전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	전력시장 제도개선 제주 시범사업의 안정적 배전망 운영을 위한 규칙개정(안)	2025-정기1차 (2025.6.13)
2	분산에너지 특화지역 전력거래를 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업의 안정적 배전망 운영을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 따른 재생에너지 입찰제도 (‘24.6월부 시행) 관련 전력거래소는 배전사업자와 급전가능재생에너지자원의 하루전/당일/실시간발전계획량을 공유함

【 급전가능재생에너지자원의 정보공유 관련 시장운영규칙 발췌 】

제16.7.1조(급전가능재생에너지자원에 관한 계통운영)

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

2) 문제점

□ 분산에너지 활성화 특별법 제17조(배전망의 안정적 운영의무) 관련하여 전력거래소와 한전은 전력계통의 안정적 운영에 필요한 정보를 상호 공유하고 협조체계를 구축하여야 하나,

□ 현행 규칙에는 정보 공유 시점이 부재하여 배전망의 운영에 활용할 수 있는 정보 공유 시점을 명시하기 위한 규칙 개정 필요

분산에너지 활성화 특별법 제17조(배전망의 안정적 운영의무)

① 배전사업자는 배전망에 연계된사업지역 안에서 분산에너지사업으로 발전된 전력에 대한 출력예측, 감시, 평가 등을 통하여 전력계통을 안정적으로 운영하여야 한다.

⑤ 배전사업자는 전력계통의 안정적 운영에 필요한 정보를 전력거래소와 상호 공유하고 협조체계를 구축하여야 한다.

3) 개정방향

□ 배전사업자가 (배전망에 연결된) 급전가능재생에너지자원의 발전계획에 따른 배전망의 안정적 운영 가능 여부를 확인할 수 있도록 정보 공유 시점을 구체적으로 명시

나. 개정 내용

□ (정보공유 시점 명시) 전력거래소의 전체 급전가능재생에너지자원에 관한 배전사업자 정보공유 시점을 구체적으로 명시 ☞ 제16.7.1조

ㅇ 하루전발전계획량을 거래일 전일 18시까지 공유

ㅇ 당일발전계획량을 발전계획 수립 즉시 공유

ㅇ 실시간발전계획량을 거래시점 15분 전까지 공유

□ (전산 장애 관련 단서 조항) 전산 장애 등으로 인해 발전계획 통지 지연 시, 별표34에 따른 통지시점에 공유하는 것으로 명시

다. 개정 효과

□ 배전사업자는 안정적 배전망 운영 가능여부를 사전에 검토하는 한편, 분산에너지 활성화 특별법에 따른 배전망 관리 의무 준수 가능

□ 재생에너지 입찰제도 참여 자원의 발전계획 불확실성 최소화를 통한 참여 회원사의 급전지시 이행력 제고로 전력시장 제도개선 확대 기여

□ 분산에너지 특화지역 전력거래를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 분산에너지 활성화 특별법(이하 “분산에너지법”) 및 하위 법령 시행(‘24.6)으로 분산에너지 특화지역(이하 “분산특구”) 지정 중

ㅇ (내용) 분산에너지사업자가 분산특구 내에서 분산에너지 전력 직접거래 계약을 통해 전기사용자에게 전기를 공급하도록 함

【 분산특구 공급구역 예시 】

( T/L )

2) 필요성

□ (전력시장 거래) 분산에너지 사업자의 전력시장에서의 전력 거래를 위한 회원 등록 및 정산 등에 관한 규칙 마련 필요

□ (분산특구 내 거래) 분산특구 내 분산에너지 사업자와 전기사용자의 전력 직접거래 관련 부가정산금 및 수수료 부과를 위한 기준 등 필요

3) 개정방향

□ 전기사업자(발전사업자, 구역전기사업자, 직접구매자)의 전력시장·계통 운영 관련 사항을 분산에너지 특화지역 운영 특성에 맞춰 준용

나. 개정 내용

1) 주요 내용

< 주요 내용(요약) >

구 분			주요 개정(안)	준용 기준
용어	정의		분산에너지사업자, 분산에너지 특화지역, 중앙급전 분산특구발전기, 분산특구 전력 직접거래 등	-
등록	등록·변경		발전기 보유·전력거래(예정) 분산에너지사업자는 전력거래자 및 분산특구 전력 직접거래자로 일괄 등록	-
			중앙급전 분산특구발전기 중 열공급발전기는 중앙-비중앙 전환을 1년 단위로 변경 가능	구역전기
	거래유지기간		1년	구역전기
계통운영	비상시		예비력 부족 또는 비상시 중앙급전 분산특구발전기에 대한 급전지시	발전· 구역전기
	주파수조정		AGC·GF 운전 대상 제외	구역전기
	하향예비력 부족 시		분산에너지사업자 공급자원의 출력감소, 수요자원의 사용량 증가 지시	-
입찰· 발전계획	입찰		시간대별 발전가능 용량, 예상 수요, 공급소요시간 등	구역전기
	발전계획		최근 7일 전력거래량 평균값을 육지 비중앙 급전 대표 발전기의 가용능력에 반영	구역전기
전력거래	계량		계량설비 설치·시험·봉인, 계량데이터 처리 의무 부여, 전력거래소↔송·배전사업자 전기사용자 사용량 공유 등	-
	전력량 정산		전력거래량(발전량-전기사용자 사용량) × SMP × TLF* * 단, TLF 적용방식은 구역전기 발전기와 상이함	구역전기
		차등 정산	단, 연간 발전량의 30% 초과 시 구간별 전력량정산금 차등 지급 ①월 단위 전력량정산금 차감→보증금 계좌 입금, ②연간 기준 차등 금액 대비 초과분은 해당 분산에너지사업자에게 지급, ③그 외 차등금액(이자 포함)은 전력거래소의 분산특구 운영에 활용	구역전기
	용량 정산		(대상) 20MW 초과 용량 입찰하는 중앙급전 분산특구발전기 (정산금) 공급가능용량 × 용량가격 및 계수(RCP×RCF×TCF×PCF)	구역전기
	부가 정산금		직접구매자 적용 부가정산금 단가 × 분산특구 전기사용자 공급 전력량	직접구매
	거래수수료		• 전력시장 거래분에 대한 전력거래 수수료 : [초과전력 거래량 × 전력거래 수수료단가] • 분산특구 전력 직접거래 부가정산금 산정 등에 따른 수수료 : [전력 직접 거래량 × 전력거래 수수료단가]	-

2) 세부 내용

□ 용어 정의 및 사업자 등록 신설

ㅇ (용어 정의) 사업의 주체분산에너지사업자, 장소분산에너지 특화지역 및 입찰 발전기중앙급전 분산특구발전기에 관한 정의 ☞ 제1.1.2조

ㅇ (등록 의무) 전력시장 전력거래자, 분산특구 내 전기사용자와의 전력 직접거래자 분류, 등록 의무 부여 및 등록 기준 마련
☞ 제1.2.1조, 제1.2.4조

- (전력거래자) 분산특구 내 전기사용자에게 전력을 공급하고, 남는 전력을 전력시장에서 거래하고자 하는 자

- (분산특구 전력 직접거래자) 분산특구 내 전력 직접거래를 목적으로 발전기를 설치·보유하는 자 혹은 他 분산에너지사업자가 생산한 전기로 직접 거래하는 자

