 전(m-1), 후(m+1)에 해당하는 구간을 제외한다.

FCMHF : 마일리지 정산단가(원/△kW)

FCRCP_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 주파수제어예비력 정산금 지급여부 플래그

(3) 자체기동서비스 정산금

자체기동발전기에 대한 정산은 사전에 자체기동발전기로 지정되어 자체기동능력이 인정된 경우 아래의 사항을 확인하여 산식에 따라 정산한다.

1. 설비점검 등의 사유로 지정된 발전기의 운전이 불가능하여 동일특성의 발전기로 대체 할 수 있는 경우에는 자체기동능력을 인정한다.

2. 2대 이상의 발전기가 자체기동발전기로 지정된 경우에는 모든 발전기가 운전이 가능할 경우에 한하여 자체기동능력을 인정한다.

3. 비상발전기 정비 등 자체기동서비스가 불가능할 경우에는 자체기동능력을 인정하지 않는다.

BSPi,t = BSSCi × BSHF × BSFi,t

여기서,

BSPi,t : 정산금액

BSSCi : 자체기동발전기 지정 설비용량(MW)

BSHF : 정산단가

BSFi,t : 자체기동서비스 플래그

라. 기동대기 발전기의 정산

(1) 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

전력거래소에서 발전사업자에게 계통연결을 지시하고 계통연결 지시를 취소하거나, 계통연결 예정시간을 지나서 계통연결 하도록 지시한 경우에는 기동대기 시작시간부터 기동대기 마지막시간에 소요된 비용은 다음과 같이 정산한다. 단, 계통연결 대기시간이 거래일 2일 이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다.

SUSBCi,t = (SUCi/SUHi)×THi,t

단, 다조합복합발전기의 경우

SUSBCi,t = ∑j{(GSUCi/GSUHi)×GTHi,j,t} + (SSUCi/SSUHi)×STHi,t

SUSBCi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대하여 전력거래소가 기동대기를 지시한 경우 시간대별 정산금(원)

SUCi : 발전기(i)에 대한 기동비용(원)

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 ST 1기에 대한 기동비용(원)

SUHi : 발전기(i)의 기동소요시간(h)

GSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동소요시간(h)

SSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동소요시간(h)

THi : 발전기(i)의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는 시간(계통연결 대기시간)

THi = ∑t(THi,t)

GTHi,j : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 가스터빈 발전기(j)의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는 시간(계통연결대기시간) (h)

GTHi,j = ∑t(GTHi,t)

STHi : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 스팀터빈 발전기의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는 시간(계통연결대기시간) (h)

STHi,j = ∑t(STHi,t)

기동대기시작시간 : 전력거래소가 발전기를 기동하여 계통에 연결할 것을 지시한 계통연결 예정시간에서 기동시간(SUHi)을 뺀 시간

기동대기마지막시간 : 전력거래소가 계통연결을 취소한 시간 또는 계통연결 예정시간을 지나서 계통연결된 시간

(2) 열간(HOT) 기동대기한 비용정산

전력거래소에서 발전사업자에게 열간(HOT)기동대기를 지시한 경우 소요된 비용은 다음과 같이 정산한다. 단, 열간(HOT) 기동대기시간이 거래일 2일 이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다.

HSUSBCi,t = (SUCi/SUHi) × HSUTHi,t × HSUFi + HSBTHi,t × SUCi × HCR

단, 다조합복합발전기의 경우

HSUSBCi,t = ∑j{(GSUCi/GSUHi) × GHSUTHi,j,t × GHSUFi,j} + ∑j(GHSBTHi,j,t × GSUCi × HCR)

+ (SSUCi/SSUHi) × SHSUTHi,t × SHSUFi + SHSBTHi,t × SSUCi × HCR

HSUSBCi,t : 전력거래소 지시에 의한 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 시간대별 기동대기 정산금(원)

SUCi : 발전기(i)별 기동비용(h)

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 가스터빈 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 스팀터빈 1기에 대한 기동비용(원)

SUHi : 발전기(i)별 기동소요시간(h)

GSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 가스터빈 1기에 대한 기동소요시간(h)

SSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 스팀터빈 1기에 대한 기동소요시간(h)

HSUTHi : 발전기(i)의 열간 기동대기를 위한 기동시간(h)
(열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)
HSUTHi = ∑t(HSUTHi,t)

GHSUTHi,j : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 가스터빈 발전기(j)에 대한 열간 기동대기를 위한 기동시간(h)
(열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)
GHSUTHi,j = ∑t(GHSUTHi,j,t)

SHSUTHi : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 스팀터빈 발전기에 대한 열간 기동대기를 위한 기동시간(h)
(열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)
SHSUTHi = ∑t(SHSUTHi,t)

HSUFi : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기
계통연결이 이루어진 경우, HSUF = 0
계통연결이 이루어지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우, HSUF = 1

GHSUFi,j : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 가스터빈발전기(j)에 대한 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기
계통연결이 이루어진 경우, GHSUFi,j,t = 0
계통연결이 이루어지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우, GHSUFi,j,t = 1

SHSUFi : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 스팀터빈발전기의 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기
계통연결이 이루어진 경우, SHSUFi,j,t = 0
계통연결이 이루어지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우, SHSUFi,j,t = 1

HSBTHi  : 발전기(i)의 열간 기동대기 상태시간(h)
(열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)
HSBTHi = ∑t(HSBTHi,t)

GHSBTHi,j : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 가스터빈 발전기(j)의 열간 기동대기 상태시간(h)
(열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)
GHSBTHi,j = ∑t(GHSBTHi,j,t)

SHSBTHi,j,t : 다조합 복합발전기(i)에 해당하는 스팀터빈 발전기의 열간 기동대기 상태시간(h)
(열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)
SHSBTHi = ∑t(SHSBTHi,t)

HCR : 열간 기동대기시 시간대별 기동대기 정산금 지급률, 35%를 적용하되 변경 필요시 비용평가위원회에서 결정

기동준비시작시간 : 열간 기동대기 시작시간에서 기동시간(SUHi)을 뺀 시간

기동준비마지막시간 : 열간 기동대기 시작시간 이전 열간 기동대기 준비 완료 또는 취소된 시간

열간 기동대기 시작시간 : 전력거래소에서 지시한 열간 기동대기 시작시간

열간 기동준비 마지막시간 : 열간 기동대기 시작시간 이후 계통연결 또는 열간 기동대기가 취소된 시간

마. 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산

화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산은 별표2 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 12.기타 정산 차. 화력발전기에 대한 지역자원시설세 정산을 따른다.

바. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙

(1) 계통연결 및 계통분리 지연

(가) 계통연결 지연

발전사업자가 전력거래소로부터 계통연결 시간을 지시받고, 실제 계통연결 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연이 발생한 거래시간의 변경 공급가능용량(RAi,t)는 계량된 전력량으로 조정한다.

ARAi,t = MGOi,t

ARAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 조정된 변경 공급가능용량(MW-h)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 계량전력량(MWh)

(나) 계통분리 지연

발전사업자가 전력거래소로부터 계통분리 시간을 지시받고, 실제 계통분리 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 “0”으로 산정하여 계량값을 조정한다.

AMGOi,t = ∑m MGOi,t,m

AMGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 조정 계량전력량(MWh)

MGOi,t,m : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 분(m)에 대한 계량전력량(MWh)

(2) 조기 계통연결 및 계통분리

(가) 조기 계통연결

발전사업자가 전력거래소로부터 계통연결 시간을 지시받고, 실제 계통연결 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠를 경우, 조기 계통연결되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 “0”으로 산정하여 계량값을 조정한다.

AMGOi,t = ∑m MGOi,t,m

AMGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 조정 계량전력량(MWh)

MGOi,t,m : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 분(m)에 대한 계량전력량(MWh)

(나) 조기 계통분리

발전사업자가 전력거래소로부터 계통분리 시간을 지시받고, 실제 계통분리 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠를 경우, 조기 계통분리되는 시간 동안에 변경 공급가능용량(RAi,t,m)을 “0”으로 조정한다.

ARAi,t = ∑m RAi,t,m

ARAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 조정된 변경 공급가능용량(MW-h)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

EDSFi,t,m : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 분(m)에 대한 조기계통분리 표시기

(3) 계통연결 및 계통분리 지연, 조기 계통연결 및 계통분리 시 허용시간(δi)

LNG 및 유류발전기, δi = ±5분

δi : 발전기(i)에 대한 계통연결/분리 허용시간(분)

(4) 발전기 고장정지 시 공급가능용량의 조정

발전기 고장정지 시 공급가능용량은 [별표4] 6.3.7.5.2 가. 발전기 고장정지 시 공급능력 변경 기준과 [별표4] 9.7.6.2 고장정지 발전기 공급가능용량 변경 확인 기준을 준용하여 아래와 같이 조정한다.

