전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	직접전력거래 부가정산금 등 채무불이행 조치를 위한 규칙개정(안)	제23-3차 (2023. 6. 9)
2	재생에너지 발전량 예측제도 참여자 자율성 및 제도 합리성 제고를 위한 규칙개정(안)	제23-3차 (2023. 6. 9)
3	다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 규정명확화를 위한 규칙개정(안)	제23-3차 (2023. 6. 9)
4	수요반응자원의 신뢰도 제고를 위한 규칙개정(안)	제23-3차 (2023. 6. 9)
5	주파수DR 계량기준 완화 및 시험규정 신설에 따른 규칙개정(안)	제23-3차 (2023. 6. 9)
6	페어발전기 운영계획 기준 명확화를 위한 규칙개정(안)	제23-3차 (2023. 6. 9)

Ⅱ. 개정 내용

□  직접전력거래 부가정산금 등 채무불이행 조치를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 현행 직접전력거래(이하 “직접PPA”)제도는 재정보증 가입 의무가 없음

ㅇ 장외거래인 직접PPA 참여자의 비용부담경감과 제도 활성화를 위해 현재 보증보험 의무가입제도를 운영하지 않고 있음

□ 부가정산금 및 거래수수료 수취에 대한 안정성 확보를 위해 채무불이행 발생 시 대응절차 마련 필요

나. 주요 개정내용

□ 부가정산금 및 거래수수료의 채무불이행 대비 보증금계좌 신설

ㅇ 채무불이행 발생 시 부족금액을 충당하여 지급할 목적으로 전력거래소 보증금계좌* 신설

* 직접PPA가입 시 보증금(2개월 부가정산금+수수료)를 보증금계좌에 입금

다. 개정 효과

□ 보증금계좌 신설로 채무불이행 대응 강화 및 직접PPA 거래안정성 제고

□ 직접PPA 참여자 비용부담 최소화  * 비용부담 : 재정보증(보험) > 보증금계좌

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

□ 재생에너지 발전량 예측제도 참여자 자율성 및 제도 합리성 제고를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 제1.1.2조 제99호(집합전력자원) 정의상 집합전력자원 운영주체 및 중개사업자 소유 소규모전력자원 구성가능 여부 불분명

ㅇ 집합전력자원 포함 가능 자원은 본인(중개사업자)외 타사업자의 소규모전력자원에 대해서만 정의되어 있어 제도 취지*에 어긋나는 상황

* 소규모전력자원을 집합화하여 활용하기 위한 것으로써, 자원의 소유주와는 무관

□ 재생에너지 발전량 예측제도(“이하 예측제도”) 참여자원의 영구적 용량 감소 발생 시 복구가능 기간이 매우 짧아 참여자 어려움 유발

ㅇ 예측제도 참여자원은 20MW 초과가 필수이며, 등록시험을 통과 시 등록기간(3개월) 마지막월의 말일 기준 20MW 초과 유지가 의무

ㅇ 등록시험 통과 예측형 집합자원 용량이 20MW 이하가 될 경우*, 20MW 초과로 복구(중개시장운영규칙 의거)할 수 있는 기간이 매우 짧음

* 소규모자원의 중개계약 해지, PPA 전환 등으로 예측형 집합자원 용량 감소

□ 예측제도 등록시험 통과 시 합격통지 수령월 기준 익월부터 참여하는 것이 의무화되어 사업자의 참여 시작시점 선택 불가

나. 주요 개정내용

□ (제1.1.2조 제99호) 집합전력자원의 정의 변경

ㅇ 집합전력자원 운영 주체 명확화 및 중개사업자 본인 소유의 소규모전력자원도 집합전력자원에 구성가능함을 명시

규정	현행	개정 추진 내용
제1.1.2조 제99호	• 집합전력자원의 정의 - 중개계약을 통해 모집한 소규모전력자원으로부터 생산된 전력을 통합하여 전력시장에서 거래하기 위한 가상의 전기설비	• 집합전력자원의 정의 - 중개사업자가 중개계약을 통해 모집한 소규모전력자원 및 중개사업자 본인이 소유한 소규모전력자원으로부터 생산된 전력을 통합하여 전력시장에서 거래하기 위한 전기설비의 집합

□ (제14.2.3조) 영구적 용량 감소 발생으로 주요자원 용량이 20MW 이하가 될 경우, 발생일 익월 1일 기준 3개월 내 복구

규정	현행	개정 추진 내용
제14.2.3조	- 예측제도 참여 중 영구적 용량 감소로 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 해당 등록기간 만료 시점에 20MW 이하인 경우, 해당 등록기간이 만료된 후 평균 예측오차율과 상관없이 등록제외 * 20MW이하 발생 시점에 따라서는 복구가 불가할 수 있음	- 예측제도 참여 중 영구적 용량 감소로 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 이하가 된 경우, 자원용량 감소 발생일이 속한 달의 익월 1일 기준 3개월 내 복구 필요(미복구 시 등록제외) * 실제적인 복구기간 3개월을 부여

□ (제14.3.3조, 제14.3.4조) 등록시험 통과자원의 대상기간 선택권 부여

규정	현행	개정 추진 내용
제14.3.3조	- 등록시험합격 통지월 익월부터 바로 참여하는 것만 가능	- 등록시험합격 통지월 익월 또는 익익월 중 시작시점 선택 가능
제14.3.4조	- 대상자원으로서의 예측발전량 제출 시작일은 등록가능 통지 수령월의 말일로 함	- 대상자원으로서의 예측발전량 제출 시작일은 대상자원 등록 신청월의 말일로 함

다. 개정 효과

□ 제1.1.2조 제99호(집합전력자원) 운영 주체와 중개사업자 소유 소규모전력자원에 대한 내용 추가로 집합전력자원 구성 관련 규정 명확화

□ 예측제도 참여 예측형 집합전력자원의 용량기준(20MW 초과) 미충족시 기준 충족 가능한 합리적 기간 확보 가능(중개시장운영규칙과 연계)

ㅇ 등록기간 3개월 중 시작월 이후 기간에 영구적 용량감소 발생하여 용량기준 미충족 시 복구가 불가했으나 개정 시 실제적인 3개월 부여

□ 예측제도 참여 발전사업자(20MW 초과 태양광・풍력 단일 호기) 및 중개사업자(20MW 초과 예측형 집합전력자원)의 대상자원 등록기간 선택권 부여

ㅇ 등록시험 결과 통지 익월 또는 익익월 중 선택하여 등록기간 시작 가능

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

ㅇ 다만, 제14.2.3조의 문구 명확화를 위해 아래와 같이 표현을 일부 수정

기존 개정(안)	수정(안)
제14.2.3조(대상자원 내 주요자원 용량유지) 예측제도 대상자원에 다음 각 호의 경우가 발생하여 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 초과에서 20MW 이하가 된 경우, 20MW 초과에서 20MW 이하가 된 날 기준 익월 1일(거래일 기준)부터 3개월이 되는 날(이하 “복구가능기간”이라 한다) 이내에 해당 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 초과로 복구되지 못할 경우 제3절에 따른 등록기간과 상관없이 등록제외된다. 단, 복구가능기간 중 해당 대상자원 내 주요자원 용량 추가 감소 시에도 복구가능기간은 신규 또는 추가 부여되지 않는다.	제14.2.3조(대상자원 내 주요자원 용량유지) 예측제도 대상자원에 다음 각 호의 경우가 발생하여 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 초과에서 20MW 이하가 된 경우, 20MW 초과에서 20MW 이하가 된 날이 속한 달의 익월 1일(거래일 기준)부터 3개월이 되는 날(이하 “복구가능기간”이라 한다) 이내에 해당 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 초과로 복구되지 못할 경우 제3절에 따른 등록기간과 상관없이 등록제외된다. 단, 복구가능기간 중 해당 대상자원 내 주요자원 용량 추가 감소 시에도 복구가능기간은 신규 또는 추가 부여되지 않는다.

□ 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 규정명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 다조합 복합발전기의 실제 운전비용 및 조건을 반영하기 위해 조합별 비용함수 도입에 대한 규칙개정을 완료한 바 있음 (제20-6차 규칙개정, ’20.12월)

【다조합 복합발전기 조합별 비용함수 추진 경과】

ㅇ(’20.12월) 조합별 비용함수 도입을 위한 규칙개정 (’23.1월 시행)

ㅇ(’22.6월) 실계통기반 하루전시장 도입 연기로 조합별 비용함수 도입일정 순연 (’23.3월 시행)

ㅇ(’22.9월~) 조합별 비용함수 적용 시스템 개발 및 모의운영(’22.11월~12월) 단계에서 보완사항 발견

ㅇ(’23.3월~) 조합별 비용함수 도입 연기(‘23.11월 이내 시행)

□ 조합별 비용함수 제도시행에 앞서 일부 규정 보완이 필요한 사항이 확인되어 이를 보완하는 규칙개정을 진행하고자 함

나. 주요 개정내용

□ (운전조합판단규정 보완) 운전조합 판단규정 명확화 및 개별계량이 불가능한 발전기의 운전여부 판단을 위한 표시기 신설

ㅇ (판단규정 명확화) 개별 GT·ST 운전정보(병입/병해) 미입력시 직전 운전여부 준용 및 별도 처리근거 마련

ㅇ (표시기 신설) GT·ST 개별계량이 불가능한 복합발전기의 기동비 정산을 위해 발전기 운전여부 표시기 신설

□ (기타사항) 변경입찰서 누락사항 기재, 기동비 산출내역서 별지서식 보완

다. 개정 효과

□ 다조합 복합발전기 비용함수 규정을 보완하여 전력시장의 공정성 강화 및 정확한 예비력 산정을 통한 전력계통 운영의 정확성 확보

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

□ 수요반응자원의 신뢰도 제고를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 수요반응자원의 신뢰성 확보를 위해 등록시험, 감축시험을 통해 주기적으로 신뢰성을 검증하고 있으나, 시험을 특정 기간*에 시행하여 예측이 가능