- (발전기 등록) 분산에너지사업자의 발전기 등록·변경(중앙/비중앙) 기준

□ 전력계통 운영 및 발전 입찰

ㅇ (전력계통 운영) 예비력 수준에 따른 조치 사항, 전력설비 신·증설 및 운영 관련 정보제공, 발전계획 수립 등의 대상에 분산에너지사업자 포함
☞ 제5.1.4조, 제5.1.9조, 제5.8.4조, 제5.8.5조, 제5.9.1조, 제5.9.7조, [별표 3/11/12/21]

- (급전 운영) 분산에너지사업자의 유효전력 조정 참여, 예비력 부족 또는 비상시 중앙급전 분산특구발전기의 입찰량 전량 급전지시 등

- (정보제공) 전력 설비 신·증설 및 정지 시 자료 및 정보제공

- (발전기 병렬운전) 병렬운전 대상 및 공급 방안 업무 절차에 분산에너지사업자 포함

- (하향예비력) 하향예비력 부족 시 조치 대상에 분산에너지사업자 반영

- (주파수 조정량) 자동발전제어(AGC) 및 주파수 추종 운전(G/F) 대상에서 중앙급전 분산특구발전기 제외*

* (사유) 분산특구 내 전력공급 후 남는 20MW 초과 용량은 운영예비력 부족 시 또는 용량시험 시 추가 발전하는 것으로 AGC나 GF 운전 대상이 아님

ㅇ (발전 입찰) 중앙급전 분산특구발전기의 입찰 방법·내용
☞ 제20장 제3절, [별표 4], [별지 제111-1호 서식]

- (입찰 방법) 미 입찰 시 통지 방법 및 변경 입찰 가능 조건

- (입찰서 내용) 시간대별 발전가능용량, 시간대별 분산특구 예상 전력수요, 공급소요시간 등

ㅇ (발전계획) 중앙급전 분산특구발전기의 발전계획 반영 방법 ☞ [별표 9]

- (자료처리) 최근 7일 전력거래량 평균값을 육지 비중앙 급전 대표 발전기의 가용능력에 반영

□ 분산특구 전력 거래

ㅇ (전력량계 설치ㆍ운영) 계량 설비의 설치·시험·봉인, 계량데이터 처리 등의 대상에 분산에너지사업자 반영 ☞ 제20장 제6절, [별표 7]

- 계량 설비 시험계획 제출, 시험 경비 부담 주체 등에 분산에너지사업자 반영

ㅇ (정보 제공) 분산특구 발전기의 초과·부족 전력량 산정을 위한 정보 제공 ☞ 제20장 제9절

- (전력거래소) 분산특구 발전기 전력량을 송·배전사업자에게 제공 (익월 5일)

- (송·배전사업자) 전기사용자의 시간대별 전기 사용량은 실시간으로, 초과·부족 전력량 자료를 전력거래소에 제공 (익월 10일까지)

【 분산특구 전력거래 관련 정보 제공 절차 】

전력거래 당월(M)		익월(M+1) D+1		익월(M+1) D+3
전기사용자 ► 송·배전사업자		송·배전사업자		송·배전사업자
전기사용자 사용량 수신		전기사용자 전력량계 정기 검침		전기사용자 데이터 검증

	익월(M+1) D+5		익월(M+1) D+7		익월(M+1) D+10
	전력거래소 ► 송·배전사업자		송·배전사업자		송·배전사업자 ► 전력거래소
	분산e 발전기 계량값 송부		분산e발전기 초과발전량 산정		분산e발전기 초과발전량 통보

ㅇ (계좌·인출권한) 분산에너지사업자의 전력거래 및 부가정산금 정산 등을 위한 계좌 등록 및 인출 권한 ☞ 제4.3.6조

ㅇ (정산·결제) 분산에너지사업자의 정산, 조정·이의·재정 신청 및 청구 사항 ☞ 제20장 제7절, [별표 1/2/8]

- 분산에너지사업자 발전기의 초과 전력량(판매량)을 고려하여 정산

- 1~4차 전력거래 대금을 4차에 총괄하여 월 1회 지급함

- (전력량 정산) (발전량-전기사용자 사용량) × MIN(SMP, EPC) × TLF

- (차등 정산) 분산특구 外 대규모 외부거래(연간 발전량의 30% 초과)를 방지하기 위해 30% 초과 구간별 전력량정산금 차등* 적용

【 외부 거래량(초과전력량)에 따른 차등 금액 정산 방식】

1) 차등 금액은 월 단위로 전력량정산금에서 차감하여 보증금 계좌에 입금하고, 연간 기준 차등 금액과의 차이 분을 정산함

2) 연간 기준 차등 금액 대비 초과분은 해당 분산에너지사업자에게 지급하며, 보증 기간에 발생하는 이자는 지급하지 않음

3) 그 외 차등 금액(이자 포함)은 전력거래소의 분산특구 운영, 관련 시스템 개발 및 유지 보수 등에 활용함

【 외부 거래량(초과전력량)에 따른 차등 금액 적용 기준 】

총발전량 대비 초과 전력량 비율	구간별 차등 금액 적용 기준 (전력량정산금 대비)
30% 초과 ~ 65% 이하 구간	15% 차감
65% 초과 ~100% 이하 구간	25% 차감

- (용량 정산금) 공급가능용량 × 용량가격 및 계수(RCP × RCF × TCF × PCF)

• (정산 대상) 20MW 초과 용량을 입찰한 중앙급전 분산특구발전기

• (차감 적용) 입찰한 공급가능용량이 실제 가능용량 대비 허용오차를 초과하는 경우 초과 입찰량의 최대 2배에 해당하는 금액을 차감 정산

- (부가정산금) 전력 직접거래 부가정산금 단가* × 분산특구 전기사용자 공급 전력량

* 비용평가위원회에서 정하는 직접구매자 적용 부가정산금 단가

ㅇ (손실계수) 분산에너지사업자의 발전기 적용 손실계수(송전/용량) 기준 ☞ 제2.5.1조 제6항, 제2.5.3조, 제2.5.4조

- 중앙급전 분산특구발전기는 해당 발전기의 송전손실계수(TLF)를 산정·적용하되, 기타 분산에너지사업자 발전기의 송전손실계수는 1 적용

• 다만, 동적손실계수가 산출되지 않는 경우 전기적·지리적으로 인접한 중앙급전발전기의 송전손실계수 적용

ㅇ (등록 및 말소) 전력 거래를 위한 사업 · 설비의 등록 및 말소에 관한 사항  ☞ 제20장 제2절, [별지 제78-2호 서식]

ㅇ (발전 입찰) 입찰서의 내용, 입찰자료 미제출 시 처리 방식
☞ 제20장 제3절, [별지 제111-1호 서식]

ㅇ (전력거래 관리) 전력거래 요건, 신청, 승인, 거래유지기간(1년), 부가정산금 및 수수료 등에 관한 사항 ☞ 제20장 제4절

ㅇ (보증금 등) 전력량정산금 차등금액, 수수료 및 부가정산금 적용을 위한 재정보증 금액 산정 및 연체이자 산정 등에 관한 사항
☞ 제4.2.2.3조, 제4.2.4.3조, 제20장 제5절

- 재정보증 금액  =  (부가정산금 단가 + 수수료 단가) × 전력 직접거래량(2개월) + (수수료 단가 × 초과전력량(2개월)) ± 차등 금액(매월)