ARAi,t = Max(Min(RAi,t, CRAi,t), MGOi,t)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

CRAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 고장정지공급가능용량(MW-h)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 계량전력량(MWh)

(5) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우

(가) 급전지시량에 미달하여 발전하는 경우

발전기가 전력거래소 지시가 아닌 사업자 사유로 급전지시량에 미달되게 발전하고도 적절한 변경입찰을 하지 않은 경우 공급가능용량을 아래와 같이 조정한다.

|EOSOi,t – MGOi,t| ≤ εi,t 이면, ARAi,t = Max{Min(RAi,t,CRAi,t), MGOi,t}

그렇지 않으면, ARAi,t = Max{Min(RAi,t,CRAi,t), MGOi,t} - |EOSOi,t – MGOi,t|

ARAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 조정된 변경 공급가능용량(MW-h)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

CRAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 고장정지공급가능용량(MW-h)

EOSOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 전력거래소 급전지시 발전전력량(MWh)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 계량전력량(MWh)

εi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 허용오차(MWh)

(나) 급전지시량을 초과하여 발전하는 경우

발전기가 전력거래소 지시가 아닌 사업자 사유로 급전지시량을 초과하여 발전한 경우 공급가능용량을 아래와 같이 조정한다.

|EOSOi,t – MGOi,t| ≤ εi 이면, ARAi,t = RAi,t 이고,

그렇지 않으면, ARAi,t = RAi,t - |EOSOi,t – MGOi,t|

ARAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 조정된 변경 공급가능용량(MW-h)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

EOSOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 전력거래소 급전지시 발전전력량(MWh)

MGOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 계량전력량(MWh)

εi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 허용오차(MWh)

(6) 고정출력 제약입찰 발전기의 발전량(MGOi,t)이 공급가능용량(RAi,t)보다 작을 경우

MGOi,t + εi,t < RAi,t인 경우, ARAi,t = MGOi,t

그 외의 경우, ARAi,t = RAi,t

ARAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 조정된 변경 공급가능용량(MW-h)

RAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h)

εi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 허용오차(MWh)

사. 급전지시량 산정 절차

(1) 지시출력 미달의 경우

LSOFi,t = 0 인 경우, EOSOi,t = MGOi,t

LSOFi,t = 1 인 경우,

EOSOi,t = [ ( MGOi,t-1×pi,t×Sfi,t ) +[eqn: sum _{m=p+1} ^{q}]Min{ MGOi,t+RURi×(m-p), SOi,t } + MGOi,t+1×(60-qi,t)×Lfi,t] / 60

EOSOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 전력거래소 급전지시 발전전력량(MWh)

LSOFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 지시출력미달 표시기

Sfi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 최초지시시간대 표시기
최초지시 시각이 포함되었을 경우, Sfi,t = 1
그렇지 않을 경우, Sfi,t = 0

Lfi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 지시종료시간대 표시기
지시종료 시각이 포함되었을 경우, Lfi,t = 1
그렇지 않을 경우, Lfi,t = 0

pi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 출력지시 분 단위 시각(분)

qi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 출력종료 분 단위 시각(분)

SOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 송전단기준 급전지시 전력량(MWh)
발전단기준 급전지시를 받는 경우, SOi = 발전단 기준 급전지시 전력량 × (1-ri)

ri : 발전기(i)의 평균 소내소비율

(2) 지시출력 초과의 경우

USOFi,t = 0 인 경우, EOSOi,t = MGOi,t

USOFi,t = 1 인 경우,

EOSOi,t = [ ( MGOi,t-1×pi,t×Sfi,t ) +[eqn: sum _{m=p+1} ^{q}]Min{ MGOi,t-RDRi×(m-p), SOi,t } + MGOi,t+1×(60-qi,t)×Lfi,t] / 60

EOSOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 전력거래소 급전지시 발전전력량(MWh)

USOFi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 지시출력초과 표시기

Sfi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 최초지시시간대 표시기
최초지시 시각이 포함되었을 경우, Sfi,t = 1
그렇지 않을 경우, Sfi,t = 0

Lfi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 지시종료시간대 표시기
지시종료 시각이 포함되었을 경우, Lfi,t = 1
그렇지 않을 경우, Lfi,t = 0

pi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 출력지시 분 단위 시각(분)

qi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 출력종료 분 단위 시각(분)

SOi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 송전단기준 급전지시 전력량(MWh)
발전단기준 급전지시를 받는 경우, SOi = 발전단 기준 급전지시 전력량 × (1-ri)

ri : 발전기(i)의 평균 소내소비율

(3) 급전지시이행 허용오차 산정 기준

제2.3.2조 제1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전 신고 후 실제 운전한 발전기의 경우,

εi,t = ± Min { Max(RAi,t×0.01, 0.5), 5 }

그 외 발전기의 경우,

εi,t = ± Min { Max(RAi,t×0.005, 0.5), 5 }

(4) 급전지시량을 계량값으로 하는 경우

전력거래소가 지시한 발전량 산정이 가능할 때 까지는 전력거래소가 인정하는 경우 계량값(MGOi,t)를 급전지시량으로 할 수 있다. 다만, 계량값을 급전지시량으로 인정할 경우 전력거래소는 사유를 명시해야 한다.

아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

(1) 하루전에너지계획량(DA_SEi,t)에 대한 운전조합은 하루전발전계획 결과의 운전조합을 적용한다.

(2) 제약량(MEGWn,i,t)에 대한 운전조합은 제2.3.2조 및 [별표4]7.11.2에 따라 입찰자료로 제출된 제약운전정보를 적용한다.

(3) 입찰량(Ai,t, RAi,t)에 대한 운전조합은 제2.3.2조에 따라 입찰자료로 제출된 GT호기별 운전정보를 적용한다.

(4) 계량값(MGOi,t)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

(가) GT, ST 개별계량이 가능한 발전기들은 계량데이터를 통해 실제 출력에 대한 운전여부를 판단한다.

(나)  개별계량이 불가능한 발전기는 EMS 원격소장치(RTU)로부터 취득된 데이터와 전력거래시스템(e-power market)에 제출된 각 호기별 계통연결시간을 통해 개별호기 운전여부를 판단한다. 발전사업자는 해당 운전조합 결과를 통지받은 후 7일 이내에 관련 증빙서류와 함께 이의신청 할 수 있으며 변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하고 승인받아야 한다. 또한, 전력거래소는 이의신청에 대해서 접수일로부터 10일 이내에 처리결과를 해당 전기사업자에게 통지하여야 한다. 단, 발전사업자가 전력거래시스템(e-power market)에 발전기 개별 호기 운전정보를 제출하지 않은 경우 직전 운전여부를 준용하여 적용한다.

(다) 여기서, 운전조합의 결정은 (가) 또는 (나)에서 결정된 개별 호기별 운전여부를 토대로 결정한다. 해당 거래시간에서 운전조합이 복수인 경우 운전시간이 가장 큰 조합으로 한다. 만약, 가장 큰 운전조합이 여러개일 경우 비용이 가장 높은 운전조합을 적용한다.

(라) 전력거래소는 규칙 제4.2.5.1조, 제4.2.5.5조의 2 및 별표8에 의거하여 발전기 운전조합을 정정할 수 있다.

4. 판매사업자에 대한 정산

가. 에너지정산금

전력시장 제도개선 제주 시범사업에서 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 에너지정산금은 제주지역 자원의 거래시간에 대한 에너지정산금 총액으로 한다.

ESSt = ∑i MEPi,t

ESSt : 판매사업자의 거래시간(t)에 대한 전력량정산금(원)

MEPi,t : 자원(i)의 거래시간(t)에 대한 에너지정산금(원)

나. 용량정산금

전력시장 제도개선 제주 시범사업에서 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 용량정산금은 제주지역 자원의 용량정산금과 공급가능용량 초과 발전량 용량정산금의 합으로 한다.

CSSt = ∑i (TPCPi,t + XCPi,t)

CSSt : 판매사업자의 거래시간(t)에 대한 용량정산금(원)

TPCPi,t : 자원(i)의 거래시간(t)에 대한 용량정산금(원)

XCPi,t : 자원(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 발전량에 대한 용량정산금(원)

다. 부가정산금

전력시장 제도개선 제주 시범사업에서 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액으로 한다.

라. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

전력시장 제도개선 제주 시범사업에서 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 발전량 예측 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 발전량 예측 정산금 총액으로 한다.

IFSt = ∑i IFPi,t

IFPi,t : 예측제도에 참여한 대상자원(i)의 거래시간(t)에 대한 발전량 예측 정산금(원)

IFSt : 판매사업자의 거래시간(t)에 대한 발전량 예측 정산금(원)

5. 예측제도 참여자에 대한 정산

전력시장 제도개선 제주 시범사업에서 예측제도 참여자에 대한 정산은 별표2의 Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산을 따른다.

·제주시범사업에 대한 정산기준 별표 신설

·별표 목차 명시

·별표 신설 목적 및 적용범위 명시

· 중앙급전발전기의 전력량정산금 명시

·에너지정산금 정산산식 명시

·하루전시장과 실시간시장 간 이중정산 규칙 적용

·공급가능용량 초과 발전 전력량은 에너지정산금 미지급(단, 급전지시 상황 제외)

·중앙급전발전기의 변동비보전정산금 정산산식 명시

·발전기 종류별 2차증분가격계수, 1차증분가격계수, 가격상수  구분 하여 적용

·발전기 종류별 2차증분가격계수, 1차증분가격계수, 가격상수  구분 하여 적용

·중앙급전발전기의 기대이익 정산금 정산방식 명시

·예비력기대이익 정산금 정산방식

·예비력정산금 산정용량까지 반영

·발전기 종류별 2차증분가격계수, 1차증분가격계수, 가격상수  구분 하여 적용

·발전기 종류별 2차증분가격계수, 1차증분가격계수, 가격상수  구분 하여 적용

·중앙급전발전기의 임밸런스페널티 정산산식 명시

·성능시험 시
페널티 미부과

·임밸런스 페널티 기준 완화

(50% → 20%)

·임밸런스 페널티가 양의 값이 되지
않도록 산식 변경

·현행 급전지시  허용오차 기준준용

·급전가능재생에너지의 전력량정산금

-에너지정산금

-변동비보전정산금

-기대이익정산금

-임밸런스페널티

·에너지정산금

= 하루전낙찰량 ×하루전가격 +∑q (실시간발전량-하루전낙찰량) ×실시간가가격 ×변환계수

- 변환계수로 거래단위 변환

(1시간→15분)

- 변환계수

=

·급전가능재생에너지 자원의 변동비보전정산금 정산방식 기술

·변동비보전정산금 지급구간의 입찰비용 및 에너지 정산금 산정방식 명시

·급전가능재생에너지자원의 기대이익정산금 명시

·기대이익정산금 지급 영역 상하한 명시

·급전가능재생에너지자원의 임밸런스페널티 정산산식 명시

·기호 변경

(CDM → ICDM)

중복기호 사용에

따른 혼란방지를 위함

·설비용량 기준 허용오차 산정

·비중앙발전기 및 비중앙전기저장장치의 전력량 정산금 명시

·입찰대상이 아닌 발전기는 기존 비중앙발전기 정산과 동일

·시운전발전기의 전력량 정산금 정산방식 명시

·중앙급전발전기의 용량정산금 정산방식 명시

·급전가능재생에너지자원의 용량정산금 정산방식 명시

·시운전발전기의 용량정산금 정산산식 명시

·용량가격 정산에서 제외되는 발전기 명시

·주파수제어예비력 정산금 =

min(주파수제어예비력 제공 실적, 발전계획결과

주파수제어예비력) × 주파수제어

예비력 가격

·수식오류수정

(Max 추가)

·1차예비력 정산금 =min(1차예비력 제공 실적,

발전계획결과

1차예비력) ×

1차예비력비력 가격

·3차예비력 정산금 =min(3차예비력 제공 실적,

발전계획결과

3차예비력) ×

3차예비력비력 가격

·수식오류수정

(Min →Max)

·불필요 문구 삭제

·마일리지 정산금

= 마일리지
×정확도계수×상관계수×단가

·음수가 되지
않도록 Max설정

·현행 CORREL 기준 준용
(2차주파수제어서비스)

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·공급가능용량-발전량 차이가 허용오차를 초과하는 경우 구체화

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·[별표2] 기존

정산 기준 준용

·판매사업자는 거래시간별 하루전에너지정산금과 실시간에너지정산금의 총액을 부담

·판매사업자는

거래시간별 용량정산금과 전력거래소 지시에 의한 추가 발전량 용량정산금의 합을 부담

아. 별표34 제주 전력시장 시범사업 발전계획 수립절차(신설)

신 설(안)

개 정 사 유

[별표 34]

전력시장 제도개선 제주 시범사업 발전계획 수립절차

1.0	목적

전력시장 제도개선 제주 시범사업(이하 ‘시범사업’)을 위한 규칙에 의거한 하루전⋅당일⋅실시간 발전계획 수립 업무와 하루전⋅실시간 시장가격 공개에 대하여 세부절차를 규정하여 공정하고 투명한 발전계획 수립업무의 수행을 도모하는데 있다.