* 등록시험 : 등록 신청기간 이후 등록완료일의 10일 전까지 시행(통상 11월 1주∼3주)

감축시험 : 12월 및 6월 1주∼2주(감축재시험 : 12월 및 6월 3주∼4주)에 시행

□ 신뢰성DR은 예측하지 못한 상황에 불시에 발령될 수 있기 때문에  추가적으로 불시 상황의 감축능력을 검증할 수 있는 시험이 필요

나. 주요 개정내용

□ (감축신뢰성시험) 신뢰성DR 미발령시 불시 시험을 통해 신뢰성 검증

ㅇ 신뢰성DR 발령실적을 고려하여 동·하계 전력수급대책기간 중 불시에 감축신뢰성시험 시행 (동계1회, 하계1회)

구 분	표준DR	중소형DR/제주DR
· 시험기간	· 동·하계 전력수급대책기간* 중 불시 시행 * 감축시험 및 감축재시험 기간은 제외
· 시험대상	· 전력거래중인 전체 수요반응자원
· 감축지속시간	1∼4시간	1시간
· 합격기준	· 자원별 평균 감축이행률 97%이상
· 불합격시 조치	· 미이행량의 2배에 해당하는 기본정산금 차감 (신뢰성DR 위약금 산정방식과 동일) · 감축이행률 80%미만 3회 위반 시 사유 발생일 10일 후부터 전력거래기간 종료일까지 전력거래를 제한하고, 신뢰성DR 수요자원에서 제외 (감축시험 및 감축재시험 포함)

□ (감축재시험 선택) 감축시험 불합격 자원의 재시험 여부 선택

ㅇ 감축신뢰성시험을 통해 신뢰성을 추가 검증함에 따라 감축시험 불합격 자원에 대한 감축재시험은 사업자가 시행 여부를 결정*

* 감축재시험 미시행시 감축시험의 이행률에 비례하여 용량조정

다. 개정 효과

□ 특정 기간 이외에 수요반응자원의 대기상태를 불시 점검하여 수요반응자원의 신뢰도 제고 기대

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

□ 주파수DR 계량기준 완화 및 시험규정 신설에 따른 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 태양광설비 밀집 지역의 발전정지에 따른 계통주파수 하락 우려가 지속될 것으로 예상되며, 이에 대비한 수요측 추가자원 발굴이 요구됨

ㅇ 주파수DR 최대 등록가능용량은 총 1,500MW*이며, `23년 6월 기준 총 850MW 등록되어 650MW(43%) 부족

* `23년 기준 주파수DR 필요용량(1·2단계 각 750MW)

【 단계별 주파수DR 최대 등록가능용량 및 시기별 등록용량 】

단 계		1단계		2단계		합계
최대 등록가능용량[MW]		750		750		1,500
등록용량[MW] (등록률)	‘23.3월	715	(95%)	33	(4%)	748	(50%)
	‘23.6월	742	(99%)	108	(14%)	850	(57%)

□ 소규모 부하의 주파수DR 등록 확대를 위한 경제적 유인 마련

ㅇ 중·대형 제철·금속 부하 대부분은 주파수DR 등록을 완료하였으며, 현재 등록 가능한 부하는 대부분 소규모 부하에 해당

ㅇ 부하 규모와 무관하게 단위 부하당 약 1천만원 이상의 설비투자비가 소요되므로, 소규모 부하 기준으로 진입 장벽이 높음

나. 주요 개정내용

□ 주파수 수요반응참여고객의 계량 기준 완화 (제12.2.3조)

ㅇ 주파수연계 수요감축에 참여하는 부하를 포함한 계량 허용

□ 주파수 수요반응자원의 시험규정 신설 (제12.3.2.2조)

ㅇ (대상) 계량 기준 완화 방식으로 등록된 주파수 수요반응참여고객을 포함한 주파수 수요반응자원

ㅇ (항목) 시험 기간 모의 주파수에 따른 저주파수계전기(UFR) 동작 및 응동시간, 수요감축량, 수요감축 유지시간 등

ㅇ (일시) 전력거래 개시일로부터 1개월 이내 전력거래소가 별도 통지

ㅇ (평가) 수요반응자원 등록 시 제출한 등록용량(감축예상용량) 대비
감축이행률에 따라 용량 조정

【 주파수연계 감축시험 이행률에 따른 용량조정 】

감축이행률	시험 결과	감축예상용량
80% 미만	불합격	0 (참여 제한)
80% 이상 97% 미만	조건부 합격	등록 시 감축예상용량 × 감축이행률
97% 이상	합격	감축예상용량 유지

ㅇ (절차) 시험 → 결과 제출 → 평가 → 재시험 (감축이행률 80% 미만 시)

□ 주파수연계 감축량에 대한 정산 기준 (별표26)

ㅇ (운전유지비) 계량 기준 완화 방식으로 등록된 주파수 수요반응자원의 등록용량(감축예상용량)을 기본급 정산단가의 10%(기준주파수 1단계) 또는 20%(기준주파수 2단계) 수준으로 보상

ㅇ (주파수연계 감축시험) 감축실적을 기본급 단가의 10% 수준으로 보상

- (감축실적) Max[{(감축 직전 10분간 사용량)-(감축 직후 10분간 사용량)}, 0]

□ 주파수 수요반응자원 및 참여고객 등록기회 확대 (제12.2.2조, 제12.2.3조)

ㅇ 연 4회(10월, 익년 2월, 4월, 8월) 등록 가능

다. 개정 효과

□ DR사업자·참여고객 비용 부담 완화로 주파수 수요반응자원 확대

ㅇ 현행방식 대비 단위 개소당 4백만 원 이상 설비투자비 절감 가능

□ 주파수 수요반응자원의 신뢰성 강화로 전력계통 안정도 향상

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

□ 페어발전기 운영계획 기준 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 현재 계통의 안정적인 운영을 위해 기력발전소의 경우 급전정지 및 기동시 페어발전기* 운영을 시행하고 있음

* [별표9] (붙임8-3) 페어발전기 운영 계획 기준

□ 규정의 기본취지 및 계통운영 현황은 급전정지 및 기동시에 페어발전기 적용을 원칙으로 하나, 세부내용에 기동시에 대한 내용이 미흡하여 규정의 명확화를 위해 기동시 운영내용을 추가하고자 함

나. 주요 개정내용

□ 규정 세부내용에 기동시 페어발전기 운영내용 추가로 급전정지   및 기동에 대한 운영과 규정내용의 일치화 근거 마련

ㅇ 페어발전기 2대 모두 정지 중인 경우 1대는 우선 기동

ㅇ 이후 추가 기력 발전기 기동시 연료비 순위에 따라 기동하되    발전단지별 운전여건 고려하여 기동

다. 개정 효과

□ 규정 명확화로 발전 및 계통운영자의 혼란 최소화

□ 발전기의 원활한 기동 및 정지를 통한 계통 유연성 및 신뢰도 확보

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

□ 직접전력거래 부가정산금 등 채무불이행 조치를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제3장 전력의 거래

<신  설>

제4장	계량과 정산 및 결제

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

(생  략)

제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) <본조 제목 변경 2022.12.27.> ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

(생  략)

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
전력거래소 수수료계좌	1개	전력거래소
직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요
채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌	1개	전력거래소
직접전력거래 부가정산금 계좌	1개	전력거래소

제3장 전력의 거래

제5절 재생에너지직접전력거래

제3.5.1조(부가정산금의 적용) ① 직접전력거래에 대한 부가정산금(Uplift)은 부가정산금단가(원/kWh)를 매년 6월까지 산정하여, 당해연도 7월부터 1년간 일정하게 직접전력거래 전력량에 적용한다.

② 부가정산금단가는 제3.2.1.3조 제2항을 근거로 [별표2]의 직접전력거래 부가정산금단가의 산정기준에 따라 산정한다.

제3.5.2조(재정보증의 설정) ① 재생에너지전기공급사업자는 직접전력거래에 참여하여 거래를 하는 기간에는 전력거래소에 지속적으로 직접전력거래에 의한 부가정산금 및 거래수수료 지급을 위한 재정보증을 별도로 제공한다.

② 제1항은 현금재정보증 형태로 한다.

③ 직접전력거래 보증금계좌는 재생에너지전기공급사업자의 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 계좌를 말한다.

④ 직접전력거래에 관한 현금 재정보증은 보증금계좌에 예치된 자금으로 하며 직접전력거래 중 부가정산금과 전력거래수수료의 지급만을 위한 재정보증이어야 한다.

제3.5.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① 제3.5.2조 제1항의 재정보증을 위한 금액은 직접전력거래의 공급량과 직접전력거래 부가정산금단가 및 거래수수료단가를 적용하여 다음 각호의 1에 따라 산출한 금액으로 한다.

1. 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 지급을 위한 재정보증금액 = [(제3.5.1조의 부가정산금단가 + 전력거래 수수료 단가)×MAX{(발전기 설비용량×직전년도 전력시장통계상 동일연료원의 월별 최대 이용률×8,760H)÷12개월, 전년도 최대 재생에너지 공급량 실적}]×1.2×2개월

② 전력거래소는 제1항에서 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.