- 연체이자 = 채무불이행 금액 × 연체 발생 시점의 금융기관 대출평균금리 × 연체 기간/365일

ㅇ (계량) 계량 설비의 손실 보정, 취득, 시험 및 봉인 등에 관한 사항  ☞ 제20장 제6절, [별표 7]

- 분산에너지사업자가 계량데이터를 전송하지 못한 경우에는 전력 거래가 정상적으로 이루어진 최근 10일의 평균 거래량으로 계량데이터를 산정

- 전력거래소의 계량시스템 저장 데이터와 분산에너지사업자의 전력량계에 저장된 데이터 불일치 시 전력량계 저장 데이터의 우선 적용

ㅇ (기타 사항) 분산에너지사업자 제공 자료, 비상시 전력시장운영 절차 등  ☞ 제20장 제9절, [별표 24]

- 분산에너지사업자가 제공할 자료* 및 실시간 자료 취득 설비 기준** 제시

* 공급 자원별 [별지 제82호 서식] 기술자료 또는 [별지 제112∼115호 서식] 특성 자료

** 20MW 초과 200MW 미만 : 실시간 자료취득 설비(자료연계용단말장치, 통신선로 등), 200MW 이상 : 실시간 자료취득 설비 및 현장 제어 설비(발전기 원격 제어 등)

다. 개정 효과

□ 분산에너지 특화지역 추진 전략 유형*별 전력 거래를 위한 기반 마련

* 전력수요 유치형, 공급자원 유치형, 신산업 활성화형

□ 지역단위 전력공급과 수요를 일치시켜 송전망 건설 회피 및 전력계통 안정성을 향상하고, 다양한 사업모델을 활성화하는 분산특구 시행

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업의 안정적 배전망 운영을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙

제7절 급전가능재생에너지자원의 전력계통 운영

제16.7.1조(급전가능재생에너지자원에 관한 계통운영)

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

<신 설>

제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙

제7절 급전가능재생에너지자원의 전력계통 운영

제16.7.1조(급전가능재생에너지자원에 관한 계통운영)

③ 전력거래소는 배전망의 안정적 운영에 관한 정보를 배전사업자와 공유한다.

1. 제16.4.2조의 급전가능재생에너지자원의 하루전발전계획량

2. 제16.4.4조의 급전가능재생에너지자원의 당일발전계획량

3. 제16.4.6조의 급전가능재생에너지자원의 실시간발전계획량

④ 제3항의 공유정보 및 시점은 다음 각호와 같다.

1. 전체 급전가능재생에너지자원의 하루전발전계획량 : 거래일 전일 18시까지

2. 전체 급전가능재생에너지자원의 당일발전계획량
: 발전계획 수립 즉시

3. 전체 급전가능재생에너지자원의 실시간발전계획량 : 거래시점 15분전까지

⑤ 전력거래소는 제4항에도 불구하고 전산 장애 등으로 인해 발전계획 통지가 지연되는 경우, 별표34 7.7.2.1 부터 7.7.2.6에 따른 발전계획 통지 시점에 공유한다.

· 정보 공유 원칙 명시

· 정보공유 및 시점 명시

· 전산 장애 등으로 인한 단서조항 반영

※ 참고규정

7.7.2.1(...)거래일 전일 24시까지

7.7.2.3(...) 별도 통지시점까지

7.7.2.4(...) 거래일 익일 24시까지

7.7.2.5(...) 별도 통지시점까지

□ 분산에너지 특화지역 전력거래를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제1장  총칙

제1절  통칙

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

56. “시운전발전기”라 함은 법 제63조의 규정에 따른 사용전검사를 받지 않은 발전기로서 제20.4조에 따른 상업운전개시 신고를 하지 않은 중앙급전발전기를 말한다.

< 신 설 >

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.1조(등록의무) ① 전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래자”라 한다)와 직접전력거래를 하고자 하는 자(이하 “직접전력거래자”라 한다)는 다음 각 호 및 각 목의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다.

1. 전력거래자

가. 판매사업자

나. 발전사업자

다. 구역전기사업자

라. 자가용전기설비설치자

마. 직접구매자

바. 수요관리사업자

사. 중개사업자

<신 설>

2. 직접전력거래자

가. 재생에너지전기공급사업자

나. 발전사업자(직접전력거래를 목적으로 발전기를 설치한 자)

다. 재생에너지전기저장판매사업자

< 신 설 >

② 전력거래자 및 직접전력거래자가 제1항 각 호 및 각 목에 대해 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다.

(이하 생략)

제1.2.4조(발전기의 등록기준) (중 략) ② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다.

1. 발전기 기동정지, 출력증가/감소 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 발전기

(중략)

6. 집합전력자원

< 신 설 >

(중략)

< 신 설 >

제1장  총칙

제1절  통칙

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

56. “시운전발전기”라 함은 법 제63조의 규정에 따른 사용전검사를 받지 않은 발전기로서 제21.4조에 따른 상업운전개시 신고를 하지 않은 중앙급전발전기를 말한다.

155. “분산에너지사업자”란 분산에너지사업을 영위하는 자로서 분산에너지 활성화 특별법(이하 “분산에너지법”이라 한다.) 제8조에 따라 분산에너지사업의 등록을 한 자 또는 동법 제8조제1항 각호 외의 부분 단서에 따라 분산에너지사업의 등록을 한 것으로 보는 자를 말한다.

156. “분산에너지 특화지역”(이하 “분산특구”라 한다.)이란 분산에너지법 제36조에 따라 지정·고시된 지역을 말한다. 다만, 구역전기 공급구역의 일부가 분산특구에 포함되는 경우에는 해당 구역전기 공급구역 전체를 포함한다.

157. “중앙급전 분산특구발전기”란 분산특구 내 전기사용자에게 공급하고 남는 20MW 초과 공급가능용량을 입찰하고자 하는 분산에너지사업자의 발전기를 말한다.

158. “분산특구 전력 직접거래”란 분산에너지법 제43조 제1항에 따라 분산에너지사업자가 전력시장을 거치지 아니하고 직접 전기사용자에게 전기를 공급하기 위해 전기사용자와 체결한 전력거래 형태를 말한다.

제2절  전력거래자, 직접전력거래자, 분산에너지사업자 및 발전기 등록

제1.2.1조(등록의무) ① 전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래자”라 한다), 직접전력거래를 하고자 하는 자(이하 “직접전력거래자”라 한다) 및 분산특구 내 전기사용자와 전력 직접거래를 하고자 하는 자(이하 “분산특구 전력 직접거래자”라 한다)는 다음 각 호 및 각 목의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다.

1. 전력거래자

가. 판매사업자

나. 발전사업자

다. 구역전기사업자

라. 자가용전기설비설치자

마. 직접구매자

바. 수요관리사업자

사. 중개사업자

아. 분산에너지사업자

2. 직접전력거래자

가. 재생에너지전기공급사업자

나. 발전사업자(직접전력거래를 목적으로 발전기를 설치한 자)

다. 재생에너지전기저장판매사업자

3. 분산특구 전력 직접거래자

가. 분산에너지사업자

나. 발전사업자 (분산특구내 전력 직접거래를 목적으로 발전기를 설치한 자)

② 전력거래자, 직접전력거래자 및 분산특구 전력 직접거래자가 제1항 각 호 및 각 목에 대해 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다. 발전기를 보유하거나 설치 예정인 분산에너지사업자가 전력거래자로서 전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 경우에는 제1항 제1호 나목과 아목에 대하여 각각 등록하여야 한다.