2.0	적용범위

2.1	하루전발전계획 수립 및 공개

2.2	당일발전계획 수립 및 공개

2.3	실시간발전계획 수립 및 공개

2.4	하루전에너지가격 공개

2.5	임시 실시간에너지가격 공개

2.6	실시간에너지가격 공개

2.7	실시간예비력가격 공개

2.8	임시예비력가격 공개

3.0	책임

3.1	전력거래소 이사장은 발전계획을 공정하고 투명하게 수립될 수 있도록 관리한다.

3.2	시범사업(실시간시장⋅예비력시장)을 운영하는 부서장은 제주실시간가격결정시스템을 안정적으로 운영하여야 한다.

3.3	발전계획의 입력데이터를 연계하는 시스템을 운영하는 부서장은 가격결정시스템의 입력자료가 효율적이고 안정적으로 연계되도록 협조하여야 한다.

3.4	전력거래소 회원은 발전계획 수립이 효율적으로 수행될 수 있도록 전력거래소의 자료요청에 협조하여야 하며, 발전계획 또는 급전지시 등의 통지를 받은 회원사는 해당 자원의 발전계획량을 준수할 수 있도록 사전에 필요한 준비를 수행하여야 한다.

4.0	참고자료

4.1	별표 3 전력계통 운영기준

4.2	별표 4 입찰운영절차

4.2	별표 5 전력수요 예측절차

4.3	별표 9 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개 절차

4.4	별표 11 실시간 급전운영 절차

4.5	별표 12 비상시 급전지시 절차

4.6	별표 24 비상시 전력시장 운영 절차

5.0	용어의 정의

5.1	전력거래소 시장관제사

제주 발전계획을 발전계획시스템을 사용하여 하루전발전계획, 당일발전계획 및 실시간발전계획을 수립하고 절차에 따라 제주 에너지⋅예비력가격 공표를 수행하는 직원을 말한다.

5.2	실시간시장 운영담당자

실시간시장 운영에 대한 전반적인 전력시장운영, 실시간⋅예비력시장 이슈관리, 실적분석 및 시장정보공개 등의 업무를 수행하는 직원을 말한다.

5.3	온라인연계자료

발전계획수립에 필요한 자료 중 타 시스템과 연계하여 취득하는 자료를 말한다.

5.3.1	입찰자료

사업자가 별지 제31호, 제31-2호, 제31-3호, 제33호, 제33-2호, 제33-3호, 제31-6호, 제33-6호, 제31-7호, 제33-7호의 서식에 맞추어 각 발전계획별 입찰 마감시간 전까지 제출한 모든 입찰을 말한다.

5.3.2	제주계통운영시스템 자료

발전소 및 변전소의 운전 상태를 실시간으로 감시하는 정보 중 발전기 발전량 및 차단기 투입정보를 말하며, 발전계획 수립의 초기자료로 사용한다.

5.3.3	제주신재생예측시스템 자료

각 발전계획의 거래단위별 비중앙발전기의 발전량을 예측한 자료를 말한다.

5.3.4	수요예측시스템 자료

각 발전계획의 거래단위별 전력수요를 예측한 자료를 말한다.

5.3.5	수요반응자원 전력거래시스템 자료

수요반응시장에 참여하는 수요반응자원의 입찰 및 낙찰 자료를 말한다.

5.4	사용자입력정보

발전계획 수립에 필요한 자료 중 계통운영담당자 또는 전력거래소 담당자가 확인하여 입력하는 모든 자료를 말한다.

5.4.1	급전지시정보

발전계획을 수립시 사용하기 위한 전력거래소 관제사가 확인하고 지시하는 모든 계통운영의 조작정보를 말한다.

5.4.2	제주송전제약 정보

계통운영담당자가 제주계통 안전운전시 필요한 모든 계통제약정보를 말한다.

5.4.3	제주발전량제약 정보

계통운영담당자가 제주계통 안전운전시 필요한 모든 계통제약정보를 말한다.

5.5	제주 실시간가격결정시스템

시장관제사가 제주 발전계획을 수립하는데 사용하기 위한 발전계획 프로그램을 말한다.

5.5.1	입력데이터 처리

실시간시장운영자가 입력 및 연계자료를 사용 또는 가공하여 생성한 발전계획 입력자료를 말한다.

5.5.2	목적함수

발전계획수립기간 동안의 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 운영예비력, 발전기 자기제약, 송전제약 등 제약을 고려한 에너지와 예비력의 동시 최적화를 수행한다.

6.0	기본원칙

6.1	하루전발전계획은 제16.4.1조에 의거하여 수립하며 전력거래일에 대해 최초로 통지되는 발전계획으로 전력거래일 전일 수립을 원칙으로 한다.

1. 초기입찰 입력 : 계획수립일 11시

2. 제주수요예측 연계 : 계획수립일 16시

3. 제주 수요반응자원 감축계획량 : 14시

4. 송전제약 입력 : 계획수립일 16시

5. 육지가격정보 입력 : 계획수립일 17시

6. 하루전발전계획 수립 및 하루전에너지가격 산정 : 계획수립일 17시

7. 하루전발전계획 및 하루전에너지가격 공표 : 계획수립일 18시

6.2	당일발전계획은 제16.4.3조에 의거하여 매시간마다 통지되는 발전계획으로 발전계획 수립시 최신 예측정보 및 송전제약을 사용하여 수립한다.

1. 입찰 마감시간 : 거래시간 1시간전

2. 제주수요예측 연계 : 발전계획 수립 직전 예측수요 사용

3. 제주 수요반응자원 감축계획량 : 발전계획 수립 직전 감축(증대)계획량 사용

4. 송전제약 입력 : 발전계획 수립 직전 송전제약 사용

5. 당일발전계획 수립 : 하루전 거래시간 1시간전

6. 당일발전계획 발표 : 하루전 거래시간 30분전

6.3	실시간발전계획은 제16.4.5조에 의거하여 실시간시장 단위거래시간인 15분 마다 통지되는 발전계획으로, 발전계획 수립시 최신예측정보 및 송전제약을 사용하여 수립한다.

1. 입찰 마감시간 : 거래시간 기준 75분전

2. 제주수요예측 연계 : 발전계획 수립 직전 예측수요 사용

3. 제주 수요반응자원 감축계획량 : 발전계획 수립 직전 감축(증대)계획량 사용

4. 송전제약 입력 : 발전계획 수립 직전 송전제약 사용

5. 실시간발전계획 수립 및 실시간 임시에너지가격 산정 : 실시간 거래시점 30분전

6. 실시간발전계획 및 실시간 임시에너지가격 발표 : 실시간 거래시점 15분전

7. 실시간에너지가격⋅실시간예비력가격 산정 및 발표 : 거래일 익일 18시

6.4	발전계획 재수립은 아래 각 항에 따라 재수립한다.

1. 하루전 발전계획은 : 수립일 24시까지 시스템을 통해 재수립 수행 및 공표

2. 당일 발전계획 : 다음 거래시간 전까지 시스템을 통해 재수립 수행 및 공표

3. 실시간 발전계획 : 다음 거래구간 전까지 시스템을 통해 재수립 수행 및 공표

4. 1부터 3까지 해당하는 발전계획 재수립시 수행시점에 연계된 입력자료를 기준으로 발전계획을 재수립한다.

5. 그 외, 연계 데이터에 대한 수정이 불가한 경우 또는 1부터 3까지 명시한 시간 이후에 재수립이 필요한 경우는 실시간가격결정시스템의 입력자료가 있을 경우 외부에서 발전계획 수립하여 활용한다.

7.0	절차

7.1	자료의 취득

7.1.1	전력거래시스템 자료 취득

시장관제사는 실시간시장운영담당자로부터 아래 각항의 입찰자료를 제공받아 사용한다

① 제2.1.1.1조의 운전비용 및 기술적 특성자료

② 제12.4.2.2조 제1항 제1호에 따른 제주 수요반응자원 입찰자료

③ 제16.3.1조 부터 제16.3.7조까지의 규정에 따른 발전입찰 및 전력수요예측 자료

④ 별표 9의 7.6.2에 따라 발표된 계통한계가격을 제공받아 제주 연계선의 육지가격

7.1.2	수요예측정보 자료취득

시장관제사는 제2.3.5조 제2항에 의거하여 수요예측담당자가 수요예측시스템을 연계하여 제공하는 송전단 기준 수요예측자료를 확인 후 사용한다.

7.1.3	제주신재생예측시스템 자료취득

시장관제사는 제주계통운영자가 제주신재생예측시스템을 연계하여 제공하는 제주지역 비중앙발전기 발전량 예측자료를 확인 후 사용한다.

7.1.4	계통운영시스템 자료취득

발전계획 수립시 계통운영시스템으로부터 아래 각 항의 발전기 정보를 연계하여 발전계획 초기정보로 사용한다.