1. 재생에너지전기공급사업자에게는 매년 12월 10일까지 통지한다.

2. 직접전력거래를 하고자 하는자에게는 거래개시 희망일 20일전까지 통지한다.

제3.5.4조(재정보증금액 납부 및 검증) ① 재생에너지전기공급사업자는 제3.5.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.5.2조의 제2항의 규정에 의한 현금의 형태로 매년 12월 24일까지 전력거래소에 납부하여야 한다.

② 직접전력거래를 하고자 하는자는 제3.5.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.5.2의 2항의 규정에 의한 현금형태로 거래개시 희망일 7일전까지 전력거래소에 납부하여야 한다.

제3.5.5조(채무불이행시 조치) ① 재생에너지전기공급사업자가 다음 각호의 1에 해당하는 경우에는 채무불이행이 발생한 것으로 본다.

1. 재생에너지전기공급사업자가 제4.3.2조 제2항의 규정을 위반하는경우

2. 재생에너지전기공급사업자가 전력거래소에 제공하여야 할 재정보증이 제3.5.4조에서 정한 요건을 충족시키지 못하는 것으로 판단하는 경우

3. 재생에너지전기공급사업자가 전력거래소에 제공하여야 할 재정보증금액을 제3.5.4조 제1항 및 제2항 에서 정한 기한까지 제공하지 못하는 경우

② 재생에너지전기공급사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 즉시, 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 채무불이행이 발생 된 경우 전력거래소는 제3.5.2조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액으로 우선 집행한다.

3. 채무불이행 발생일이 속한 월의 마지막날까지 재생에너지전기공급사업자는 제3.5.2조 3항 보증금계좌에 우선 변제에 사용된 보증금을 상환하여야 하며, 상환하지 못할 경우 당일 자정(24:00)에 거래정지가 이뤄짐을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호의 서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

4. 해당 재생에너지전기공급사업자에게 직접전력거래 정지 통지를 발송한 후 즉시 해당재생에너지전기공급사업자와 관련 시장참여자에게 직접전력거래정지 통지 사본을 통보

5. 직접전력거래 정지는 관련 고시 제19조의 한국전력거래소의 역할의 정지를 의미하며 직접전력거래 정지기간동안 전기사용자의 전력공급은 전량 보완공급으로 처리한다.

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

제3.5.6조(채무불이행시 해소 등) ① 재생에너지전기공급사업자가 채무불이행 발생일에 우선 집행된 재정보증금액을 채무불이행 발생일이 속한 월의 마지막날까지 보증금계좌에 납부한 경우 채무불이행이 해소된다.

② 당해 회원사에서 채무불이행이 발생한 차수의 연체금액을 변제하지 못한 경우에는 차후 도래하는 차수에서 거래소에 청구할 금액이 있다고 하더라도 이를 근거로 우선 변제를 요구할 수 없다.

제3.5.7조(재정보증의 해지) ① 재생에너지전기공급사업자가 직접전력거래의 해지를 요청하거나 직접전력거래가 해지되는 경우에는 전력거래소는 해당 재생에너지전기공급사업자에 대한 재정보증을 해지한다.

② 전력거래소는 본조 1항에 따라 재정보증이 해지 될 경우 보증금계좌에 예치된 보증금을 재생에너지전기공급사업자의 계좌로 이체한다.

제4장	계량과 정산 및 결제

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

(생  략)

제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) <본조 제목 변경 2022.12.27.> ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

(생  략)

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
전력거래소 수수료계좌	1개	전력거래소
직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요
채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌	1개	전력거래소
직접전력거래 정산계좌	재생에너지전기공급사업자별 각1개	전력거래소(재생에너지전기공급사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 재생에너지전기공급사업자

- 직접전력거래  부가정산금 산정 기준 등 명확화

- 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 지급을 위한 재정보증 설정

- 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 지급을 위한 재정보증 산정 및 통지

- 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 지급을 위한 재정보증 납부 및 검증

- 직접전력거래  부가정산금 및 거래수수료 채무불이행시 조치

- 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 채무불이행시 해소

- 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 재정보증의 해지

- 직접전력거래 부가정산금 및 거래수수료 납부를 위한 시장은행계좌 관련 문구 명확화

□ 재생에너지 발전량 예측제도 참여자 자율성 및 제도 합리성 제고를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. <중략> 99. “집합전력자원”이라 함은 중개계약을 통해 모집한 소규모전력자원으로부터 생산된 전력을 통합하여 전력시장에서 거래하기 위한 가상의 전기설비를 말한다.	제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. <중략> 99. “집합전력자원”이라 함은 중개사업자가 중개계약을 통해 모집한 소규모전력자원 또는 중개사업자 본인이 소유한 소규모전력자원으로부터 생산된 전력을 통합하여 전력시장에서 거래하기 위한 전기설비의 집합을 말한다.	-집합전력자원의 운영주체 명확화 ·중개사업자 본인 소유의 소규모전력자원을 집합자원에 구성할 수 있는지 여부를 명확히 기재
제14.2.3조(대상자원 내 주요자원 용량유지) 예측제도 참여 중 다음 각 호의 경우가 발생하여 등록된 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 해당 등록기간 만료 시점에 20MW 이하인 경우, 해당 등록기간이 만료된 후 평균 예측오차율과 상관없이 등록제외된다. <중략>	제14.2.3조(대상자원 내 주요자원 용량유지) 예측제도 대상자원에 다음 각 호의 경우가 발생하여 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 초과에서 20MW 이하가 된 경우, 20MW 초과에서 20MW 이하가 된 날이 속한 달의 익월 1일(거래일 기준)부터 3개월이 되는 날(이하 “복구가능기간”이라 한다) 이내에 해당 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 초과로 복구되지 못할 경우 제3절에 따른 등록기간과 상관없이 등록제외된다. 단, 복구가능기간 중 해당 대상자원 내 주요자원 용량 추가 감소 시에도 복구가능기간은 신규 또는 추가 부여되지 않는다. <중략>	·대상자원 유지조건(태양광・풍력 설비용량 20MW 초과) 미충족으로 인한 등록제외 시점 변경‘ (기존) 등록기간 마지막날 => (개정) 20MW 이하가 된 날 익월1일 기준 3개월이 되는 날
제14.3.3조(대상자원 등록) 제14.3.2조에 따라 등록가능 통지를 수령한 예측제도 참여희망자는 별지 제117, 118호서식을 작성하여 통지 수령월 말일 5일 전(영업일 기준)까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 별지 제118호서식은 기제출한 경우에 면제된다.	제14.3.3조(대상자원 등록) ① 제14.3.2조에 따라 등록가능 통지를 수령한 예측제도 참여희망자는 별지 제117, 118호서식을 작성하여 통지 수령월의 익월 말일 5일 전(영업일 기준)까지 전력거래소에 제출하여 대상자원 등록 신청을 완료하여야 한다. 단, 별지 제118호서식은 기제출한 경우에 면제된다. ② 대상자원 등록자격 시작일은 대상자원 신청일에 따라 다음 각 호와 같이 결정된다. 1. 통지 수령월의 말일 5일전(영업일 기준)까지 신청한 경우 : 통지 수령월 익월 1일(거래일 기준) 2. 통지 수령월의 말일 4일전(영업일 기준) ~ 통지 수령월의 익월 말일 5일전(영업일 기준)에 신청한 경우 : 통지 수령월 익익월 1일(거래일 기준)	·대상자원 등록 신청 가능 시점의 이원화를 통한 대상기간 시작시점 선택권 확대
제14.3.4조(등록자격 기간 및 연장) ① 대상자원은 특별한 결격사유 혹은 자발적 등록제외 의사가 없을 경우 대상자원으로서 예측발전량 제출 시작일로부터 3개월 동안 대상자원 등록자격을 유지할 수 있다. 여기서, 예측발전량 제출 시작일은 등록가능 통지 수령월의 말일로 한다. <중략>	제14.3.4조(등록자격 기간 및 연장) ① 대상자원은 특별한 결격사유 혹은 자발적 등록제외 의사가 없을 경우 대상자원으로서 예측발전량 제출 시작일로부터 3개월 동안 대상자원 등록자격을 유지할 수 있다. 여기서, 예측발전량 제출 시작일은 대상자원 등록 신청월의 말일(등록 신청월 익월 1일에 대한 예측발전량 제출)로 한다. <중략>	· 제14.3.3조 개정에 따라 대상자원 신청 가능기간이 늘어남을 반영하여 변경
<신설>	부 칙 (2023. XX. XX.) 제1조(시행일) <생략> 제2조(재생에너지 발전량 예측제도 관련 개정에 대한 경과조치) 제14.2.3조, 제14.3.3조 및 제14.3.4조 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 제1조에 의한 시행일로부터 3개월 이내에 전력거래시스템(e-power market) 전력신사업비즈니스플랫폼(der.kmos.kr)에 공지하는 날부터 시행한다.

□ 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 규정명확화를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표2]

정산 기준

4. 기동비용조정에 대한 정산

기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다.

SUAPi = Max[{SUCi × (NSUAi - NSUSi)}, 0]

<중 략>

단, 다조합 복합발전기의 기동비용 조정(SUAPi)은 다음과 같이 계산한다.