(이하 생략)

제1.2.4조(발전기의 등록기준) (중 략) ② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다.

1. 발전기 기동정지, 출력증가/감소 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 발전기

(중략)

6. 집합전력자원

7. 분산에너지사업자의 발전기(중앙급전분산특구발전기 제외)

(중략)

⑥ 분산에너지사업자의 열공급 발전기는 분산특구 내 열‧전기수요 및 설비특성을 고려하여 중앙급전발전기와 비중앙급전발전기 등록을 1년 단위로 변경할 수 있다.

1. 발전기 등록 변경 시 이전 등록일이 포함된 해당 월로부터 1년이 경과한 익월부터 적용

2. 변경하고자 하는 사업자는 변경 시점으로부터 3개월 전까지 신청

3. 비중앙급전발전기에서 중앙급전발전기로 변경 시 중앙급전발전기 등록 요건 충족 필요

·기존 장 번호 변경 사항 반영

·분산에너지사업자 정의 신설

·분산에너지 특화지역 정의 신설

·중앙급전 분산특구발전기 정의 신설

·분산특구 전력 직접거래 정의 신설

·분산에너지사업자
추가

·분산특구 전력 직접거래자 신설

·전력시장 전력거래자에 분산에너지사업자 추가

·분산특구 전력 직접거래자 신설

·분산에너지사업자의 전력거래자 등록 시 설명 조항 추가

·비중앙급전발전기 등록 대상 추가

·분산에너지사업자열공급발전기의 등록 변경 기준 신설

제2장  가격결정

제4절  가격결정

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)  (중략)
⑥ 제4항의 공급용량계수 산정에 필요한 용량은 다음의 각호에 따라 산출하며, 비용위원회의 검토와 조정을 거쳐야 한다.

1. 구역전기발전기 및 중앙급전전기저장장치를 제외한 중앙급전발전기의 용량은 법 제61조에 의한 인가용량에서 직전 3년간 평균 소내전력률을 인가용량에 곱하여 산정한 소내소비전력을 차감하여 적용한다.

(중략)

4. 중앙급전 구역전기발전기의 용량은 직전 최대부하 시현시점의 실제 구역수요 초과 공급가능용량을 적용하여 산정한다.

제2.5.1조(송전손실계수의 산정) (중략)

⑥ <신설>

제2.5.2조(동적손실계수 산정) ① 실시간 급전계획을 위한 동적손실계수(DTLFi)는 실시간 계통상태를 반영하여 계통운영시스템의 상태추정(이하 “상태추정”이라 한다) 주기마다 산정한다.

② 제1항의 동적손실계수는 실시간급전계획 수립을 위한 계통운영시스템의 계통해석과정에 의해 산정한다.

제2.5.3조(정적손실계수의 산정) (중략)

⑤ <신설>

제2장  가격결정

제4절  가격결정

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)  (중략)
⑥ 제4항의 공급용량계수 산정에 필요한 용량은 다음의 각호에 따라 산출하며, 비용위원회의 검토와 조정을 거쳐야 한다.

1. 구역전기발전기, 중앙급전 분산특구발전기 및 중앙급전전기저장장치를 제외한 중앙급전발전기의 용량은 법 제61조에 의한 인가용량에서 직전 3년간 평균 소내전력률을 인가용량에 곱하여 산정한 소내소비전력을 차감하여 적용한다.

(중략)

4. 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 용량은 직전 최대부하 시현시점의 실제 구역수요 초과 공급가능용량을 적용하여 산정한다.

제2.5.1조(송전손실계수의 산정) (중략)

⑥ 분산에너지사업자 발전기의 송전손실계수는 1.0으로 한다. 다만, 분산에너지사업자의 설비용량 20MW 초과 열공급 발전기(중앙급전 분산특구발전기 포함)는 제2.5.2조부터 제2.5.3조의 규정에 따라 산정한다.

제2.5.2조(동적손실계수 산정) ① 실시간 급전계획을 위한 동적손실계수(DTLFi)는 실시간 계통상태를 반영하여 계통운영시스템의 상태추정(이하 “상태추정”이라 한다) 주기마다 산정한다.

② 제1항의 동적손실계수는 실시간급전계획 수립을 위한 계통운영시스템의 계통해석과정에 의해 산정한다.

제2.5.3조(정적손실계수의 산정) (중략)

⑤ 신규 사업 등록 또는 발전 실적이 없어 제2.5.2조의 동적손실계수가 산정되지 않는 분산에너지사업자의 설비용량 20MW 초과 열공급 발전기(중앙급전 분산특구발전기 포함)의 정적손실계수는 전기적·지리적으로 가장 인접한 중앙급전발전기의 정적손실계수를 적용한다.

제2.5.4조(용량손실계수의 산정) (중략)

③ 제2.5.3조 제5항에 해당하는 분산에너지사업자의 용량손실계수(CTLF)는 전기적·지리적으로 가장 인접한 중앙급전발전기의 용량손실계수를 적용한다.

·공급용량계수 산정 기준에 중앙급전분산특구발전기 반영

·분산에너지사업자의 20MW 초과 열공급 발전기의 손실계수, 용량손실계수 산정 기준 추가

제4장	계량과 정산 및 결제

제2절  정 산

제2관	판매사업자에 대한 정산

제4.2.2.3조(부가정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액과 [별표2] 정산규정에 따라 산정한 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자(비계통연계 직접전력거래로 공급하는 경우 제외)에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제4관	구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산

제4.2.4.3조(부가정산금에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액과 [별표2] 정산규정에 따라 산정한 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자(비계통연계 직접전력거래로 공급하는 경우 제외)에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제5관	정산 명세서

제4.2.5.5조의 2(정산정정통지) (중략)

⑤ 전력거래소는 제20.10조 제1항 제1호에 해당하는 발전기가 별표23 제7.1조에 해당하는 경우, 해당 발전기에 대해 정산을 정정하고 그 결과를 해당 거래당사자에게 통지하여야 하며, 그 밖의 절차는 제4.2.5.5조의 2 제2항 내지 제4항을 준용한다.

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

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. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌

5. 채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌

6. 직접전력거래 부가정산금 정산계좌

7. <신설>

(이하 생략)

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
전력거래소 외국환 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
시장참여자 외국환 정산계좌	별도로 합의된 시장 참여자별 각1개	전력거래소 및 별도로 합의된 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	재생에너지 전기공급사업자별 각1개	전력거래소(재생에너지전기공급사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 재생에너지전기공급사업자
<신설>
수소발전입찰시장 차액계약정산계좌	1개	전력거래소

③ 제1항의 제2호에 해당하는 계좌를 시장참여자별 각1개로 한다는 제2항의 규정에도 불구하고, 다음 각호 모두에 해당될 경우 복수의 정산계좌를 지정할 수 있다.

1. 복수의 발전기를 보유한 발전사업자가 별표 8의 7.11.6에 따라 전력거래 대금채권을 제3자에게 채권양도한 경우

2. 개별 발전기의 채권양수인이 다른 경우

⑥ 제1.2.3조에 따른 판매사업자, 발전사업자, 구역전기사업자, 직접구매자, 중개사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 경우 정산계좌 변경은 별표8의 7.11의 규정을 따른다.