① 발전기 출력

② 차단기 투입 및 개방 시간

③ 전기저장장치 SOC 정보

7.1.5	송전제약 자료 취득

7.1.5.1	제주본부로부터 계통운영을 고려한 송전제약 정보를 제공받아 사용한다.

① 제주연계선의 설비용량, 공급능력, 운전한계량 정역송 운전정보 등

② 제주지역 계통안정성을 고려한 필수운전발전기

③ 그 외 송전 또는 계통 제약 자료 등

7.1.5.2	실시간시장 운영담당자는 제5.1.1조 제4항에 따라 송전사업자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다.

① 송전사업자용 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부

② FACTS 설비의 운전가능여부

7.1.6	수요반응자원 전력거래시스템 자료취득

수요반응자원 전력거래시스템으로부터 제주 수요반응자원의 거래 정보를 연계하여 사용한다.

① 제12.4.2.3조에 따라 자발적수요감축 입찰량

② 제12.4.2.8조에 따라 산정한 기준수요 초과에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량

③ 제12.4.3.1조에 따라 요청된 수요반웅자원의 의무감축량

7.1.7	급전지시 자료

시장관제사는 전력거래소 관제사의 급전지시사항에 대한 정보를 입력한다.

① 5.3.1, 제16.7.2조에 따라 급전지시한 발전기 기동정지

② 5.3.2에 따라 급전지시 예외사항으로 지시한 전력거래소 관제사의 계획변경

7.2	입력자료의 검증

시장관제사는 각 시스템으로부터 연계된 입력자료를 검증하고 사용한다. 검증 시 입력자료의 오류 혹은 이상 데이터를 확인하면 연계자료의 주관부서에 데이터 정정 및 재연계를 요청한 후 재검증하여 사용할 수 있다.

7.3	발전계획수립기준

7.3.1	시장관제사는 규칙 제16.4.1조, 제16.4.3조, 제16.4.5조 규정에 따라 발전계획을 수립한다.

7.3.2	발전계획 수립시 송전손실을 고려하여 발전기출력이 배분될 수 있도록 페널티계수(Peanlty Factor)를 적용한다.

7.3.3	발전계획은 송전단출력으로 수립함을 원칙으로 한다. 단, 수요반응자원의 경우는 수요반응참여고객의 전기공급 수전점단위로 한다.

7.4	발전계획의 입력자료 작성

시장관제사는 아래와 같이 처리된 입력자료를 확인하고 사용한다.

7.4.1	발전기 데이터 처리

데이터 처리는 규칙 제2.1.1.1조 제3항 제2호 및 제2.3.2조에 의거하여 기술적 특성자료를 사용하여 발전계획을 수립하기 위한 입력자료를 생성하고, 자료 충돌시 발전계획이 수립될 수 있도록 자료를 관리한다.

7.4.2	운전비용

규칙 제2.1.1.1조 제1항 내지 제3항에 따라 따른 운전비용등과 관련한 자료를 제출받아 발전계획 수립시 사용한다. 단, 다조합복합발전기의 운전비용은 7.4.1에서 생성된 비용특성을 사용한다.

입찰자료		단위	구분	발전기	비고
운전비용	기동 비용	원	일	일반발전기	운전비용
				복합발전기	운전비용
				중앙급전전기저장장치	0
				비중앙급전발전기	0
	입출력 특성계수	-	일	중앙급전발전기	입출력특성계수
				중앙급전전기저장장치	0
				비중앙급전발전기	2차증분계수, 가격상수 = 0 1차 증분계수 = 0.86
	열량단가	원/Gcal	일	중앙급전발전기	입찰 열량단가
				중앙급전전기저장장치	0
				비중앙급전발전기	0
입찰가격		원/kWh	시간	경제성 DR	입찰 가격
				급전가능재생에너지발전기	입찰 가격
				급전가능집합전력자원	입찰 가격
지역가격		원/kWh	시간	제주 연계선	하루전발전계획 육지 시장가격

7.4.3	기술적 특성자료

제2.1.1.1조 제3항 제2호, 제4항 내지 제7항에 의거한 발전기 기술적 특성자료 및 본 별표 7.4.1.2 내지 7.4.1.3의 데이터 처리 결과를 사용하여 발전계획을 수립한다.

① 발전기별 최대발전용량

② 발전기별 시간대별 공급가능용량

③ 발전기별 시간대별 최소발전용량

④ 발전기별 출력증가율

⑤ 발전기별 출력감소율

⑥ 발전기별 최소운전시간

⑦ 발전기별 최소정지시간

⑧ 발전기별 기동증가율

⑨ 발전기별 정지감소율

⑩ 중앙급전전기저장장치 충전상태

⑪ 단, 다조합복합발전기의 기술적특성은 본 별표 7.4.1의 데이터 처리자료와 아래 표의 내용을 적용한다.

입찰자료	단위	구분	발전기		비고
최대발전용량	MW	일	중앙급전발전기		입찰용량
공급가능용량	MW	시간	중앙급전발전기		입찰 용량
			급전가능재생에너지발전기
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치		입찰 용량 (최대충전용량, 최대방전용량)
			비중앙급전발전기		예측량
최소발전용량	MW	시간	중앙급전발전기		입찰 용량
			급전가능재생에너지발전기
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치		입찰 용량 (최소방전용량, 최소충전용량)
			비중앙급전발전기		0
출력증가율	MW/min	일	중앙급전발전기		입찰 출력증가율
			급전가능재생에너지발전기		입찰 출력증가율(미제출시 999)
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치		999
			비중앙급전발전기		999
출력감소율	MW/min	일	중앙급전발전기		입찰 출력감소율
			급전가능재생에너지발전기		입찰 출력감소율(미제출시 999)
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치		999
			비중앙급전발전기		999
최소운전시간	hh:mm	일	중앙급전 발전기	일반발전기	입찰 기술 특성
				개별GT	대표CC의 최소운전시간
				단독GT	대표GT 최소운전시간
				개별ST	대표CC의 최소운전시간
			급전가능재생에너지발전기		입찰 기술 특성
			급전가능집합전력자원		입찰 기술 특성
			중앙급전 전기저장장치		0
			비중앙급전발전기
최소정지시간	hh:mm	일	중앙급전 발전기	일반발전기	입찰 기술 특성
				개별GT	대표CC의 최소정지시간
				단독GT	대표GT 최소정지시간
				개별ST	대표CC의 최소정지시간
			급전가능재생에너지발전기		입찰 기술 특성
			급전가능집합전력자원		입찰 기술 특성
			중앙급전 전기저장장치		0
			비중앙급전발전기
기동증가율	MW/min	시간	중앙급전발전기		최소발전용량 ÷ 최소발전용량도달시간* (*열간/온간/냉간 상태 따라 입찰특성 적용)
정지감소율	MW/min	시간	중앙급전발전기		최소발전용량 ÷ 계통분리시간
최종충전상태	MWh	시간	중앙급전전기저장장치		입찰 특성

7.4.4	발전기 초기정보

1. 하루전발전계획

하루전발전계획 수립시간 공표된 최신 당일발전계획 결과의 24시 발전계획량 및 연속운전시간을 사용한다.

2. 당일발전계획

당일발전계획수립 시 본 별표 7.1.4의 계통운영시스템의 발전기 출력 및 Status를 사용하여 7.4.1에서 데이터 처리 된 발전기 상태정보를 사용한다.

3. 실시간발전계획

실시간발전계획수립 시 본 별표 7.1.4의 계통운영시스템의 발전기 출력 및 Status를 사용하여 7.4.1에서 데이터 처리된 발전기 상태정보를 사용한다.

7.4.5	발전기 기동정지 결정

제주실시간가격결정시스템의 기동정지 결정기준은 제2.1.1.1조 및 제16.3.1조 내지 제16.3.5조에 의거하여 제출한 발전기 기술특성을 고려하여 아래 각 항에 따라 결정하며, 기동정지가 결정된 발전기는 발전계획 온라인 수립 시 반영한다.

1. 하루전발전계획 기동정지

개별 발전기의 기동소요시간 및 최소운전시간의 합이 12시간을 초과하는 발전기

2. 당일발전계획 기동정지

개별 발전기의 기동소요시간 및 최소운전시간의 합이 12시간 이내, 2시간을 초과하는 발전기

3. 실시간발전계획 기동정지

개별 발전기의 기동소요시간 및 최소운전시간의 합이 2시간 이내인 발전기

4. 복합발전기의 복합모드와  GT단독모드 운전의 기술특성은 구분하여 적용한다.

7.4.6	운영예비력 입력

① 1차예비력 확보량 입력

별표3 1.4.3.2의 1차예비력 확보량 기준의 최소값에서 송전사업자용 전기저장장치에서 확보된 용량을 차감한 값을 입력한다.

② 주파수제어예비력 확보량 입력

별표3 1.4.3.1의 주파수제어예비력 확보량 기준의 최소값을 입력한다.

③ 3차예비력 확보량 입력

별표3 1.4.3.3의 3차예비력 확보량 기준의 최소값을 입력한다.

7.4.7	송전제약 입력

1. 본 별표 7.1.5.1의 송전제약 취득자료를 토대로 송전제약을 입력한다.

2. 입력된 송전제약을 검토 후 사용한다.

7.5	발전계획의 수립

7.5.1	실시간가격결정시스템 운영

실시간가격결정시스템은 제16.4.1조, 제16.4.3조, 제16.4.5조 규정에 따른 발전계획을 온라인으로 수립하며, 시장관제사는 각 발전계획의 입력자료 및 결과를 확인한다.

7.5.2	발전계획 목적함수

7.5.2.1	발전계획은 발전계획수립구간의 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 운영예비력, 발전기 자기제약, 송전제약 등 제약을 고려한 에너지와 예비력의 동시 최적화를 수행하여 수립한다.

7.5.2.2 발전량 과부족, 예비력 부족, 기타 제약조건 미준수 등의 발생으로 정상적인 발전계획 수립이 불가능할 경우 별표9의 7.5.4의 제약 완화 설정치 기준을 고려하여 발전계획을 수립한다. 단, 출력제어의 제약완화 설정치는 7,000원/kWh를 적용한다.