SUAPi = Max[{GSUCi × (GNSUAi – GNSUSi)}, 0] + Max[{Max(SSUCi, 0) × (SNSUAi – SNSUSi) }, 0]

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 GT 1대에 대한 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 ST 1대에 대한 기동비용

GNSUAi : 다조합 복합발전기 i의 모든 가스터빈 발전기에 대한 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수

[eqn: rm GNSUA _{i} = sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GSUA _{i,j,t}]

GSUAi,j,t : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에서의 기동여부

MGOi,j,t-1 = 0이며, MGOi,j,t > 0이면, GSUAi,j,t = 1이고, 그렇지 않으면, GSUAi,j,t = 0

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 0이며, MGOi,j,t-1 ≠ 0 이며, MGOi,j,t > 0인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 1

SNSUAi : 다조합 복합발전기 i의 모든 스팀터빈 발전기에 대한 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수

[eqn: rm SNSUA _{i} = sum _{t} ^{} sum _{k} ^{} SSUA _{i,k,t}]

SSUAi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 기동여부

MGOi,k,t-1 = 0 이며 MGOi,k,t > 0 이면, SSUAi,k,t = 1 이고,  그렇지 않으면, SSUAi,k,t = 0

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 0이며, MGOi,k,t-1 ≠ 0 이며 MGOi,k,t > 0 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 1

MGOi,j,t : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에서의 발전량(계량값)

MGOi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 발전량(계량값)

GNSUSi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j에 대한 거래일의 계획된 총 기동 횟수

[eqn: rm GNSUS _{i} = sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GSUS _{i,j,t}]

GSUSi,j,t : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에서의 기동계획 여부

Min(DAOSi,j,t-1, RAi,t-1) = 0이며, Min(DAOSi,j,t, RAi,t) > 0이면, GSUSi,j,t = 1  이고, 그렇지 않으면, GSUSi,j,t = 0

SNSUSi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k에 대한 거래일의 계획된 총 기동 횟수

[eqn: rm SNSUS _{i} = sum _{t} ^{} sum _{k} ^{} SSUS _{i,k,t}]

SSUSi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 기동계획 여부

Min(DAOSi,k,t-1, RAi,t-1) = 0이며 Min(DAOSi,k,t, RAi,t) > 0이면, SSUAi,k,t = 1 이고,  그렇지 않으면, SSUAi,k,t = 0

<개정 2021.1.1.> [시행일 : 2023.11.1. 이내 시행예정]

[별표2]

정산 기준

4. 기동비용조정에 대한 정산

기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다.

SUAPi = Max[{SUCi × (NSUAi - NSUSi)}, 0]

<중 략>

단, 다조합 복합발전기의 기동비용 조정(SUAPi)은 다음과 같이 계산한다.

SUAPi = Max[{GSUCi × (GNSUAi – GNSUSi)}, 0] + Max[{Max(SSUCi, 0) × (SNSUAi – SNSUSi) }, 0]

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 GT 1대에 대한 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 ST 1대에 대한 기동비용

GNSUAi : 다조합 복합발전기 i의 모든 가스터빈 발전기에 대한 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수

[eqn: rm GNSUA _{i} = sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GSUA _{i,j,t}]

GSUAi,j,t : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에서의 기동여부

[eqn: GGSI _{i,j,t-1} =0]이며, [eqn: GGSI _{i,j,t} =1]이면, GSUAi,j,t = 1이고, 그렇지 않으면, GSUAi,j,t = 0

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 0이며, [eqn: GGSI _{i,j,t-1} != 0]이며, [eqn: GGSI _{i,j,t} =1]인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 1

[eqn: GGSI _{i,j,t}] : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에 대한 운전여부

SNSUAi : 다조합 복합발전기 i의 모든 스팀터빈 발전기에 대한 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수

[eqn: rm SNSUA _{i} = sum _{t} ^{} sum _{k} ^{} SSUA _{i,k,t}]

SSUAi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 기동여부

[eqn: GSSI _{i,k,t-1} =0]이며, [eqn: GSSI _{i,k,t} =1]이면, SSUAi,k,t = 1 이고,  그렇지 않으면, SSUAi,k,t = 0

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 0이며, [eqn: GSSI _{i,k,t-1} != 0] 이며 [eqn: GSSI _{i,k,t} =1] 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 1

[eqn: GSSI _{i,k,t}] : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에 대한 운전여부

MGOi,j,t : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에서의 발전량(계량값)

MGOi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 발전량(계량값)

GNSUSi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j에 대한 거래일의 계획된 총 기동 횟수

[eqn: rm GNSUS _{i} = sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GSUS _{i,j,t}]

GSUSi,j,t : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에서의 기동계획 여부

Min(DAOSi,j,t-1, RAi,t-1) = 0이며, Min(DAOSi,j,t, RAi,t) > 0이면, GSUSi,j,t = 1  이고, 그렇지 않으면, GSUSi,j,t = 0

SNSUSi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k에 대한 거래일의 계획된 총 기동 횟수

[eqn: rm SNSUS _{i} = sum _{t} ^{} sum _{k} ^{} SSUS _{i,k,t}]

SSUSi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 기동계획 여부

Min(DAOSi,k,t-1, RAi,t-1) = 0이며 Min(DAOSi,k,t, RAi,t) > 0이면, SSUAi,k,t = 1 이고,  그렇지 않으면, SSUAi,k,t = 0

<개정 2021.1.1.> [시행일 : 2023.11.1. 이내 시행예정]

-가스터빈 발전기의 운전 여부를 판단하기 위한 GGSI 용어 신설

-스팀터빈 발전기의 운전 여부를 판단하기 위한 GSSI 용어 신설

-오타 사항 수정

12. 기타 정산 <조항번호변경 2006.12.26., 2015.3.17.>

가. 기동대기 발전기의 정산<개정 2009.06.30.>

① 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

<중 략>

단, 다조합 복합발전기의 계통연결 지시로 기동대기한 비용(SUSBCi,t)은 다음과 같이 계산한다.

[eqn: rm SUSBC _{i,t} =` sum _{j} ^{} {GSUC _{i}} over {GSUH _{i}} TIMES GTH _{i,j} + {SSUC _{i}} over {SSUH _{i}} TIMES STH _{i}]

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용

GSUHi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동소요시간

SSUHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동소요시간

GTHi,j : 가스터빈 발전기 j의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)

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

STHi : 스팀터빈 발전기의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)

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

각 발전기의 거래일 기동대기발전기 정산금은 다음과 같다.

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

② 발전기가 열간(HOT) 기동대기한 경우의 비용정산

<중 략>

단, 다조합 복합화력 발전기의 HSUSBCi,t는 다음과 같이 계산한다.

[eqn: rm HSUSBC _{i,t} `=` sum _{j=1} ^{NGT _{i}} ( {GSUC _{i}} over {GSUH _{i}} TIMES GHSUTH _{i,j} ` TIMES `GHSUF)`# +` sum _{j=1} ^{NGT _{i}} (GHSBTH _{i,j,t} ` TIMES GSUC _{i} ` TIMES `HCR)```# +``( {SSUC _{i}} over {SSUH _{i}} TIMES SHSUTH _{i,t} `` TIMES `SHSUF`)`# +``(SHSBTH _{i,t} ` TIMES SSUC _{i} ` TIMES `HCR)]

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용

GSUHi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동소요시간

SSUHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동소요시간

GHSUTHi,j : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기 j의 열간 기동대기를 위한 기동시간 (열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `GHSUTH _{i,j} `=` SMALLSUM GHSUTH` _{i,j,t}]

SHSUTHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 열간 기동대기를 위한 기동시간 (열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `SHSUTH _{i} `=` SMALLSUM SHSUTH` _{i,t}]

GHSUF : 가스터빈발전기의 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기 (계통연결이 이뤄진 경우 “0”, 계통연결이 이뤄지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우 “1“)

SHSUF : 스팀터빈발전기의 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기 (계통연결이 이뤄진 경우 “0”, 계통연결이 이뤄지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우 “1“)

GHSBTHi,j : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기 j의 열간 기동대기 상태시간(열간 기동대기 시작시간부터 열간 기동대기 마지막 시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `GHSBTH _{i,j} `=` SMALLSUM GHSBTH` _{i,j,t}]

SHSBTHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기 j의 열간 기동대기 상태시간(열간 기동대기 시작시간부터 열간 기동대기 마지막 시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `SHSBTH _{i} `=` SMALLSUM SHSBTH` _{i,t}]

각 발전기의 거래일 열간 기동대기 발전기 정산금은 다음과 같다.

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

12. 기타 정산 <조항번호변경 2006.12.26., 2015.3.17.>

가. 기동대기 발전기의 정산<개정 2009.06.30.>

① 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

<중 략>

단, 다조합 복합발전기의 계통연결 지시로 기동대기한 비용(SUSBCi,t)은 다음과 같이 계산한다.

[eqn: rm SUSBC _{i,t} =` sum _{j} ^{} {GSUC _{i}} over {GSUH _{i}} TIMES GTH _{i,j, {under{t}}} + {SSUC _{i}} over {SSUH _{i}} TIMES STH _{i, {under{t}}}]

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용

GSUHi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동소요시간

SSUHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동소요시간

GTHi,j : 가스터빈 발전기 j의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)

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

STHi : 스팀터빈 발전기의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)

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

각 발전기의 거래일 기동대기발전기 정산금은 다음과 같다.

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

② 발전기가 열간(HOT) 기동대기한 경우의 비용정산

<중 략>

단, 다조합 복합화력 발전기의 HSUSBCi,t는 다음과 같이 계산한다.