제4장	계량과 정산 및 결제

제2절  정 산

제2관	판매사업자에 대한 정산

제4.2.2.3조(부가정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액과 [별표2] 정산규정에 따라 산정한 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자(비계통연계 직접전력거래로 공급하는 경우 제외)에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액 및 분산에너지사업자에 대한 시간대별 전력 직접거래 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제4관	구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산

제4.2.4.3조(부가정산금에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액과 [별표2] 정산규정에 따라 산정한 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자(비계통연계 직접전력거래로 공급하는 경우 제외)에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액 및 분산에너지사업자에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제5관	정산 명세서

제4.2.5.5조의 2(정산정정통지) (중략)

⑤ 전력거래소는 제21.10조 제1항 제1호에 해당하는 발전기가 별표23 제7.1조에 해당하는 경우, 해당 발전기에 대해 정산을 정정하고 그 결과를 해당 거래당사자에게 통지하여야 하며, 그 밖의 절차는 제4.2.5.5조의 2 제2항 내지 제4항을 준용한다.

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

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. 직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자
보증금계좌

5. 채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌

6. 직접전력거래 부가정산금 정산계좌

7. 분산에너지사업자에 대한 전력 직접거래 부가정산금 정산계좌

(이하 생략)

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
전력거래소 외국환 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
시장참여자 외국환 정산계좌	별도로 합의된 시장 참여자별 각1개	전력거래소 및 별도로 합의된 시장참여자
전력거래소 수수료계좌	1개	전력거래소
직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요
채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌	1개	전력거래소
직접전력거래 정산계좌	재생에너지 전기공급사업자 또는 재생에너지전기저장판매사업자별 각 1개	전력거래소(재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 재생에너지전기공급사업자 또는 재생에너지전기저장판매사업자
전력 직접거래 정산계좌	분산에너지사업자별 각 1개	전력거래소(분산에너지사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 분산에너지사업자
수소발전입찰시장 차액계약정산계좌	1개	전력거래소

③ 제1항의 제2호에 해당하는 계좌를 시장참여자별 각1개로 한다는 제2항의 규정에도 불구하고, 다음 각호 모두에 해당될 경우 복수의 정산계좌를 지정할 수 있다.

1. 복수의 발전기를 보유한 발전사업자 및 분산에너지사업자가 별표 8의 7.11.6에 따라 전력거래 대금채권을 제3자에게 채권양도한 경우

2. 개별 발전기의 채권양수인이 다른 경우

⑥ 제1.2.3조에 따른 판매사업자, 발전사업자, 구역전기사업자, 직접구매자, 중개사업자, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 경우 정산계좌 변경은 별표8의 7.11의 규정을 따른다.

·판매사업자의 부가정산금 산정 대상에 서 분산에너지사업자의 부가정산금 제외

·구역전기사업자 부가정산금 산정 대상에 서 분산에너지사업자의 부가정산금 제외

·기존 장 번호 변경 사항 반영

·보증금 계좌 대상에 분산에너지사업자 반영

·부가정산금정산계좌 대상에 분산에너지사업자 전력 직접거래 반영

·복수의 정산계좌 보유 대상에 분산에너지사업자 반영

·정산계좌 변경 규정에 분산에너지사업자 반영

제5장	전력계통 운영

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자, 자가용전기설비설치자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다.

② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자, 자가용전기설비설치자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.

③ 전기사업자, 자가용전기설비설치자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.

<예비력, 경보 수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ<삭제 2025.2.11.> ㅇ계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보 ㅇ발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악 ㅇ운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동(중앙급전발전기) ㅇ모든 중앙급전 구역전기 발전기 입찰 공급가능용량 전량 급전지시 ㅇ비중앙급전발전기, 비중앙급전 구역전기사업자 등 가동 준비·지시 ㅇ전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%) ㅇ<삭제 2021.9.18.> ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령	공급예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영예비력

제5.1.9조(하향예비력 저하 또는 저하예상시 조치) ① 전력거래소는 계통신뢰도 유지를 위해 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “주의단계”에 이르거나 이를 것이 예상되는 경우에는 전기사업자, 소규모전력중개사업자, 자가용전기설비설치자, 직접구매자, 수요관리사업자 등에게 조치사항을 통보하여야 한다. 이때 전력거래소는 조치사항을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 각 호의 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

제8절	전력계통 안정운영 및 자료제공

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공) (중 략)

⑦ 비중앙급전발전기를 운영하는 전기사업자 및 자가용전기설비설치자는 전력거래소가 전력계통의 신뢰도 확보를 위해 별도 요청할 경우에는 발전기 정지, 운영계획, 추가 공급가능량 및 특성자료 등을 제공하여야 한다.

제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① 전기사업자 및 직접구매자는 전력설비의 신․증설시에는 계통가압 또는 계통연결 예정일 6개월 전에 시험 및 가압일정과 제5.8.4조에서 정한 제출자료 중 변경사항을 전력거래소에 서면으로 통지하여야 한다.

(중 략)

⑤ 전기판매사업자는 154kV 이상 전기사용자가 전력계통과 연계할 경우 계통의 안정 운영을 위하여 계통운영에 관한 제반사항을 전력거래소와 협의하여야 하며, 세부사항은 별표 21에 따른다.

⑥ 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)는 계통안정화장치를 구비하여야 한다.

(이하 생략)

⑩ 전기사업자 및 전력시장에 참여하는 자가용설비설치자(이하 ‘전기사업자 등’이라고 한다)는 정격용량 20MVA를 초과하는 발전기(동기조상기 포함) 및 이와 결합․연결된 원동기, 여자기, 조속기, 계통안정화장치 등(이하 ‘발전기 등’이라 한다)이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 별표 31에 따라 별지 서식 제82호 내지 제85호의 발전기 등 특성자료를 도출하여 전력거래소에 제출하여야 한다.

(이하 생략)

제9절	발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정

제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) ① 발전사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 및 전기저장장치의 정지계획을 수립하여 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정비계획은 공문을 통해 전력거래소에 제출하여야 하며, 제출대상 발전기는 다음과 같다.

(이하 생략)

제5.9.7조(전력수급전망) ① 전력거래소는 전력수급의 안정성 유지, 발전사업자의 발전기정지계획수립 및 연료수급계획수립을 지원하기 위하여 전력수요, 발전설비 신․증설 및 폐지, 발전기 정지계획 등을 고려하여 전력수급을 전망하고 관련 자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자, 자가용전기설비를 설치한 자, 수요관리사업자 및 중개사업자에게 통지하여야 한다.

(중략)

③ 전력거래소는 전력수급전망 결과, 수급균형 유지가 어려울 것으로 예상되는 경우에는 발전기 정지계획 조정 및 구역수요를 초과하는 중앙급전 구역전기 발전기 가용능력파악(월간, 주간 수급검토 시) 등 제반조치를 취하여야 하며, 전기사업자는 이에 적극 협조하여야 한다.

제5장	전력계통 운영

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 분산에너지사업자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다.

② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 분산에너지사업자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.

③ 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 분산에너지사업자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.