구 분	제 약 조 건
1차예비력	∑Prim_b ≥ ( Prim_Req - ∑Prim_a )
주파수제어예비력	∑Prim_b + ∑Reg ≥ Max{ Prim_Req - ∑Prim_a, 0 } + Reg_Req
3차예비력	∑Prim_b + ∑Reg + ∑Tert_ON + ∑Tert_OFF ≥ Max{ Prim_Req - ∑Prim_a, 0 } + Reg_Req + Tert_Req
기호의 정의	Prim_Req : 1차예비력 요구량 Reg_Req : 주파수제어예비력 요구량 Tert_Req : 3차예비력 요구량 Prim_a : 발전기별 1차 예비력 우선 제공량 Prim_b : 발전기별 1차 예비력 a를 차감한 제공량 Reg : 발전기별 주파수제어예비력 제공량 Tert_ON : 발전기별 운전중인 발전기 3차 예비력 제공량 Tert_OFF : 발전기별 정지중인 발전기 3차 예비력 제공량

7.5.3	예비력 확보기준

1. 7.4.6에 따라 입력한 1차 예비력 확보량에서 송전사업자용 전기저장장치에서 확보된 용량을 우선 확보한다.

2. 1)항목에 따라 우선 확보된 예비력 외에 발전기가 제공가능한 예비력이 별표3 1.2.1 주파수제어예비력 및 별표3 1.2.2 주파수회복예비력에 따른 기술요건을 각각 충족하는 경우 1차예비력, 주파수제어예비력, 3차예비력의 순서로 각각 구분하여 확보 할 수 있다.

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

4. 주파수 조정용량 확보를 위해 최소발전용량, 주파수추종하한(GFmin), 자동발전제어하한(AGCmin) 중 큰 값을 경제급전하한(ECOmin)으로 지정한다.

5. 1차예비력은 1차예비력확보량보다 크거나 같다.

6. 1차예비력과 주파수제어예비력의 합은 1차예비력확보량과 주파수제어예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

7. 1차예비력, 주파수제어예비력, 3차예비력의 합은 1차예비력확보량, 주파수제어예비력확보량, 3차예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

8. 주파수제어예비력은 발전계획량에서 자동발전제어하한(AGCmin)을 차감한 값과 5분 감발가능용량 보다 작거나 같다.

7.5.4	발전계획 검토

시장관제사는 발전계획수립결과에 대해 제약조건 및 전력수요의 만족여부를 검토하여 발전계획을 확정한다.

7.6	발전계획결과 공개

7.6.1	발표시각

1. 하루전발전계획 및 하루전 시장가격 : 전력거래일 하루 전 18시까지 발표

2. 당일발전계획 : 거래시간 30분 전 발표

3. 실시간발전계획 및 임시 실시간에너지가격 : 실시간시장 전력거래시점 15분전

4. 실시간에너지가격 및 실시간예비력가격 : 거래 익일 18시

7.6.2	공개방법

시장관제사는 규칙 제16.4.1조, 제16.4.3조, 제16.4.5조, 제16.4.7조, 제16.4.10조에 따라 결정된 에너지계획, 에너지가격, 예비력가격을 규칙 제16.4.8조, 제16.4.9조 및 제16.4.11조의 공개원칙에 따라 회원에게 공개한다.

7.7	별표 24 7.1 전력거래의 정지에 해당하는 경우, 별표24의 7.2 전력거래 정지시 업무처리 기준에 따라서 7.2.1, 7.2.2, 7.2.3에 준하는 조치를 수행하여야 한다.

7.7.1	전력거래소는 시범사업 기간동안 비상상황이 발생할 경우 별표24의 7.4 전력시장비상위원회의 운영에 준하는 조치를 수행하여야 한다.

7.7.2	가격결정시스템의 기능이 전부 또는 일부가 정지된 경우에는 해당 시스템의 기능이 복구되는 즉시 시스템을 정상화하여 발전계획을 수립하여야 하며, 별표6.4의 재수립 외 발전계획이 필요한 경우 아래 자료 중 가장 최근에 수립된 정보를 활용한다. 단, 예비력가격은 육지의 예비력 용량가치 단가를 적용한다.

1. 실시간가격결정시스템의 하루전에너지계획 및 하루전에너지가격

2. 하루전발전계획 및 하루전시장가격

3. 하루전시장에서의 유사일 발전계획 및 시장가격

7.8   제주 전력시장 시범사업 발전계획 관련 자료의 보존, 활용, 폐기

7.8.1 전력거래소는 제주 전력시장 시범사업에서 수립한 발전계획 자료를 10년 동안 보존하여야 한다. 단, 분쟁이 발생한 경우에는 분쟁관련 자료는 분쟁이 해결될 때까지 보관한다.

7.8.2 전력거래소는 7.8.1의 자료를 IT시스템에 5년 동안 보관하여야 하며, 규칙 제16.4.2조, 제16.4.4조, 제16.4.6조의 통지자료, 제16.4.9조의 임시 실시간에너지가격, 제16.4.11조의 임시 실시간예비력가격 정보는 3년 동안 보관한다.

7.8.3 7.8.2의 기간을 경과한 자료는 파일 또는 문서 등의 형태로 별도 보관한다.

8.0	붙  임

8.1	제주 통합운영 발전계획별 타임라인

8.2	발전계획 수립 흐름도

8.3	다단계발전계획 수립 흐름도

[붙임8.1]

제주 통합운영 발전계획별 타임라인

구 분		하루전발전계획(DA)	당일발전계획(OP)	실시간발전계획(RT)
입찰 정보 (신재생 입찰 포함)		11시 마감	거래시간 1시간전	거래시간 75분전
수요예측		16시 검토	거래시간 1시간 전	거래시점 30분전
비중앙 예측량
송전제약 검토서
제주 연계선 가격		육지 계통한계가격 D-1 17시 수신
수요반응 자원	피크수요	낙찰량 14시 수신	낙찰량 D-1 23시 수신	낙찰량 D-1 23시 30분 수신
	경제성	입찰값 14시 수신	DA기준 낙찰정보 연계
	신뢰성	-	-	발령 1시간 전 결정량 반영
발전계획 수행		17시	거래시간 1시간전 (1시간 간격)	거래시점 30분전 (15분 간격)
발전계획 공표		18시까지	거래시간 30분전 (1시간 간격)	거래시점 15분전 (15분 간격)
한계가격		18시까지	-	임시가격 : 발전계획 공표 15분 마다 확정가격 : D+1 18시

[붙임8.2]

발전계획 수립 흐름도

[붙임8.3]

다단계발전계획 수립 흐름도

· 제주 실시간시장 및 신규발전계획 신설

· 발전계획 및 가격 세분화

· 공개절차 명확화

· 공개항목 추가

· 책임의 주체 표기

· 책임주체 일치

· 제주전력계통운영을 반영한 실시간시장운영 명확화

· 비상시 실시간시장운영 명확화

· 용어의 신설

- 시장관제사 도입

· 역할 명확화

· 용어의 신설

- 기존관제사와 구분하여 신설

· 용어의 신설

- 연계자료 세분화

· EMS를 사용한 발전기 운전정보 적용

· 제주 신재생예측량 자료취득 명확화

· 제주 수요예측량

자료취득 명확화

· 제주 수요반응자원자료취득 명확화

· 용어의 신설

- 관제사의 실시간 계통운영 반영

· 관제원급전지시 명시

· 제주계통운영자 제약 등록 명시

· 발전량 제약 발생시 입력 명시

· 신규 프로그램 정의

· 입력자료 생성시 데이터 처리 명시

· 문구 명확화

· 시스템 운영시간

- 하루전발전계획 수립 및 발표 명시

· 초기입찰은 육지입찰시간으로 적용

· 연계선은 육지시장가격 반영

· 변경입찰 허용 명시

· 변경입찰 허용 명시

- 입찰자료 검증시간    확보 (75분 적용)

· 재수립 명확화

- 발전계획 미수행은 입력자료 미생성

· 타시스템 연계자료 명확화

· 입찰시스템 자료취득 명확화

· 수요예측자료연계 명확화

· 비중앙발전량연계 명확화

· 운전상태(H/W/C) 및 운전정지시간에 대한 자료 생성

· 계통운영방안 반영 명시

· 송전사업자 등록자원 반영 명시

· 관제원 급전지시 자료 입력 명시

· 연계 및 취득 자료 자료처리 명시

· 발전기 운전비용 명시

· 발전기 기술특성 명시

· 발전계획 초기정보 명시

· 발전계획별 기동정지 대상 발전기 명시

· 제주 예비력확보량 명시

· 송전제약검토서 사용 명시

· 시스템 운영시간

명시

· 제주비중앙공급과잉 제약완화설정적용

· 예비력 확보기준 명시

· 예비력 확보기준 명확화

- 우선확보량 반영

· 주파수제어예비력 대칭 확보기준 명확화

· 발전계획 결과 검토 후 공표 명시

· 발전계획 공표시점명시

· 실시간시장 정보공개 항목 명시

· 실계통기반 하루전시장 기준 반영

· 비상시 에너지 및 예비력 가격 산정 기준 명시

· 발전계획 관련자료 보존기간 명시

· 발전계획별 수립 및 연계자료 요약

· 문구명확화

(HVDC 가격은 육지 계통한계가격 준용)

· 발전계획별 수립 흐름 도식화

· 발전계획별 다단계발전계획 수립 도식화

자. 별지

신 설(안)

개 정 사 유

[별지 제125호 서식]

급전가능재생에너지자원 등록 신청서

□ 발전사업자(급전가능재생에너지발전기) □ 중개사업자(급전가능집합전력자원)
신청인	상 호 ( 명 칭 )
	대 표 자 명			전 화 번 호
	주 소 ( 본 사 )
	사 업 자 등 록 번 호
등 록 시 행 일		‘○○ 년 (3월 / 10월)
보 유 자 원*		구 분	주 요 자 원		보 조 자 원
급전가능 재생에너지발전기		자 원 명**
		모집권역
		연계변전소
		발전원	풍력 / 태양광		전기저장장치
		설 비 용 량	MW		MW / MWh
급전가능 집합전력자원		자 원 명**
		모집권역
		연계변전소
		설 비 용 량 계	MW		MW / MWh
* 본 양식에는 대표자원 1개만을 기재하고, 모든 보유자원을 별도 엑셀로 제출 ** 보유자원 및 급전가능집합전력자원에 부여하고자 하는 가상의 자원 명 전력시장운영규칙 제16.2.5조에 따라 위의 내용에 대한 자원을 급전가능재생에너지자원으로 등록신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제126호 서식]

전력시장운영규칙 준수 동의서

본인은 급전가능재생에너지자원으로서 본 제도의 공정하고 원활한 운영을 위해 전력시장 운영규칙 제16.1.9조를 준수하는 것에 동의합니다.