[eqn: rm HSUSBC _{i,t} `=` sum _{j=1} ^{NGT _{i}} ( {GSUC _{i}} over {GSUH _{i}} TIMES GHSUTH _{i,j, {under{t}}} ` TIMES `GHSUF _{{under{i,j}}} )`# +` sum _{j=1} ^{NGT _{i}} (GHSBTH _{i,j,t} ` TIMES GSUC _{i} ` TIMES `HCR)``# `+``( {SSUC _{i}} over {SSUH _{i}} TIMES SHSUTH _{i,t} `` TIMES `SHSUF _{{under{i}}} `)`# +``(SHSBTH _{i,t} ` TIMES SSUC _{i} ` TIMES `HCR)]

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용

GSUHi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동소요시간

SSUHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동소요시간

GHSUTHi,j : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기 j의 열간 기동대기를 위한 기동시간 (열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `GHSUTH _{i} `=` sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GHSUTH` _{i,j,t}]

SHSUTHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 열간 기동대기를 위한 기동시간 (열간 기동대기를 위한 기동준비 시작시간부터 기동준비 마지막시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `SHSUTH _{i} `=` SMALLSUM SHSUTH` _{i,t}]

GHSUFi,j : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기 j의 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기 (계통연결이 이뤄진 경우 “0”, 계통연결이 이뤄지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우 “1“)

SHSUFi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 열간 기동대기 이후 계통연결 여부를 구분하는 표시기 (계통연결이 이뤄진 경우 “0”, 계통연결이 이뤄지지 않고 열간 기동대기상태가 취소된 경우 “1“)

GHSBTHi,j : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기 j의 열간 기동대기 상태시간(열간 기동대기 시작시간부터 열간 기동대기 마지막 시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `GHSBTH _{i} `=` sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GHSBTH` _{i,j,t}]

SHSBTHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기 j의 열간 기동대기 상태시간(열간 기동대기 시작시간부터 열간 기동대기 마지막 시간까지 소요되는 시간)

[eqn: rm `SHSBTH _{i} `=` SMALLSUM SHSBTH` _{i,t}]

각 발전기의 거래일 열간 기동대기 발전기 정산금은 다음과 같다.

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

-오타 사항 수정

나. 입찰량을 초과하여 급전지시한 발전기의 정산 <개정 2013.10.1., 2021.1.1.>

<중 략>

단, 다조합 복합발전기의 XVCi,t는 다음과 같이 계산한다.

XVCi,t = QPCi,x,t × {Min(MGOi,t, RAi,t) + XEOGAi,t - MIN(ε, MGOi,t – RAi,t)}2 - QPCi,y,t ×RAi,t2 + LPCi,x,t × {Min(MGOi,t, RAi,t) + XEOGAi,t - Min(ε, MGOi,t – RAi,t)} - LPCi,y,t × RAi,t

<중 략>

y : 다조합 복합발전기 i가 RAi,t를 발전하기 위한 운전조합

단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 GT모드 변동비로 계산한다.

나. 입찰량을 초과하여 급전지시한 발전기의 정산 <개정 2013.10.1., 2021.1.1.>

<중 략>

단, 다조합 복합발전기의 XVCi,t는 다음과 같이 계산한다.

XVCi,t = QPCi,x,t × {Min(MGOi,t, RAi,t+ XEOGAi,t - MIN(ε, MGOi,t – RAi,t))}2 - QPCi,y,t ×RAi,t2 + LPCi,x,t × {Min(MGOi,t, RAi,t + XEOGAi,t - Min(ε, MGOi,t – RAi,t))} - LPCi,y,t × RAi,t

<중 략>

y : 다조합 복합발전기 i가 RAi,t를 발전하기 위한 운전조합

단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 GT모드 변동비로 계산한다.

- 단순오타 사항

16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

<중 략>

④ 계량값(MGO)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

1. GT, ST 개별계량이 가능한 발전기들은 계량데이터를 통해 실제 출력에 대한 운전조합을 판단한다.

2. 개별계량이 불가능한 발전기들의 운전조합은 EMS 원격소장치(RTU)로부터 취득된 데이터와 전력거래시스템(e-power market)에 제출된 각 호기별 계통연결시간으로 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.

3. 여기서, 운전조합의 결정은 해당 거래시간에서 각 운전조합별 운전시간이 가장 큰 조합으로 한다. 만약, 가장 큰 운전조합이 여러개일 경우 비용이 가장 높은 운전조합을 적용한다.

< 신 설 >

16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

<중 략>

④ 계량값(MGO)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

1. GT, ST 개별계량이 가능한 발전기들은 계량데이터를 통해 실제 출력에 대한 운전여부를 판단한다.

2. 개별계량이 불가능한 발전기들의 운전조합은 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.

3.  여기서, 운전조합의 결정은 1목 또는 2목에서 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.

4.  전력거래소는 규칙 제4.2.5.1조, 제4.2.5.5조의 2 및 별표8에 의거하여 발전기 운전조합을 정정할 수 있다.

- 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준 명확화

< 신 설 >

부  칙 (20XX. X. XX.)

제X조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 규정 명확화를 위한 규정의 경과조치) [별표2]의 4. 기동비용조정에 대한 정산, [별표2]의 12. 기타정산, [별표2]의 16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준, 별지 제5호, 별지 제33-2호, 별지 제33-3호 관련 규정은 부칙(2023. 2. 28.) 제2조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입 순연과 관련된 규정의 경과조치) 시행일과 동일한 날로부터 시행한다.

[전력시장운영규칙 별지 제5호 서식]

화력발전소 기동연료비․소내소비전력․용수 산출내역서

OO화력 기동연료비/소내소비전력/용수(순수) 산출내역(예)

■ 발전기명 : ○○화력 ○○호기 (1대기준)

○ 운전조건 : HOT(정지기간 6시간 이내), 산출기간 명시

No	호기	계통 분리일	계통 연결일	정지기간 (Hr:Min)	기동기간 (Hr:Min)	기동 연료량 (연료종류) (ℓ, ㎏)	소내소비전력 사용량(㎾h)			용수 사용량 (ton)
							정지시	기동시	소계
1
2
3
4
5
6
7
8
9
평 균

○ 용수사용단가

(단위 : 원/톤)

구 분	원수료	전력료	원수처리 약품비	여재수지 교체비	하수료	기타	계
단 가

[전력시장운영규칙 별지 제5호 서식]

화력발전소 기동연료비․소내소비전력․용수 산출내역서

OO화력 기동연료비/소내소비전력/용수(순수) 산출내역(예)

■ 발전기명 : ○○화력 ○○호기 (1대기준)

○ 운전조건 : HOT(정지기간 6시간 이내), 산출기간 명시

No	호기	계통 분리일	계통 연결일	정지 기간 (Hr:Min)	기동 기간 (Hr:Min)	기동 연료량 (연료종류) (ℓ, ㎏)			소내소비전력 사용량(㎾h)			용수 사용량 (ton)
						1연료	2연료	보조연료	정지시	기동시	소계
1	1
	2
	…
	평균
2	1
	2
	…
	평균
평 균

*  복합 연속운전시간 내 기동실적을 GT 호기별로 작성하여 1회 실적으로 기입

** 각 GT 호기별 정지·기동기간이 6시간 이내일 경우 실적 기입

○ 용수사용단가

(단위 : 원/톤)

구 분	원수료	전력료	원수처리 약품비	여재수지 교체비	하수료	기타	계
단 가

- 기동비 산출내역서 호기별 산출 양식 변경

[별지 제33-2호서식]

복 합 발 전 기   발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

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

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

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

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

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

7. 기동특성 :  GT 기동우선순위 및 BS여부

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

8. 특기사항(최소발전용량 이하 운전시 유지시간 등 급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-3호서식]

복 합 발 전 기   G T 모 드   발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

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

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

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

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

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

7. 기동특성 : GT 기동우선순위 및 BS여부

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

8. 특기사항(최소발전용량 이하 운전시 유지시간 등 급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

□ 수요반응자원의 신뢰도 제고를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제12장 수요반응자원의 거래

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.4.30.>

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.5.31.>

(생  략)

다. 감축재시험은 당월 감축시험 및 감축시험을 대체하는 전력수요 의무감축요청의 평균 감축이행률이 97% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 자원을 대상으로 시험기간 내 불시에 시행한다. <개정 2019.12.31.>

라. <삭 제 2019.12.31.>

마. 감축시험 및 감축재시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다. [신설 2019.11.07.] <개정 2019.12.31.>

(생  략)

④ 전력거래소는 감축시험 및 감축재시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 전력수요 의무감축요청과 동일하게 적용하되, 실적정산금 계산 시에는 별표 26에 따라 구분하여 정산한다. <항번호변경 2018.2.9.> <개정 2019.12.31.>

(생  략)

⑥ 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시험일 또는 감축재시험일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여 수요관리사업자에게 평가 결과 및 조치사항을 통보하여야 한다. [신설 2019.12.31]

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목에 따른 감축재시험의 평균 감축이행률이 97% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 평균 감축이행률을 곱한 값으로 의무감축용량을 조정하여 감축재시험일의 10일 후(실근무일 기준)부터 적용하여야 한다. [신설 2019.12.31.]

(생  략)

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2022.5.31.>

(생  략)

제12장 수요반응자원의 거래

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.4.30.>

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.5.31.>

(생  략)

다. 감축재시험은 당월 감축시험 및 감축시험을 대체하는 전력수요 의무감축요청의 평균 감축이행률이 97% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 자원 중 재시험을 희망하는 자원을 대상으로 시험기간 내 불시에 시행한다. <개정 2019.12.31.>

라. 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다. [신설 2019.11.07.] <개정 2019.12.31.>

마. 감축신뢰성시험은 전력수요 의무감축요청 실적을 고려하여 동·하계 전력수급대책기간(가목의 감축시험 및 감축재시험 기간 제외) 중 전체 자원에 대하여 불시에 시행함을 원칙으로 한다(동계 1회, 하계 1회 시행). 표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, 중소형DR 또는 제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다. 단, 수급상황에 따라 시험을 시행하지 아니할 수 있다.