<예비력, 경보 수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ<삭제 2025.2.11.> ㅇ계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보 ㅇ발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악 ㅇ운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동(중앙급전발전기) ㅇ모든 중앙급전 구역전기 발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 입찰 공급가능용량 전량 급전지시 ㅇ비중앙급전발전기, 비중앙급전 구역전기사업자 등 가동 준비·지시 ㅇ전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%) ㅇ<삭제 2021.9.18.> ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령	공급예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영예비력

제5.1.9조(하향예비력 저하 또는 저하예상시 조치) ① 전력거래소는 계통신뢰도 유지를 위해 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “주의단계”에 이르거나 이를 것이 예상되는 경우에는 전기사업자, 소규모전력중개사업자, 자가용전기설비설치자, 직접구매자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 등에게 조치사항을 통보하여야 한다. 이때 전력거래소는 조치사항을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 각 호의 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

제8절	전력계통 안정운영 및 자료제공

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공) (중 략)

⑦ 비중앙급전발전기를 운영하는 전기사업자, 분산에너지사업자 및 자가용전기설비설치자는 전력거래소가 전력계통의 신뢰도 확보를 위해 별도 요청할 경우에는 발전기 정지, 운영계획, 추가 공급가능량 및 특성자료 등을 제공하여야 한다.

제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① 전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 전력설비의 신․증설시에는 계통가압 또는 계통연결 예정일 6개월 전에 시험 및 가압일정과 제5.8.4조에서 정한 제출자료 중 변경사항을 전력거래소에 서면으로 통지하여야 한다.

(중 략)

⑤ 전기판매사업자 및 분산에너지사업자는 154kV 이상 전기사용자가 전력계통과 연계할 경우 계통의 안정 운영을 위하여 계통운영에 관한 제반사항을 전력거래소와 협의하여야 하며, 세부사항은 별표 21에 따른다.

⑥ 전력시장에 참여하거나 분산에너지사업자가 보유한 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)는 계통안정화장치를 구비하여야 한다.

(이하 생략)

⑩ 전기사업자, 분산에너지사업자 및 전력시장에 참여하는 자가용설비설치자(이하 ‘전기사업자 등’이라고 한다)는 정격용량 20MVA를 초과하는 발전기(동기조상기 포함) 및 이와 결합․연결된 원동기, 여자기, 조속기, 계통안정화장치 등(이하 ‘발전기 등’이라 한다)이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 별표 31에 따라 별지 서식 제82호 내지 제85호의 발전기 등 특성자료를 도출하여 전력거래소에 제출하여야 한다.

(이하 생략)

제9절	발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정

제5.9.1조(발전기 및 전기저장장치 정지 및 휴전계획) ① 발전사업자, 분산에너지사업자 및 송전사업자는 향후 24개월간의 발전기 및 전기저장장치의 정지계획을 수립하여 발전기 정지계획은 발전기 정비 관리시스템을 통해, 전기저장장치의 정비계획은 공문을 통해 전력거래소에 제출하여야 하며, 제출대상 발전기는 다음과 같다.

(이하 생략)

제5.9.7조(전력수급전망) ① 전력거래소는 전력수급의 안정성 유지, 발전사업자의 발전기정지계획수립 및 연료수급계획수립을 지원하기 위하여 전력수요, 발전설비 신․증설 및 폐지, 발전기 정지계획 등을 고려하여 전력수급을 전망하고 관련 자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자, 자가용전기설비를 설치한 자, 분산에너지사업자, 수요관리사업자 및 중개사업자에게 통지하여야 한다.

(중략)

③ 전력거래소는 전력수급전망 결과, 수급균형 유지가 어려울 것으로 예상되는 경우에는 발전기 정지계획 조정 및 구역수요를 초과하는 중앙급전 구역전기 발전기와 중앙급전 분산특구발전기의 가용능력파악(월간, 주간 수급검토 시) 등 제반조치를 취하여야 하며, 전기사업자는 이에 적극 협조하여야 한다.

·운영예비력 저하 시 조치 대상에 분산에너지사업자 추가

·중앙급전 분산특구발전기의 조치사항 추가

·하향예비력 저하 시 조치사항 통보 대상에 분산에너지사업자 반영

·분산에너지사업자의 전력설비/운영자료 정보 제공 의무 추가

·전력설비 신/증설 시 통지 필요 대상에 분산에너지사업자 추가

·154kV 이상 연계된 전기사용자에 분산에너지사업자 추가

·계통안정화장치 구비 대상에 분산에너지사업자 추가

·발전기 특성자료 제출 대상에 분산에너지 사업자 추가

·정지 및 휴전계획 제출 대상에 분산에너지사업자 추가

·전력수급전망 통지 대상에 분산에너지사업자 추가

·가용능력 파악 대상에 중앙급전 분산특구발전기 추가

제13장 정부승인차액계약

제1절  정부승인차액계약의 운영

제13.1.1조(정부승인차액계약의 운영) (중략)

③ 정부승인차액계약에 따라 전력거래가 이루어지는 발전기에 대해서는 제20.10조 제1항을 적용받지 않는다.

제13장 정부승인차액계약

제1절  정부승인차액계약의 운영

제13.1.1조(정부승인차액계약의 운영) (중략)

③ 정부승인차액계약에 따라 전력거래가 이루어지는 발전기에 대해서는 제21.10조 제1항을 적용받지 않는다.

·기존 장 번호 변경 사항 반영

신 설 (안)

비 고

제20장 분산에너지 특화지역의 전력거래

제1절  통칙

제20.1.1조(목적) 이 장의 규칙은 전기사업법 제43조 규정에 따른 전력시장 및 전력계통의 효율적이고 안정적인 운영에 필요한 사항과 분산에너지법 제43조 규정에 따른 분산에너지 특화지역의 전력거래에 필요한 사항을 정함을 목적으로 한다.

제20.1.2조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다.

1. “분산에너지사업”이란 분산에너지를 공급하는 사업으로서 분산에너지법 제2조제2호 각목에 해당하는 사업을 말한다.

2. “분산특구 전력 직접거래 계약”이란 분산에너지법 제43조제1항에 따라 분산에너지사업자가 전력시장을 거치지 아니하고 직접 전기사용자에게 전기를 공급하기 위해 전기사용자와 체결한 계약을 말한다.

제2절  분산에너지사업자 등록 및 말소

제20.2.1조(등록 의무) 분산에너지사업자는 제1.2.1조 제1항의 각 호 및 각 목의 분류에 따라 전력거래소에 그 자격 및 설비에 관해 등록하여야 한다.

제20.2.2조(등록 신청서류) 분산에너지사업자의 등록에 필요한 신청 서류는 별지 제78호, 제78-1호, 제78-2호, 제79호서식의 등록신청서 및 부가가치세법 제8조 제7항에 의한 사업자등록증 사본을 전자문서로 제출하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 신재생 발전설비 또는 ESS를 보유한 분산에너지사업자는 다음 각호의 자료를 추가로 제출한다.

1. 신재생 발전설비 : 제5장제11절에 따른 송·배전전기설비이용규정 및 분산형전원 배전계통연계 기술기준 준수 여부를 확인할 수 있는 KS 시험성적서 등의 증빙자료 및 세팅치

2. ESS : 별표 3 11.0 주파수 운전기준 및 18.2 순시전압 저하 시 계통연계 기준을 충족함을 증빙할 수 있는 KS 시험성적서 등의 증빙자료 및 세팅치

제20.2.3조(발전기의 등록 기준) 분산에너지 사업자의 발전기 등록 기준은 규칙 제1.2.4조에서 정하는 바에 따른다. 다만, 분산특구 전력공급 후 공급가능용량이 20MW 초과인 열공급발전기는 중앙급전 분산특구발전기로 등록한다.

제20.2.4조(등록의 말소) 분산에너지 사업자 등록의 말소 신청 및 말소는 규칙 제1.2.7조 및 제1.2.8조에서 정하는 바에 따른다.