년	월	일

상호명

대표자	(인)

[별지 제31-6호 서식]

급전가능재생에너지 자원 발전입찰서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 자원명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
기동정지	기동소요시간			출력배분	출력증가율
	최소발전용량도달시간				출력감소율
	계통분리시간
	최소운전시간
	최소정지시간

5. 에너지입찰 : 공급가능용량(MW), 입찰구간별 공급가능용량(MW)/입찰가격(원/kWh) 입찰

구 분		D
거래시간		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
공급가능용량* (Ai,t)
최소발전용량
입찰구간	1구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	2구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	3구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	4구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	5구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	6구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	7구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	8구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	9구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	10구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/

* 거래시간별 마지막 입찰구간은 공급가능용량과 같도록 입찰

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-6호 서식]

급전가능재생에너지 자원 발전입찰서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 자원명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
기동정지	기동소요시간			출력배분	출력증가율
	최소발전용량도달시간				출력감소율
	계통분리시간
	최소운전시간
	최소정지시간

5. 에너지입찰 : 공급가능용량(MW), 입찰구간별 공급가능용량(MW)/입찰가격(원/kWh) 입찰

구 분		D
거래시간		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
공급가능용량* (Ai,t)
최소발전용량
입찰구간	1구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	2구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	3구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	4구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	5구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	6구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	7구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	8구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	9구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/
	10구간	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/	/

* 거래시간별 마지막 입찰구간은 공급가능용량과 같도록 입찰

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제31-7호 서식]

1MW 초과 비중앙급전발전기에 대한 자체발전계획량 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 회사명	________________________

3. 자원명(식별번호)	________________________

4. 자체발전량

구 분	D
거래시간	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
자체발전 계획량

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

7. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-7호 서식]

1MW 초과 비중앙급전발전기에 대한 자체발전계획량 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 회사명	________________________

3. 자원명(식별번호)	________________________

4. 자체발전량

구 분	D
거래시간	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
자체발전 계획량

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

7. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

전력시장 제도개선 제주 시범사업에 따른 DR 규칙개정(안)

가. 제12장 수요반응자원의 거래

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제3절  등록시험 및 감축시험

제12.3.1.1조(대상) 전력거래소는 제12.2.2조에 따라 전력거래를 개시하고자 등록 신청한 신규 표준DR 또는 중소형DR에 대하여 등록시험을 시행하여야 한다. <개정 2019.11.07.>

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

제12.4.1.1조(전력거래기간) 수요관리사업자는 제12.3.1.4조에 따라 등록된 표준DR, 중소형DR 및 제12.2.2조에 따라 등록된 국민DR, 주파수DR에 한하여 제12.2.2조의 전력거래기간 중 전력거래를 할 수 있다. <개정 2018.5.31., 2019.11.07., 2020.11.01.>

제12.4.2.6조(입찰제한) ① 생략

② 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당하는 수요반응자원에 대하여 해당 사유가 발생한 거래일의 10일 후(실근무일 기준)부터 표준DR 및 중소형DR은 6개월, 국민DR은 1개월 동안 해당 거래의 입찰을 제한하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31>

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ①~③ 생략

④ 단, 제12.7.3.7조에 따른 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량이 ‘0’을 초과하여 배분된 경우 해당 거래시간을 포함하는 거래일의 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 제주DR 및 제주권 국민DR 수요반응자원의 거래별 감축계획량은 ‘0’으로 조정한다. <개정 2021.1.1.> <삭제 2021.9.18.> <개정 2022.5.31.>

1. <삭제 2021.9.18.>

2. <삭제 2021.9.18.>

3. <삭제 2021.9.18.>

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가 <본절명칭변경 2021.1.1.>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가 <본관명칭변경 2021.1.1.>

제12.5.2.6조(전력부하증대거래량 평가) ① 전력부하증대거래량은 해당 거래일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객에 대하여 수요반응참여고객별 전력부하증대량을 제12.5.2.5조에 따라 산정 후 전력부하증대량을 합하여 산출한다. [신설 2021.1.1.]

② 제1항에 따른 전력부하증대거래량은 별표32의 9.2.5에 의해 산정하는 발전기의 출력제어량으로 반영한다. [신설 2021.1.1.]

제6절  정산

제2관  판매사업자의 수요반응자원에 대한 정산

<신 설>

제4관	발전사업자의 수요반응자원에 대한 정산 [본관신설 2021.1.1.]

제7절  수요반응자원의 전력부하증대량 거래

제2관	전력부하증대량 구매자 등록 [본관명칭변경 2022.5.31.]

제3관	자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래

<생 략>

제12.7.3.7조(증대계획량 산정) <조번호변경 2022.5.31.> ① 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량은 전일 제주 신재생예측시스템을 통해 예측된 익일의 출력제어량이 플러스DR 기준출력제어량 이상일 경우 예측된 출력제어량(이하 “예측 출력제어량‘이라 함)으로 산정하며, 다음 각 호에 따라 수요반응자원별 증대계획량을 배분한다. [신설 2021.1.1.]

1. 거래시간별 예측 출력제어량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 증대가능용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 증대계획량은 증대가능용량으로 배분한다. [신설 2021.1.1.]

[eqn: FRCA _{t} ` GEQ sum _{i} ^{} SLIA _{i,t}]이면,

SLIi,t = SLIAi,t

여기서,

FRCAt : 예측 출력제어량

SLIAi,t : 수요반응자원의 거래시간별 증대가능용량

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량

2. 생 략

② 생 략

③ 전력거래소는 제2항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 증대계획량 배분 결과를 거래일 전일 18시까지 수요반응자원 전력거래시스템을 통해 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. [신설 2021.1.1.] <개정 2021.4.30.>

④ 생 략

<신 설>

제4관	실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요반응자원의 거래

제12.7.4.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청) 수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청은 플러스DR을 대상으로 제주 신재생예측시스템을 통해 예측된 거래일 당일의 출력제어량이 플러스DR 당일 기준출력제어량 이상일 경우 다음 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 동일 시간대에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 기 발령된 실시간 전력수요 증대요청을 취소할 수 있다. [신설 2022.5.31.]

1. 생 략

2. 전력수요 증대요청 발령시각(증대준비시간) : 증대시작시각 최소 180분 전

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제3절  등록시험 및 감축시험

제12.3.1.1조(대상) 전력거래소는 제12.2.2조에 따라 전력거래를 개시하고자 등록 신청한 신규 표준DR, 중소형DR제주DR에 대하여 등록시험을 시행하여야 한다. <개정 2019.11.07., 개정 2023.00.00.>

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

제12.4.1.1조(전력거래기간) 수요관리사업자는 제12.3.1.4조에 따라 등록된 표준DR, 중소형DR, 제주DR 및 제12.2.2조에 따라 등록된 국민DR, 주파수DR에 한하여 제12.2.2조의 전력거래기간 중 전력거래를 할 수 있다. <개정 2018.5.31., 2019.11.07., 2020.11.01., 개정 2023.00.00.>

제12.4.2.6조(입찰제한) ① 생략

② 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당하는 수요반응자원에 대하여 해당 사유가 발생한 거래일의 10일 후(실근무일 기준)부터 표준DR, 중소형DR, 제주DR은 6개월, 국민DR은 1개월 동안 해당 거래의 입찰을 제한하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 개정 2023.00.00.>

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ①~③ 생략

④ 개정 2021.1.1., 2022.5.31.> <삭제 2021.9.18., 2023.0.0.>

1. <삭제 2021.9.18.>

2. <삭제 2021.9.18.>

3. <삭제 2021.9.18.>

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가 <본절명칭변경 2021.1.1.>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가 <본관명칭변경 2021.1.1.>

제12.5.2.6조(전력부하증대거래량 평가) ① 전력부하증대거래량은 해당 거래일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객에 대하여 수요반응참여고객별 전력부하증대량을 제12.5.2.5조에 따라 산정 후 전력부하증대량을 합하여 산출한다. [신설 2021.1.1.]

② [신설 2021.1.1.] <삭제 2023.0.0.>

제6절  정산

제2관  판매사업자의 수요반응자원에 대한 정산

제12.6.2.6조(자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 자발적 수요증대에 따른 지역별 계획증대량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 별도 산정한 수요증대 정산단가로 계산한 값으로 한다. [신설 2023.0.0.]

제12.6.2.7조(실시간 전력수요 증대요청에 따른 전력수요 증대이행량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 전력수요 증대이행량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 전력수요 증대이행량에 별도 산정한 수요증대 정산단가로 계산한 값으로 한다. [신설 2023.0.0.]

제4관	[본관신설 2021.1.1.] <삭제 2023.0.0.>

제7절  수요반응자원의 전력부하증대량 거래

제2관 [본관명칭변경 2022.5.31.] <삭제 2023.0.0.>

제3관	자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래

<생 략>

제12.7.3.7조(증대계획량 산정) <조번호변경 2022.5.31.> ① 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량은 전일 제주 하루전발전계획에 따라 공표되는 익일의 제주 하루전에너지가격이 0원 이하이고, 익일의 출력제어량이 플러스DR 기준출력제어량 이상일 경우 예측된 출력제어량(이하 “예측 출력제어량‘이라 함)으로 산정하며, 다음 각 호에 따라 수요반응자원별 증대계획량을 배분한다.

단, 하루전발전계획에서「신·재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리·운영지침」제3조 제22호의 고정가격계약을 체결한 신재생발전기의 출력제어가 결정될 경우에는 플러스DR을 낙찰하지 않는다. [신설 2021.1.1.] <개정 2023.0.0.>

1. 거래시간별 예측 출력제어량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 증대가능용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 증대계획량은 증대가능용량으로 배분한다. [신설 2021.1.1.]