(생  략)

④ 전력거래소는 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 전력수요 의무감축요청과 동일하게 적용하되, 실적정산금 계산 시에는 별표 26에 따라 구분하여 정산한다. <항번호변경 2018.2.9.> <개정 2019.12.31.>

(생  략)

⑥ 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시험일 또는 감축재시험일, 감축신뢰성시험일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여 수요관리사업자에게 평가 결과 및 조치사항을 통보하여야 한다. [신설 2019.12.31]

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목에 따른 감축재시험 대상 중 재시험을 희망하지 않는 수요반응자원 또는 감축재시험의 평균 감축이행률이 97%미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 평균 감축이행률을 곱한 값으로 의무감축용량을 조정하여 감축재시험일의 10일 후(실근무일 기준)부터 적용하여야 한다. [신설 2019.12.31.]

(생  략)

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2022.5.31.>

(생  략)

·감축신뢰성시험 추가

·감축재시험 시행여부 선택

·목 번호 변경 및 감축신뢰성시험 추가

·감축신뢰성시험 시행 신설

·감축신뢰성시험 정산 관련 추가

·감축신뢰성시험 감축량 평가 및 통보 추가

·감축재시험 선택에 따른 내용 변경

·전력거래 제한 조건에 감축신뢰성시험 추가

부  칙 (2022. 12. 27.)

(생  략)

제12조(중소형DR 통합입찰에 관한 경과조치) 제12장의 중소형DR 통합입찰과 관련된 개정사항은 전산시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 12개월 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

부  칙 (2022. 12. 27.)

(생  략)

제12조(중소형DR 통합입찰에 관한 경과조치) 제12장의 중소형DR 통합입찰과 관련된 개정사항은 전산시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 14개월 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

부 칙 (0000.00.00)

제2조(감축신뢰성시험에 관한 경과조치) 제12장,별표1,별표26의 감축신뢰성시험과 관련된 개정사항은 10차년도 거래기간(2023년12월1일~2024년11월30일)부터 적용한다.

·시스템 개발 지연에 따른 도입시기 연장

[별표1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
DRTFi,t	감축시험 및 감축재시험 지수 (DR Test Flag)		감축시험 및 감축재시험 여부 지수

[별표1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
DRTFi,t	감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수 (DR Test Flag)		감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 여부 지수

·감축신뢰성시험 추가

[별표26]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

(생  략)

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

(생  략)

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.

(생  략)

Ⅵ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 <번호변경 2021.1.1., 개정 2022.5.31.>

3. 수요반응자원의 발전기여도

(생  략)

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 <개정 2021.9.18.>

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

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

여기서,

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

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[시행일 : 2022. 9. 1. 이내 시행예정]

다. 수요반응자원의 실적감축시간 <개정 2020.7.8., 2021.9.18.>

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 자발적 수요감축에 따른 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다.

[eqn: 실적감축시간 _{i} =# sum _{d} ^{거래기간} [ {sum _{t} ^{d} ((DLR _{i,t} +SLR _{i,t} ) TIMES (1-DRTF _{i,t} ))`} over {ORC _{i,d}} `# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ``+` {sum _{t} ^{d} ((Min(Max(SR _{i,t} ,0),`SSR _{i,t} )` TIMES `DRTF _{i,t} )`} over {ORC _{i,d}} ]]

여기서,

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

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[

[별표26]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

(생  략)

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

(생  략)

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 감축재시험, 감축신뢰성시험의 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.

(생  략)

Ⅵ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 <번호변경 2021.1.1., 개정 2022.5.31.>

3. 수요반응자원의 발전기여도

(생  략)

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 <개정 2021.9.18.>

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

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

여기서,

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

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수

(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[시행일 : 2022. 9. 1. 이내 시행예정]

다. 수요반응자원의 실적감축시간 <개정 2020.7.8., 2021.9.18.>

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 자발적 수요감축에 따른 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다.

[eqn: 실적감축시간 _{i} =# sum _{d} ^{거래기간} [ {sum _{t} ^{d} ((DLR _{i,t} +SLR _{i,t} ) TIMES (1-DRTF _{i,t} ))`} over {ORC _{i,d}} `# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ``+` {sum _{t} ^{d} ((Min(Max(SR _{i,t} ,0),`SSR _{i,t} )` TIMES `DRTF _{i,t} )`} over {ORC _{i,d}} ]]

여기서,

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

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수

(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0)

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

·감축신뢰성시험 정산 추가

·최대감축가능시간 산정시 감축신뢰성시험 미반영 추가

·실적감축시간 산정시 감축신뢰성시험 미반영 추가

□ 주파수DR 계량기준 완화 및 시험규정 신설에 따른 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제12장  수요반응자원의 거래

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제1절  통칙

제12.1.1조(용어의 정의) 1 ~ 18 생략

19. “감축예상용량”이라 함은 주파수 수요반응자원별 등록신청 직전 1개월 09시~18시 사이의 1시간 단위 평균 사용전력량(kW)을 말한다. [신설 2020.11.01.]

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① ~ ③ 생략

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

1. 표준DR 중소형DR, 제주DR, 주파수DR
<개정 2022.5.31., 2022.12.27.>

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 전력거래기간
4월20일∼4월30일	5월31일	6월1일∼11월30일

2. 생략

3. 플러스DR [신설 2021.1.1.]

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 전력거래기간
2월15일~2월20일	2월28일 (윤년29일)	3월1일∼11월30일
4월20일~4월30일	5월31일	6월1일∼11월30일
8월15일~8월20일	8월31일	9월1일∼11월30일

⑤ 전력거래소는 “주파수 하락에 따른 수요반응자원의 거래”의 기준주파수 단계별 필요용량을 등록신청기간 전 별도로 공지하고, 수요관리사업자는 주파수DR 수요반응자원에 대하여 다음의 기준주파수 단계 중 하나를 선택하여야 하며 전력거래소는 각 단계별 주파수 수요반응자원 감축예상용량의 합이 필요용량을 초과하지 않도록 관리한다. [신설 2020.11.01.] <개정 2022.12.27.>

단계	기준주파수[Hz]
1단계	59.85
2단계	59.65

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 생략

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 플러스DR <개정 2021.1.1., 2021.12.28. 2022.5.31.>

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

2. 생략

3. 주파수DR <개정 2022.12.27.>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 20일 ∼ 10월 31일	12월 1일
하계	4월 20일 ∼ 4월 30일	6월 1일

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29., 2019.11.07.>

1~2 생략

3.「계량에 관한 법률」제14조에 따라 형식승인을 받은 전력량계가 사용되어야 하며, 전력거래소가 정하여 공고하는 요구기준(이하“전력거래소 요구기준”이라 한다)에 따라 설치 및 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. 다만, 주파수 수요반응자원에 등록하는 수요반응참여고객의 전력량계는 주파수연계 수요감축에 참여하는 부하의 사용전력량만 계량될 수 있도록 설치하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01.>

4~9 생략

10. [신설 2018.11.1.] <호번호 변경 2019.11.07.> <삭제 2019.12.13.>

제3절  등록시험 및 감축시험

제2관  감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) 생략

<신설>

제12장  수요반응자원의 거래

제1절  통칙

제12.1.1조(용어의 정의) 1 ~ 18 생략

19. “감축예상용량”이라 함은 주파수 수요반응자원별 등록신청 직전 1개월 09시~18시 사이의 1시간 단위 주파수연계 수요감축이 가능한 평균 사용전력량(kW)을 말한다. [신설 2020.11.01.] <개정 2023.0.0.>

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① ~ ③ 생략

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

1. 표준DR 중소형DR, 제주DR
<개정 2022.5.31., 2022.12.27., 2023.0.0.>

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 전력거래기간
4월20일∼4월30일	5월31일	6월1일∼11월30일

2. 생략

3. 플러스DR, 주파수DR [신설 2021.1.1.] <개정 2023.0.0.>

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 전력거래기간
2월15일~2월20일	2월28일 (윤년29일)	3월1일∼11월30일
4월20일~4월30일	5월31일	6월1일∼11월30일
8월15일~8월20일	8월31일	9월1일∼11월30일

⑤ 전력거래소는 “주파수 하락에 따른 수요반응자원의 거래”의 기준주파수 단계별 필요용량을 등록신청기간 전 별도로 공지하고 각 단계별 주파수 수요반응자원 감축예상용량의 합이 필요용량을 초과하지 않도록 관리하며, 수요관리사업자는 주파수DR 수요반응자원에 대하여 전력거래기간 중 기준주파수 단계를 변경할 수 없으며 다음 각 호의 사항 중 하나를 선택하여야 한다.[신설 2020.11.01.] <개정 2023.00.00.>

1. 기준주파수 단계

단계	기준주파수[Hz]
1단계	59.85
2단계	59.65

2. 계량 방식

방식	기준
개별부하	주파수연계 수요감축에 참여하는 개별부하를 단독 계량하는 주파수DR 수요반응참여고객으로만 구성된 수요반응자원
계량완화	개별부하 방식 외 주파수 수요반응자원

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 생략

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 플러스DR, 주파수DR <개정 2021.1.1., 2021.12.28. 2022.5.31., 2023.0.0.>

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

2. 생략

3. <개정 2022.12.27.> <삭제 2023.0.0.>

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29., 2019.11.07.>

1~2 생략

3.「계량에 관한 법률」제14조에 따라 형식승인을 받은 전력량계가 사용되어야 하며, 전력거래소가 정하여 공고하는 요구기준(이하“전력거래소 요구기준”이라 한다)에 따라 설치 및 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2023.0.0.>

4~9 생략

10. 주파수DR 수요반응참여고객은 수요반응자원을 변경할 수 없으며, 추가등록 수요반응참여고객은 신규 주파수DR 수요반응자원에 등록을 원칙으로 한다.[신설 2023.00.00.]