제20.2.5조(기타 사항) 분산에너지사업자 등록 및 말소에 관하여 이 절에서 규정된 것을 제외하고는 본 규칙 제1장 제2절을 따른다.

제3절  분산에너지사업자 발전입찰

제20.3.1조(입찰서의 내용) ① “중앙급전 분산특구발전기”는 다음 각 호에서 정하는 입찰자료를 제출하여야 한다.

1. 시간대별 발전가능용량의 합(소내전력량 및 손실량을 제외한 접속점 송전단 기준)

2. 시간대별 분산특구 내 계약된 예상 전력수요의 합(송전단 기준)

3. 시간대별 분산특구 내 발전기별 공급가능용량의 합

4. 시간대별 기온 반영 공급가능용량(공급자원이 가스복합발전기인 경우로 한함)

5. 공급소요시간(급전지시 이후 분산특구 내 전력수요 초과 공급가능용량을 전력계통에 공급하는데 필요한 소요 시간)

6. 시간대별 발전기의 예상 발전량

② 중앙급전 분산특구발전기의 공급 소요시간은 구역내 자체 전력공급을 위한 발전기 가동상태를 고려하여 입찰하여야 하며, 가스터빈 발전기는 1시간, 가스복합 발전기는 7시간을 초과할 수 없다.

③ 중앙급전 분산특구발전기의 시간대별 공급 소요시간에 대한 증빙자료를 요청하는 경우 사업자는 해당 공급시간 내 발전기 상태(Hot, Warm, Cold) 및 공급 소요시간에 관한 기술적 특성자료를 제출하여야 한다.

제20.3.2조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우) 전력거래소는 중앙급전 분산특구발전기에 대한 입찰자료를 제출받지 아니한 경우, 공급(초과) 가능용량이 없거나 발전기 고장 등으로 인해 입찰하지 않은 것으로 본다.

제20.3.3조(기타 사항) 분산에너지사업자 발전입찰에 관하여 이 절에서 규정된 것을 제외하고는 본 규칙 제2장 제3절을 따른다.

제4절 분산특구 분산에너지사업자의 전력거래 관리

제20.4.1조(전력거래 요건) ① 분산특구 내 분산에너지사업자가 전력시장에서 전력을 거래할 수 있는 경우는 분산에너지법 제43조 제2항에서 규정한 경우로 한다.

② 20MW 초과 공급가능용량을 입찰한 분산에너지사업자는 제5.1.4조에 의한 급전지시 또는 제5.3.1조에 따른 용량시험이 있는 경우, 입찰한 공급가능 용량의 전력을 급전지시에 따라 전력시장에 공급하여야 한다.

③ 전력시장에서 거래하는 분산에너지사업자가 제5.1.4조에 따른 급전지시를 위반한 경우, 차기 연도 1년간 입찰을 제한한다.

④ 전력시장에서 거래하는 분산에너지사업자가 제5.3.1조에 따른 용량시험에 불합격한 경우, 차기 용량시험 합격 시까지 입찰을 제한하고 용량요금을 정산하지 아니한다.

⑤ 분산에너지사업자의 분산특구 내 책임공급비율 기준은 70% 이상으로 하며, 연간 발전량 대비 초과전력량 비율이 30%를 초과한 경우 전력량정산금에 차등금액을 적용한다.

제20.4.2조(전력거래의 신청) 전력거래소와 전력거래를 하고자 하는 분산에너지사업자는 전력거래소의 정관이 정하는 바에 따라 전력거래소에 신청하여야 한다.

제20.4.3조(전력거래의 승인) 전력거래소는 제20.4.2조의 규정에 따른 신청에 대하여 다음 각호의 요건을 충족시키는 것으로 판단하는 경우 이를 승인한다.

1. 제20.4.1조의 전력거래 요건 충족

2. 제4.1.1조의 규정에 따른 계량설비 등 본 규칙에서 정한 설비의 완비

3. 제20.5.1조의 규정에 따른 재정보증의 제공

4. 제5.1.4조의 규정에 따른 운영예비력 저하 또는 저하 예상 시 조치 사항의 수용

5. 기타 신청자의 기술적인 사유로 전력계통 운영에 지장을 초래할 우려가 없을 것

제20.4.4조(전력거래에 관한 약정체결) 전력거래소는 제20.4.3조의 규정에 따른 거래를 승인한 경우 다음 각호의 사항에 대한 약정을 체결할 수 있다.

1. 분산에너지사업 종료 희망 시 사전 통보 및 거래종료 절차에 관한 사항

2. 채무불이행 시 채무불이행금의 납부

3. 거래대금 결제 일정 및 대금결제에 관한 사항

4. 기타 분산에너지사업자의 전력거래와 관련하여 전력거래소 이사장이 필요하다고 인정하는 사항

제20.4.5조(전력거래의 개시) 분산에너지사업자에 대한 전력시장에서의 전력거래는 전력거래소로부터 거래 승인을 받은 후 전력거래소가 지정하는 시점부터 개시한다.

제20.4.6조(분산에너지사업자의 거래 유지기간) ① 분산에너지사업자는 제20.4.5조의 규정에 의한 거래개시일로부터 1년이 경과하여야 전력시장에서의 전력거래를 종료할 수 있다. 다만, 전력거래를 지속할 수 없는 정당한 사유가 있는 경우에는 예외로 할 수 있다.

② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 전력거래를 종료한 분산에너지사업자가 거래종료일로부터 1년 이내에 거래재개 신청을 하는 경우에는 거래재개를 제한할 수 있다.

제20.4.7조(부가정산금의 적용) 분산에너지사업자의 전력 직접거래에 대한 부가정산금 단가는 제3.2.1.3조의 직접구매자 적용 단가를 따른다.

제20.4.8조(분산에너지사업자의 수수료) 전력거래소는 분산에너지사업자에게 전력시장 거래분에 대한 전력거래수수료와 분산특구 전력 직접거래의 부가정산금 산정 등에 따른 수수료를 전력 거래량(전력 직접 거래량 포함)에 따라 부과한다.

제5절 분산특구 내 분산에너지사업자의 재정보증

제20.5.1조(재정보증의 설정) ① 분산에너지사업자는 전력시장에 참여하여 거래하는 기간에는 전력거래소에 제3항의 보증 기간 동안 지속적으로 전력량정산금 차등금액, 분산특구 전력 직접거래 수수료 및 부가정산금 적용을 위한 재정보증을 현금 형태로 제공한다.

② 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 따른 전력거래 전담 금융기관에 개설된 해당 전력거래소의 보증금 계좌에 예치된 자금으로 하며 다음 각호의 요건을 충족하여야 한다.

1. 분산에너지사업자의 전력시장에서 거래된 초과전력량에 관한 전력거래 수수료 지급 및 차등금액 적용을 위한 재정보증일 것

2. 분산에너지사업자의 분산특구 내 전기사용자와 전력 직접거래량에 관한 부가정산금 및 전력거래 수수료 지급을 위한 재정보증일 것

3. 분산에너지사업자 보증금계좌는 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 계좌를 말한다.

③ 제1항의 재정보증 기간은 최초 전력거래일로부터 최종 전력량정산금 차등 금액 청산 일의 익일까지로 한다. 이 경우 분산에너지사업자는 보증 기간 동안의 재정보증금에 대한 기대이익을 청구할 수 없다.

④ 재정보증금 계좌에서 발생한 결산 이자는 전력거래소의 분산특구 전력거래 및 운영 업무를 수행하는 데 사용한다.