SMPt ≤ 0 이며

[eqn: FRCA _{t} ` GEQ sum _{i} ^{} SLIA _{i,t}]이면,

SLIi,t = SLIAi,t

여기서,

FRCAt : 예측 출력제어량

SLIAi,t : 수요반응자원의 거래시간별 증대가능용량

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량

2. 생 략

② 생 략

③ 전력거래소는 제2항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 증대계획량 배분 결과를 거래일 전일 18시까지 수요반응자원 전력거래시스템을 통해 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 통지할 수 있다. [신설 2021.1.1.] <개정 2021.4.30., 2023.0.0.>

④ 생 략

⑤ 제12.4.2.8조에 따른 제주DR 또는 제주권 국민DR 수요반응자원의 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 감축계획량이 ’0‘을 초과하여 배분된 경우 해당 거래시간을 포함하는 거래일의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 제주 플러스DR의 증대계획량은 ’0‘으로 조정한다. [신설 2021.1.1.] <개정 2021.4.30., 2023.0.0.>

제4관	실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요반응자원의 거래

제12.7.4.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청) ① 수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청은 플러스DR을 대상으로 제주 실시간발전계획에 따라 공표된 거래일 당일의 증대 2시간 전 제주 실시간 에너지가격이 0원 이하이고, 당일의 증대 2시간 전 출력제어량이 플러스DR 당일 기준출력제어량 이상일 경우 다음 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 실시간발전계획에서「신·재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리·운영지침」제3조 제22호의 고정가격계약을 체결한 신재생발전기의 출력제어가 결정될 경우에는 플러스DR을 발령하지 않는다. [신설 2022.5.31.] <개정 2023.0.0.>

1. 생 략

2. 전력수요 증대요청 발령시각(증대준비시간) : 증대시작시각 최소 120분 전

② 동일 시간대에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 기 발령된 실시간 전력수요 증대요청을 취소할 수 있다.

제주DR 분리에 따른 규칙 수정

제주DR 분리에 따른 규칙 수정

제주DR 분리에 따른 규칙 수정

낙찰 절차 변경에 따른 삭제

정산금 지급 주체 변경에 따른 삭제

정산금 지급 주체 변경에 따른 판매사업자의 정산 추가

정산금 지급 주체 변경에 따른 발전사업자의 정산 삭제

정산금 지급 주체 변경에 따른 발전사업자의 등록 삭제

제주 실시간시장 시범도입에 따른 시장개설기준 변경

시스템 장애 등으로 인한 문구 추가

제주지역 수요반응자원 간
하루전시장
낙찰 우선순위 설정

제주 실시간시장 시범도입에 따른 시장개설기준 변경

<신 설>

부 칙(0000. 00. 00)

제1조(시행일) 제12장 및 별표26의 전력시장 제도개선 제주 시범사업 도입에 따른 DR규칙개정과 관련된 규정은 전산시스템 개발․점검 및 모의운영을 위해 공고일로부터 6개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다. 시행일은 15영업일 이전에 전력거래시스템을 통해 사전 공지한다.

제2조(중소형DR 통합입찰 도입 순연과 관련된 규정의 경과조치) 부칙(2022. 12. 27.) 제12조(중소형DR 통합입찰에 관한 경과조치)에도 불구하고, 중소형DR 통합입찰과 관련된 개정사항은 전산시스템 개발·점검 및 모의운영을 위해 2024년 5월 1일 이내 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다. 시행일은 10영업일 이전에 전력거래시스템(e-power market)을 통해 사전 공지한다.

시스템 개발 및 모의 운영 소요에 따른 경과 규정

나. 별표26 수요반응자원의 정산 기준

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 ∙

수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

1. ~ 5. 생략

<신 설>

Ⅳ. 발전사업자의 전력거래에 대한 정산 [신설 2021.1.1.]

<생 략>

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2022.12.22.>

자발적 수요감축에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 지역별 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축요청이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

즉,

SLRPi,t = SLRi,t × SMPt × 1000

SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t}

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

SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t

PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t

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

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

SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

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

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SCLRi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

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

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

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

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

PDSRi,t : 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요 반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

RSSRi,t : 예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

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

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

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h) <개정 2021.12.28.>

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

수요반응자원의 거래일 자발적 수요감축에 따른 계획감축량정산금(SLRPi)은 다음과 같다.

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

가. <개정 2021.1.1.> <삭제 2021.9.18.>

나. <개정 2021.1.1.> <삭제 2021.9.18.>

다. <개정 2021.1.1.> <삭제 2021.9.18.>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2022.12.22>

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

가. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2017.12.29., 2022.5.31.>

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

나. 국민DR <개정 2022.5.31.>

전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 MGP를 더한 값으로 한다.

DRPi,t = [ DLRi,t × {SMPt × DRTFi,t + MGPt × (1 – DRTFi,t)} × (1-RDFi) + Max(DRi,t, 0)× {(RBPy / MRT) + MGPt } × RDFi ] × RTWFi × 1000

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

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

단, <삭제 2020.7.8.>

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

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

RBPm =  [eqn: sum _{t} ^{RDRT} RHCF _{i,t}]

RHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt ×PCFi

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

여기서,

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

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

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

RSOi,t : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

MGPt : 수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 육지, 제주 계통별 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격

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

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

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h) <개정 2021.12.28.>

RBPy : 국민DR의 연간 기본정산금 단가(원/kW)

RBPm : 국민DR의 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

RDRT : 국민DR의 거래월별 평일 의무감축시간대(06~21시)

RHCFi,t : 국민DR의 시간대별 용량 단가

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

RTWFi : 반응시간을 고려한 가중치

RTi : 수요반응자원의 최소감축준비시간(분)

MRT : 전력거래기간별 최대감축시간(표준DR 기준)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

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

3~4. 생략

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.3., 2020.7.8., 2021.1.1> <번호변경 2020.11.01.>

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31.>

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금(PPCi,t)은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량에서 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량을 차감한 값에 계통한계가격과 미 이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

PPCi,t  = {SSRi,t – Min{Max(SRi,t , 0), SSRi,t}} × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

PPCi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

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

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

1) <개정 2021.1.1.>  <삭제 2021.9.18.>

2) <개정 2021.1.1.> <삭제 2021.9.18.>

3) <삭제 2021.9.18.>

나. <생략>

6

하루전발전계획의 가격결정에 따른 거래에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉,

PSSRi,t => 0 이고, NPSI = 0 이면

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 - SMPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0) , PSSRi,t} × 1000 } , 0]

<개정 2015.9.30., 2022.12.22.>

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

여기서,

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

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

. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18.>

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

자발적 수요증대에 따른 계획증대량은 다음 식에 따라 제주지역 계통한계가격으로 이행률별 차등하여 정산한다. [신설 2021.1.1.]

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 <개정 2021.12.28.>

여기서,

SIi,t : 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획증대량(MW-h)

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량(MW-h)

SLIPi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

(신 설)

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

ICBLi,c,t : 자발적 수요증대에 따른 플러스DR의 계획증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

SLIFi,c,t : 시간대별 자발적 수요증대에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

8. 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청이행량에 대한 정산 [신설 2022.5.31.]

전력거래소의 실시간 전력수요 증대요청에 따라 전력수요증대를 시행한 경우 실시간 전력수요 증대이행량에 대하여 다음 식에 따라 각 시간대별 제주지역 계통한계가격으로 지급한다. 단, 전일 예측을 통해 자발적 수요증대가 예정되어 있는 시간대에는 제외한다.

[eqn: rm DLIP _{i,t} =MAX(DI _{i,t} `,`0) TIMES S MP _{t} TIMES 1000]

[eqn: rm DI _{i,t} = LEFT { sum _{c IN i} ^{} CLI _{i,c,t} TIMES (1-RDF _{i} ) TIMES (1-DASIF _{i,c,t} ) RIGHT } DIVIDE 1000]

[eqn: rm CLI _{i,c,t} =MAX(ME _{i,c,t} -ICBL _{i,c,t} `,`0) TIMES DLIF_{i,c,t}]

여기서,

DIi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 수요반응자원의 거래시간별 수요증대량

DLIPi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 거래시간별 수요증대량에 대한 정산금액

<신 설>

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

ICBLi,c,t : 플러스DR의 수요증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

DLIFi,c,t : 시간대별 실시간 전력수요증대요청에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

DASIFi,c,t : 하루 전 계획 된 시간대별 수요증대 거래 지수(증대계획량 존재할 경우 1, 아니면 0)

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

1. ~ 5. 생략

<신 설>

Ⅳ. 발전사업자의 전력거래에 대한 정산 <개정 2021.4.30., 2022.5.31.>

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2023.0.0.>

1. ~ 5. 생략

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

7. 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청 이행량에 대한 정산

Ⅳ. [신설 2021.1.1.] <삭제 2023.0.0.>

<생 략>

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2022.12.22., 2023.0.0.>

자발적 수요감축에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 지역별 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축요청이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) [신설 2023.0.0.]

SLRPi,t = SLRi,t × SMPt × 1000

SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t}

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

SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t

PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t

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

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

SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

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

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SCLRi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

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

RSOi,t : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

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

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

PDSRi,t : 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요 반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

RSSRi,t : 예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

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

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

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h) <개정 2021.12.28.>

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

수요반응자원의 거래일 자발적 수요감축에 따른 계획감축량정산금(SLRPi)은 다음과 같다.

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

나. 제주DR, 국민DR(제주권) [신설 2023.0.0.]

SLRPi,t = SLRi,t × DA_SMPt × 1000

SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t}

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

SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t

PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t

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

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

SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

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

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DA_SMPt : 하루전에너지가격(원/kWh)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SCLRi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

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

RSOi,t : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

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

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

PDSRi,t : 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요 반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

RSSRi,t : 예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

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

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

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h) <개정 2021.12.28.>

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

수요반응자원의 거래일 자발적 수요감축에 따른 계획감축량정산금(SLRPi)은 다음과 같다.

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

다. <개정 2021.1.1> <삭제 2021.9.18.>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2022.12.22., 2023.0.0.>

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

가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) <개정 2017.12.29., 2022.5.31., 2023.0.0.>

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

국민DR(수도권/비수도권)은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 육지 MGP를 더한 값으로 한다.