제3절  등록시험 및 감축시험

제2관  감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) 생략

제12.3.2.2조(주파수연계 감축시험) ① 전력거래소는 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 주파수DR을 대상으로 주파수연계 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. [신설 2023.0.0.]

1. 주파수연계 감축시험은 개별부하가 아닌 주파수DR 수요반응참여고객이 포함된 주파수DR을 대상으로 한다.

2. 주파수연계 감축시험은 제12.2.3조 제1항 제3호에 따른 주파수DR 전력거래 적용일로부터 1개월 이내에 전력거래소가 별도 통지하는 시험일 및 전력거래시간(09시~18시) 외 시행함을 원칙으로 한다.

3. 주파수연계 감축시험 및 감축재시험 이행률은 시험시간 10분 기준 주파수연계 감축량과 등록시 제출한 감축예상용량의 비율로, 감축재시험은 주파수연계 감축시험 이행률이 80%미만인 주파수DR에 대하여 해당 수요관리사업자가 감축시험일로부터 10일 이내(실근무일 기준) 요청 시 전력거래소가 별도 통지하는 시험일 및 전력거래시간(09시~18시) 외 시행함을 원칙으로 한다.

4. 단, 동조 동항 제2호 및 제3호에 따른 시험일시는 전력계통 여건에 따라 전력거래소가 시험시간을 연기 또는 면제할 수 있으며, 이는 수요자원 전력거래시스템에 사전에 공지한다.

5. 감축지속시간은 10분으로, 전력거래소는 자원별 시험일정을 수요관리사업자에게 사전 통보한다.

6. 구체적인 시험절차는 전력거래소가 정하여 공고하는 주파수연계 감축시험 가이드라인(이하 “주파수연계 감축시험 가이드라인”)에 따른다.

② 수요관리사업자는 동조 제1항에 따라 자체적으로 시험을 실시하며, 시험 종료 후 5일 이내(실근무일 기준)에 다음 자료를 전력거래소로 제출한다.

1. 시험 인증 양식

2. 시험기간 1초 단위 모의 주파수(Hz)

3. 시험기간 1초 단위 전력사용량(MW)

4. 시험기간 1초 단위 UFR 동작여부

5. 그 외 주파수연계 감축시험 가이드라인에 따른 요구자료

③ 주파수연계 감축시험 및 감축재시험에 대하여 별표 26에 따라 실적정산금을 정산하며, 감축횟수에 포함하지 않는다.

④ 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량데이터를 활용하여 감축시험일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 시험에 참여한 주파수 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여 수요관리사업자에게 평가 결과 및 조치사항을 통보하여야 한다.

⑤ 전력거래소는 동조 제1항에 따른 주파수연계 감축시험 이행률이 80% 이상 97% 미만인 주파수 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 감축예상용량에 주파수연계 감축시험 이행률을 곱한 값으로 감축예상용량을 조정하여야 한다.

⑥ 전력거래소는 동조 제1항에 따른 주파수연계 감축재시험 이행률이 80% 미만인 주파수 수요반응자원에 대하여 해당 거래기간의 감축예상용량을 0으로 조정하며 해당 수요관리사업자에게 주파수연계 설비 운전유지비용에 대한 정산금을 지급하지 않는다.

⑦ 동조 제6항 및 제7항에 따라 조정된 주파수 수요반응자원의 감축예상용량은 감축시험(또는 감축재시험)일의 10일 후(실근무일 기준)부터 적용한다.

·주파수DR 계량 간소화 자원을 포괄가능한 감축예상용량의 정의 구체화

·주파수 수요반응자원 추가등록 기회 확대

·주파수DR

수요반응자원

기준주파수

변경 제한

·기준주파수
단계 호 분리

·자원별
계량방식 선택

·주파수 수요반응참여고객 추가등록 기회 확대

·주파수연계

수요감축에

참여하는 부하를

포함한 계량기

설치 허용

·주파수DR

수요반응참여고객

등록 규칙 신설

·주파수연계

감축시험

조항 신설

·주파수연계

감축시험 대상자원

·주파수연계

감축시험 시행

·주파수연계

감축재시험

시행

·전력계통 상황에 따른 시험 연기·면제 가능

·감축지속시간

·세부사항은 별도 가이드라인 적용

·주파수연계

감축시험

제출서류 정의

·주파수연계

감축시험

실적정산금

·주파수연계

감축시험

계량 및 평가

<신설>

부  칙 (2023. 0. 0)

제2조(주파수DR 계량 기준 완화 및 시험규정 신설에 따른 규칙개정에 대한 경과조치) 제12.2.2조, 제12.2.3조, 제12.3.2.2조 및 별표26의 주파수DR과 관련된 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 8개월 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

·규칙적용일

별도 게시

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
<신설>

[별표 1] <개정 2023.0.0.>

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
FDRSLFi	주파수 수요반응자원의 개별부하 지수 (Frequency-linked DR Single Load Flag)		주파수 수요반응자원의 개별부하 지수
FDRTFi,t	주파수연계 감축시험 및 감축재시험 지수 (Frequency-linked DR Test Flag)		주파수연계 감축시험 및 감축재시험 지수
FRECi,t	주파수DR 감축예상용량 (Frequency-linked DR Reduced Expectation Capacity)	MW	제12.1.1조(용어의 정의) 참조
FTCFi	주파수연계 감축시험 보상계수 (Frequency-linked Test Compensation Factor)		주파수연계 감축시험 보상계수
FTPi,t	주파수연계 감축시험에 대한 거래시간별 정산금 (Frequency-linked Test Payment)	원	수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축시험에 대한 정산금

·[별표 26]

변경사항 반영

[별표 26]

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 ∙

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 <개정 2022.5.31.>

가. 주파수연계 감축량에 대한 정산 <개정 2022.12.27.>

주파수연계 감축량은 주파수 수요반응자원별 유효 전력거래시간에 대해 연간 기본정산금을 정산 기준시간 단위로 나눈 실적급 단가에 기준주파수 단계별 발령횟수 가중치와 주파수 수준별 계수를 곱한 값으로 정산한다.

FRPi,t = Max(FRi,t, 0) × (FDRBPy / BTSi) × WFFRi ×       FLFi × VTFt × 1,000

<중략>

여기서,

FRPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 주파수연계 감축량(MW-h)

<중략>

나. 주파수연계 설비 운전유지비용에 대한 정산

수요반응자원의 전력거래기간 주파수연계 감축량 정산금 합계가 0일 경우, 주파수DR 수요반응참여고객별 전력거래기간 최대 사용전력량을 더한 값에 대해 주파수DR 유효 전력거래시간에 대한 연간 기본정산금을 정산 기준시간 단위로 나눈 실적급 단가에 기준주파수 단계별 운전유지비용 보상계수를 곱하여 전력거래기간 마지막 거래일 마지막 거래시간대에 정산한다. <개정 2022.12.27.>

[eqn: sum _{t} ^{전력거래기간} FRP _{i,t} `=`0`이면,]

FMCi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{} MME _{i,c,t}] × (FDRBPy / BTSi) × FRTRi ×               MCFi × LTFi,t × 1,000

여기서,

FRPi,t	: 주파수 하락에 따른 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FMCi,t : 수요반응자원의 주파수연계 설비 운전유지비용(원)

MMEi,c,t : 수요반응참여고객의 전력거래기간 거래시간별 최대 사용전력량(MWh)

FDRBPy : 주파수DR의 전력거래기간 총 기본정산금 단가(원/kW)

BTSi : 정산 기준시간 단위(1hr)

FRTRi : 1시간 기준 대비 주파수DR의 최소 감축유지시간 비율

MCFi : 주파수연계 설비 기준주파수 단계별 운전유지비용 보상계수 (1단계 0.1, 2단계 0.2 적용) <개정 2022.12.27.>

LTFi,t : 주파수DR의 전력거래기간 마지막 거래시간 지수 (마지막 거래일 마지막 거래시간일 경우 1, 아니면 0)

<신설>

<중략>

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 [신설 2020.11.01.]

판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

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

여기서,

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

FRSSt(Frequency-linked Reduction Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금(원)

FRPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FMCi,t : 수요반응자원의 주파수연계 설비 운전유지비용(원)

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

TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

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

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

<중략>

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 [신설 2020.11.01.]

구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm FRSLS _{t} = sum _{i} ^{} (FRP _{i,t} +FMC _{i,t} ) TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

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

FRSLSt(Frequency-linked Reduction Settlement for Local Sales Company) : 구역전기업자의 거래시간에 대한 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금(원)

FRPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FMCi,t : 수요반응자원의 주파수연계 설비 운전유지비용(원)

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

TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

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

<중략>

[별표 26]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 <개정 2022.5.31.>

가. 주파수연계 감축량에 대한 정산 <개정 2022.12.27., 2023.0.0.>

주파수연계 감축량은 주파수 수요반응자원별 유효 전력거래시간에 대해 연간 기본정산금을 정산 기준시간 단위로 나눈 실적급 단가에 기준주파수 단계별 발령횟수 가중치와 주파수 수준별 계수를 곱한 값으로 정산한다.