DRPi,t = [ DLRi,t × {SMPt × DRTFi,t + MGPt,1 × (1 – DRTFi,t)} × (1-RDFi) + Max(DRi,t, 0)× {(RBPy,1 / MRT) + MGPt,1 } × RDFi ] × RTWFi × 1000

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

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

단, <삭제 2020.7.8.>

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

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

RBPm,x =  [eqn: sum _{t} ^{RDRT} RHCF _{i,t,x}]

RHCFi,t,x = RCPi,x × RCFi,x × TCFt ×PCFi

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

여기서,

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

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

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

RSOi,t : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

MGPt,x : 수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 육지, 제주 계통별 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격(육지지역은 1, 제주지역은 2)

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

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

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h) <개정 2021.12.28.>

RBPy,x : 국민DR 지역별 연간 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RBPm,x : 국민DR의 지역별, 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RDRT : 국민DR의 거래월별 평일 의무감축시간대(06~21시)

RHCFi,t,x : 국민DR의 지역별, 시간대별 용량 단가

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

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RTWFi : 반응시간을 고려한 가중치

RTi : 수요반응자원의 최소감축준비시간(분)

MRT : 전력거래기간별 최대감축시간(표준DR 기준)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

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

나. 제주DR, 국민DR(제주권) <개정 2022.5.31., 2023.0.0.>

제주DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 제주 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 실시간에너지가격(RT_SMPt,q)의 산술평균으로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

국민DR(제주권)은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 제주 MGP를 더한 값으로 한다.

DRPi,t = [ DLRi,t × {RT_SMPt × DRTFi,t + MGPt,x × (1 – DRTFi,t)} × (1-RDFi) + Max(DRi,t, 0)× {(RBPy,x / MRT) + MGPt,x } × RDFi ] × RTWFi × 1000

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

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

단, <삭제 2020.7.8.>

RT_SMPt = [eqn: {sum _{q=x} ^{y} RT _{-} SMP _{t,q}} over {y-x+1}]

(x : 시작구간, y : 종료구간, 1 ≤ x ≤ 4, x ≤ y ≤ 4)

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

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

RBPm,x =  [eqn: sum _{t} ^{RDRT} RHCF _{i,t,x}]

RHCFi,t,x = RCPi,x × RCFi,x × TCFt ×PCFi

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

여기서,

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

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

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

RSOi,t : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

MGPt,x : 수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 육지, 제주 계통별 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격(육지지역은 1, 제주지역은 2)

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

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

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 고객기준부하 산정에 포함된 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h) <개정 2021.12.28.>

RBPy,x : 국민DR 지역별 연간 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RBPm,x : 국민DR의 지역별, 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RDRT : 국민DR의 거래월별 평일 의무감축시간대(06~21시)

RHCFi,t,x : 국민DR의 지역별, 시간대별 용량 단가

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

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RTWFi : 반응시간을 고려한 가중치

RTi : 수요반응자원의 최소감축준비시간(분)

MRT : 전력거래기간별 최대감축시간(표준DR 기준)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

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

3~4. 생략

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.3., 2020.7.8., 2021.1.1> <번호변경 2020.11.01.>

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2023.0.0.>

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금(PPCi,t)은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량에서 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량을 차감한 값에 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)과 미 이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

1) 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) [신설 2023.0.0.]

PPCi,t  = {SSRi,t – Min{Max(SRi,t , 0), SSRi,t}} × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

PPCi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

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

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

2) 제주DR, 국민DR(제주권) [신설 2023.0.0.]

PPCi,t  = {SSRi,t – Min{Max(SRi,t , 0), SSRi,t}} × Max(DA_SMPt, 0) × PPCF × 1000

여기서,

PPCi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

DA_SMPt  : 하루전에너지가격(원/kWh)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

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

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

3) <삭제 2021.9.18.>

나. <생략>

6. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2023.0.0.>

하루전발전계획의 가격결정에 따른 거래에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)의 차액을 추가로 정산한다.

단, 제주지역 수요반응자원에 대해서는 하루전에너지가격이 0이하인 경우 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 감축계획량 이내의 계획감축량 중 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량을 제외한 감축량을 해당시간의 순편익가격과 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)의 차액을 추가로 정산한다.

가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권)

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 - SMPt × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0) , PSSRi,t} × 1000 } , 0]

<개정 2015.9.30., 2022.12.22., 2023.0.0.>

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

여기서,

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

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

나. 제주DR, 국민DR(제주권)

DA_SMPt > 0 이면,

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 – DA_SMPt × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0) , PSSRi,t} × 1000 } , 0]

DA_SMPt ≤ 0 이면,

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 – DA_SMPt × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0) , PSSRi,t} × 1000 } , 0] + Max[ {NBTPt,2 × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PSSRi,t , 0), PDSRi,t} ×  1000 – DA_SMPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – PSSRi,t , 0), PDSRi,t} ×  1000 } , 0]

[신설 2023.0.0.]

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

여기서,

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

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

7. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산 [신설 2021.1.1.] <개정 2023.0.0.>

자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 다음 식에 따라 별도 산정한 정산단가로 이행률별 차등하여 정산한다. 이때, 정산단가는 아래 산식으로 산정하고, 시스템에 공지한다.

[eqn: sum _{} ^{} (해당`계약종별`봄·가을철`중간부하`전력량`요금][eqn: TIMES {sum _{} ^{} 해당`계약종별`참여고객의`계약전력`} over {sum _{} ^{} 플러스DR`전체`참여고객의`계약전력} )] [신설 2021.1.1.] <개정 2023.0.0.>

SIi,t < SLIi,t × 0.8 이면,

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

SIi,t ≥ SLIi,t × 0.8 이면,

SLIPi,t = Min[ Max(SIi,t , 0) ,  SLIi,t×1.2 ] × JPPt × 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 <개정 2021.12.28.>

여기서,

SIi,t : 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획증대량(MW-h)

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량(MW-h)

SLIPi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

JPP : 제주 플러스DR 수요증대의 정산단가(원/kW-h)

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

ICBLi,c,t : 자발적 수요증대에 따른 플러스DR의 계획증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

SLIFi,c,t : 시간대별 자발적 수요증대에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

8. 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청이행량에 대한 정산 [신설 2022.5.31.] <개정 2023.0.0.>

전력거래소의 실시간 전력수요 증대요청에 따라 전력수요증대를 시행한 경우 실시간 전력수요 증대이행량에 대하여 다음 식에 따라 별도 산정한 정산단가로 지급한다. 이때, 정산단가는 아래 산식으로 산정하고, 시스템에 공지한다.

[eqn: sum _{} ^{} (해당`계약종별`봄·가을철`중간부하`전력량`요금][eqn: TIMES {sum _{} ^{} 해당`계약종별`참여고객의`계약전력`} over {sum _{} ^{} 플러스DR`전체`참여고객의`계약전력} )] 단, 전일 예측을 통해 자발적 수요증대가 예정되어 있는 시간대에는 제외한다.

DLIPi,t = MAX(DIi,t,0) × JPPt × 1000

[eqn: rm DI _{i,t} = LEFT { sum _{c IN i} ^{} CLI _{i,c,t} TIMES (1-RDF _{i} ) TIMES (1-DASIF _{i,c,t} ) RIGHT } DIVIDE 1000]

[eqn: rm CLI _{i,c,t} =MAX(ME _{i,c,t} -ICBL _{i,c,t} `,`0) TIMES DLIF_{i,c,t}]

여기서,

DIi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 수요반응자원의 거래시간별 수요증대량

DLIPi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 거래시간별 수요증대량에 대한 정산금액

JPP : 제주 플러스DR 수요증대의 정산단가(원/kW-h)

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

ICBLi,c,t : 플러스DR의 수요증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

DLIFi,c,t : 시간대별 실시간 전력수요증대요청에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

DASIFi,c,t : 하루 전 계획 된 시간대별 수요증대 거래 지수(증대계획량 존재할 경우 1, 아니면 0)

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

1. ~ 5. 생략

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액으로 한다.

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

SISSt(Scheduled Increase Settlement for a Sales Comapny) : 판매사업자의 거래시간에 대한 계획증대량정산금

SLIPi,t : 지역별 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

7. 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청 이행량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청 이행량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청 이행량에 대한 정산금 총액으로 한다.

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

DISSt(Dispatched Load Increase Settlement for a Sales Comapny) : 판매사업자의 거래시간에 대한 전력수요증대요청 이행량 정산금

DLIPi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 거래시간별 수요증대량에 대한 정산금액

Ⅳ. <개정 2021.4.30., 2022.5.31.> <삭제 2023.0.0.>

정산금 지급 주체 변경에 따른 판매사업자의 정산 추가

발전사업자의 정산 삭제

- 육지지역 수요자원 구분

(기존과 정산방식 동일)

- 문구 수정

- 제주지역 수요자원 구분

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산가격 변경 (SMPt → DA_SMPt)

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산가격 변경 (SMPt → DA_SMPt)

문구 수정

- 육지지역 수요자원 구분

(기존과 정산방식 동일)

- 지역별 정산에 사용되는 가격 구분

- 지역별 정산에 사용되는 가격 구분

- 문구 수정

- 문구 수정

- 문구 수정

- 문구 수정

- 제주지역 수요자원 구분

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산가격 변경 (SMPt → RT_SMPt,q)

- 지역별 정산에 사용되는 가격 구분

- 거래시간별 실시간에너지가격 산술평균 산식

- 지역별 정산에 사용되는 가격 구분

문구 수정

- 문구 수정

- 문구 수정

- 문구 수정

- 지역별 정산에 사용되는 가격 구분

- 육지지역 수요자원 구분

(기존과 정산방식 동일)

- 제주지역 수요자원 구분

(기존과 정산방식 동일)

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산가격 변경 (SMPt → DA_SMPt)

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산가격 변경 (SMPt → DA_SMPt)

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산단가 변경

- 육지지역 수요자원 구분

(기존과 정산방식 동일)

- 제주지역 수요자원 구분

- DA_SMP > 0 조건 구분

(기존 정산방식과 동일)

- DA_SMP ≤ 0 조건 구분

(피크수요DR 의 SMP 결정제외 추가정산)

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산단가 변경

- 제주 실시간시장 시범도입에 따른 정산단가 변경

정산금 지급 주체 변경에 따른 판매사업자의 정산 추가

정산금 지급 주체 변경에 따른 발전사업자의 정산 삭제