FRPi,t = Max(FRi,t, 0) × (1 – FDRTFi,t) ×

(FDRBPy / BTSi) × WFFRi × FLFi × VTFt  × 1,000

<중략>

여기서,

FRPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 주파수연계 감축량(MW-h)

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

<중략>

나. 주파수연계 설비 운전유지비용에 대한 정산

수요반응자원의 전력거래기간 주파수연계 감축량 정산금 합계가 0일 경우 주파수 수요반응자원 계량 방식에 따라 구분하여 정산한다.

개별부하 방식은 주파수DR 수요반응참여고객별 전력거래기간 최대 사용전력량을 더한 값에 대해 주파수DR 유효 전력거래시간에 대한 연간 기본정산금을 정산 기준시간 단위로 나눈 실적급 단가에 기준주파수 단계별 운전유지비용 보상계수를 곱하여 전력거래기간 마지막 거래일 마지막 거래시간대에 정산한다.

계량완화 방식은 주파수DR 수요반응자원별 감축예상용량에 대해 주파수DR 유효 전력거래시간에 대한 연간 기본정산금 단가에 기준주파수 단계별 운전유지비용 보상계수를 곱하여 전력거래기간 마지막 거래일 마지막 거래시간대에 정산한다. <개정 2022.12.27., 2023.0.0.>

[eqn: sum _{t} ^{전력거래기간} FRP _{i,t} `=`0`이면,]

FMCi,t = [[eqn: sum _{c IN i} ^{} MME _{i,c,t}] × (FDRBPy / BTSi) × FDRSLFi             + FRECi,t × FDRBPy × (1 – FDRSLFi)] ×

FRTRi × MCFi × LTFi,t × 1,000

여기서,

FRPi,t	: 주파수 하락에 따른 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FMCi,t : 수요반응자원의 주파수연계 설비 운전유지비용(원)

MMEi,c,t : 수요반응참여고객의 전력거래기간 거래시간별 최대 사용전력량(MWh)

FDRBPy : 주파수DR의 전력거래기간 총 기본정산금 단가(원/kW)

BTSi : 정산 기준시간 단위(1hr)

FDRSLFi : 주파수DR의 개별부하 지수 (계량 방식 구분이 개별부하인 경우 1, 계량완화인 경우 0)

FRECi,c,t : 주파수DR의 전력거래기간 감축예상용량(MW)

FRTRi : 1시간 기준 대비 주파수DR의 최소 감축유지시간 비율

MCFi : 주파수연계 설비 기준주파수 단계별 운전유지비용 보상계수 (1단계 0.1, 2단계 0.2 적용) <개정 2022.12.27.>

LTFi,t : 주파수DR의 전력거래기간 마지막 거래시간 지수 (마지막 거래일 마지막 거래시간일 경우 1, 아니면 0)

다. 주파수연계 감축시험에 대한 정산 [신설 2023.0.0.]

주파수연계 감축시험에 참여한 주파수DR을 대상으로 주파수DR 유효 전력거래시간에 대한 연간 기본정산금을 정산 기준시간 단위로 나눈 실적급 단가에 기준주파수 단계별 주파수연계 감축시험 보상계수를 곱한 값으로 정산한다.

FTPi,t = Max(FRi,t, 0) × FDRTFi,t × (FDRBPy / BTSi) ×       FTCFi × 1,000

FRi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{}](FCLRi,c,t × DRPFi,c,t) ÷ 1,000

FCLRi,c,t = (FCBLi,c,t – FMEi,c,t) × FRTRi × IRRTi,t

여기서,

FTPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 수요감축시험에 대한 정산금액(원)

FRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 주파수연계 감축량(MW-h)

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

FDRBPy : 주파수DR의 전력거래기간 총 기본정산금 단가(원/kW)

BTSi : 정산 기준시간 단위(1hr)

FTCFi : 주파수연계 감축시험 보상계수 (0.1 적용)

FCBLi,c,t : 주파수 하락에 따른 주파수DR의 주파수연계 감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 예상 고객기준부하. 감축시작 직전 10분 사용전력량에 6을 곱하여 산정(kW-h)

FMEi,c,t : 주파수DR을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 예상 사용전력량. 감축시작 직후 10분 사용전력량에 6을 곱하여 산정(kW-h)

FRTRi : 1시간 기준 대비 주파수DR의 최소 감축유지시간 비율

IRRTi,t : 주파수DR의 거래시간별 감축시간 포함비율

<중략>

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 [신설 2020.11.01.]

판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm FRSS _{t} = sum _{i} ^{} (FRP _{i,t} +FMC _{i,t} +FTP _{i,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

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

FRSSt(Frequency-linked Reduction Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금(원)

FRPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FMCi,t : 수요반응자원의 주파수연계 설비 운전유지비용(원)

FTPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 수요감축시험에 대한 정산금액(원)

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

TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

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

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

<중략>

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 [신설 2020.11.01.]

구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm FRSLS _{t} = sum _{i} ^{} (FRP _{i,t} +FMC _{i,t} +FTP _{i,t} ) TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

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

FRSLSt(Frequency-linked Reduction Settlement for Local Sales Company) : 구역전기업자의 거래시간에 대한 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산금(원)

FRPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 감축량에 대한 정산금액(원)

FMCi,t : 수요반응자원의 주파수연계 설비 운전유지비용(원)

FTPi,t	: 수요반응자원의 거래시간별 주파수연계 수요감축시험에 대한 정산금액(원)

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

TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

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

<중략>

·주파수연계 감축시험(감축재시험) 지수 신설

·계량완화 자원에 대하여 주파수DR 감축예상용량에 대해 운전유지비 지급

·주파수연계

감축시험 및

감축재시험

정산 규정 신설

·주파수연계

감축시험

정산금 포함

·주파수연계

감축시험

정산금 포함

·주파수연계

감축시험

정산금 포함

·주파수연계

감축시험

정산금 포함

[별지 제101호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2016.12.30., 2020.11.01., 2021.1.1., 2022.5.31., 2022.12.27.>

수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
수요반응자원 종류		□ 표준DR □ 중소형DR □ 제주DR □ 국민DR □ 주파수DR □ 플러스DR
표준/중소형/제주DR만 해당	지역구분	□ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
	의무감축용량(kW)
국민DR만 해당	지역구분	□ 수도권/비수도권 □ 제주권
주파수DR만 해당	기준주파수 단계	□ 1단계 □ 2단계 □ 단계 무관
	감축예상용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제101호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2016.12.30., 2020.11.01., 2021.1.1., 2022.5.31., 2022.12.27., 2023.0.0.>

수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
수요반응자원 종류		□ 표준DR □ 중소형DR □ 제주DR □ 국민DR □ 주파수DR □ 플러스DR
표준/중소형/제주DR만 해당	지역구분	□ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
	의무감축용량(kW)
국민DR만 해당	지역구분	□ 수도권/비수도권 □ 제주권
주파수DR만 해당	기준주파수 단계	□ 1단계 □ 2단계 □ 단계 무관
	계량 방식	□ 개별부하 □ 계량완화
	감축예상용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·주파수DR 계량 방식 선택

□ 페어발전기 운영계획 기준 명확화를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정(안)	비고
[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 [붙임 8.3] 페어발전기 운영 계획 기준 □ 전력거래소는 계통안정 운영을 위해서 기력 페어발전기 급전정지 및 기동시 다음과 같은 사항을 고려할 수 있다. 가. 페어발전기 2대 모두 운전 중인 경우 우선 1대만 급전정지 나. 페어발전기 중 1대가 정비 또는 고장으로 정지 중이면 운전 중인 발전기는 급전정지에서 제외 다. 가, 나 항을 고려하여 급전정지 후에도 추가 기력 발전기 급전정지 필요시 가, 나 항을 고려하지 않고 연료비 순위에 따라 급전정지 하되 발전단지별 최소 운전 발전기 대수를 고려하여 급전정지 라. 가, 나 항의 기준을 적용받지 않는 단독발전기가 페어발전기로 인하여 급전정지 및 기동이 빈번해질수 있는 경우 별도고려 하여 운영 할 수 있다.	[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 [붙임 8.3] 페어발전기 운영 계획 기준 □ 전력거래소는 계통안정 운영을 위해서 기력 페어발전기 급전정지 및 기동시 다음과 같은 사항을 고려할 수 있다. 가. 페어발전기 2대 모두 운전 중인 경우 1대는 우선 급전정지 나. 페어발전기 중 1대가 정비 또는 고장으로 정지 중이면 운전 중인 발전기는 급전정지에서 제외 다. 가, 나 목을 고려하여 급전정지 후에도 추가 기력 발전기 급전정지 필요시 가, 나 목을 고려하지 않고 연료비 순위에 따라 급전정지 하되 발전단지별 최소 운전 발전기 대수를 고려하여 급전정지 라. 페어발전기 2대 모두 정지 중인 경우 1대는 우선 기동 마. 라 목을 고려하여 기동 후에도 추가 기력 발전기 기동 필요시 라 목을 고려하지 않고 연료비 순위에 따라 기동하되 발전단지별 운전여건을 고려하여 기동 바. 가, 나, 라 목의 기준을 적용받지 않는 단독발전기가 페어발전기로 인하여 급전정지 및 기동이 빈번해질수 있는 경우 별도 고려하여 운영 할 수 있다.	∘규정 기본내용과 세부내용 일치를 위한 내용 보강 ∘오탈자 정정 (항 → 목)