제20.5.2조(재정보증 자료의 제출) ① 분산에너지사업자로서 전력시장에서 거래를 하고자 하는 자는 다음 각호의 자료를 거래개시 희망일로부터 1개월 전까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

1. 거래개시 직전 연도의 전력시장 내 전력거래량

2. 거래개시 직전 연도의 분산특구 내 전기사용자별 계약전력량

② 제1항의 사업자가 전력거래 방식이 다르거나 신규 사업 개시 등의 사유로 제1항 각호의 자료 제공이 불가능한 경우 전력거래소가 산정하는 재정보증금 방식을 따른다.

제20.5.3조(재정보증 금액 산정 및 통지) ① 전력거래소는 분산에너지사업자의 전력시장 내 거래량에 대한 전력거래수수료, 분산특구 내 전력 직접거래에 관한 부가정산금 및 수수료 지급을 위한 재정보증 금액을 산정한다. 이 경우 재정보증금액은 제20.5.2조제1항에 따라 제출된 자료를 활용하여 산출된 월 단위 평균 전력직접거래량 및 초과전력량을 적용하여 산정한다.

② 분산에너지사업자의 재정보증금액은 부가정산금 단가 및 전력거래 수수료 단가의 합에 제1항의 2개월분 전력 직접거래량을 곱한 금액과 전력거래 수수료 단가와 전력시장에서 거래된 제1항의 2개월분 초과전력량을 곱한 금액을 합하여 산정한다.

③ 분산에너지사업자의 재정보증금액 산정 시 제20.5.2조 제2항에 따른 전력 직접거래량 및 초과전력량은 다음 각 호에 따라 산정한다.

1. 전력 직접거래량(1개월분) = (분산에너지사업자가 제출하는 계약기간 단위 시간당 최대 계약전력량) × (월 단위 기준 평균 전력 거래시간)

2. 열공급 발전기의 초과 전력량(1개월분) = (분산에너지사업자의 발전 설비용량의 30%) × (월 단위 기준 예상 평균 이용률)

3. 그 외 발전설비(태양광, 풍력 및 연료전지 등)의 초과 전력량(1개월분) = (분산에너지사업자의 월 단위 기준 예상 평균 발전량) × 30%

④ 전력거래소는 제2항 및 제3항에 따라 설정된 재정보증금액을 분산에너지사업자에게 거래개시 희망일 20일 전까지 통지한다.

제20.5.4조(재정보증 금액 납부 및 검증) ① 분산에너지사업자는 제20.5.3조 제4항의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제20.5.1조 제1항의 규정에 따라 현금 형태로 거래개시 희망일 7일 전까지 제4.3.6조제1항제4호에 규정된 계좌에 납부하여야 한다.

② 전력거래소는 분산에너지사업자가 제공한 재정보증이 제20.5.1조 제2항에서 정한 요건을 충족시키지 못하는 것으로 판단하는 경우 해당 분산에너지사업자와의 전력거래를 정지할 수 있다.

제20.5.5조(재정보증의 해지) 전력거래소는 분산에너지사업자가 전력시장에서 전력거래 해지를 요청하거나, 제1.2.8조에 따라 등록이 말소되는 분산에너지사업자에 대한 재정보증을 해지한다. 이 경우 재정보증금액에서 미 청산된 차등금액, 전력거래수수료 및 부가정산금을 차감한다.

제20.5.6조(채무불이행 시 조치) ① 분산에너지사업자가 다음 각호의 어느 하나에 해당하는 경우에는 채무불이행이 발생한 것으로 본다.

1. 분산에너지사업자가 제4.3.2조 제2항의 규정을 위반하는 경우

2. 분산에너지사업자가 전력거래소에 제공하여야 할 재정보증금액을 제20.5.4조 제1항에서 정한 기한까지 제공하지 못하는 경우

② 분산에너지사업자에게 채무불이행이 발생한 경우 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 어느 하나의 조치를 이행하여야 한다.

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

2. 제1호에서 정한 기한까지 분산에너지사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우 그 기한이 속하는 날의 자정(24:00)에 거래가 정지됨을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

3. 해당 분산에너지사업자에게 거래정지 통지서를 발송한 후 즉시 해당 분산에너지사업자와 관련된 시장참여자에게 거래정지 통지서 사본을 발송

4. 거래정지 통지를 받은 분산에너지사업자에 대한 전력시장에서의 거래 자격 정지

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

제20.5.7조(연체이자 산정 및 납부) ① 분산에너지사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다.

연체이자 = 채무불이행 금액 × [연체발생시점의 금융기관 대출평균금리(한국은행 경제통계시스템상의 가장 최근에 발표된 예금은행 신규취급액 기준 대출금리)] × 연체기간/365일

제6절 분산특구 내 분산에너지사업자의 계량

제20.6.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 분산에너지사업자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지․관리하여야 한다.

② 분산에너지사업자의 계량설비가 계량점이 아닌 장소에 설치된 경우에는 시간대별 변압기손실량과 선로손실량을 다음 산식에 따라 보정한다.

변압기손실량(㎾h) = 무부하 손실량(㎾h) + [변압기 부하량(㎾h) / (변압기 정격용량(kVA) × 부하역률×1h)]2 × 정격부하 손실량(㎾h)

선로손실량(㎾h) = [선로 전력량(kWh) / (선로 정격용량(kVA) × 부하역률 × 1h)]2 × 정격선로 손실량(㎾h)

정격선로손실량(㎾h) = 3 × 1상 선로의 저항(Ω) × 1상 선로의 정격 전류(kA)2 × 1h

제20.6.2조(계량데이터 취득 및 처리) ① 분산에너지사업자의 초과전력 계량에 관한 사항은 제4장 제1절의 발전사업자에 관련된 규정을 따르며, 수전전력 계량에 관한 사항은 동장 동절의 배전사업자에 관련된 규정을 따른다.

② 분산에너지사업자는 제1항의 규정에 따른 계량데이터의 전송을 위하여 별표 7에 따라 계량시스템과 연결되도록 통신회선 구축 등 필요한 조치를 하여야 한다.

③ 분산에너지사업자가 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 계량데이터를 전송하지 못한 경우에는 별표 7에 따르되 송전단 전력량은 다음 산식에 따라 계산한다.

송전단 전력량 = 발전단전력량 - 변압기 손실전력량 – 소내소비전력량

④ 분산에너지사업가 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 계량데이터를 전송하지 못한 경우에는 전력거래가 정상적으로 이루어진 최근 10일의 평균 거래량으로 계량데이터를 산정한다. 다만, 공휴일과 영업일은 구분하여 산정한다.

⑤ 분산에너지사업자의 경우에 제3항의 규정에도 불구하고 모든 전력량계가 고장 또는 기타 원인으로 동작하지 않을 시 전력거래소는 다음의 우선순위에 따라 계량데이터를 작성한다.

1. 계통운영시스템(EMS)의 발전소 상대단 전력소(변전소) 인입 전력

2. 지역급전시스템(SCADA)의 발전소 상대단 전력소(변전소) 인입 전력

3. 분산에너지사업자의 발전소 운영 및 기록 자료

4. 기타 자료

⑥ 전력거래소의 계량시스템에 저장된 계량데이터와 분산에너지사업자의 전력량계에 저장되어 있는 데이터가 일치하지 않을 시 전력량계에 저장되어 있는 데이터를 우선한다.

제20.6.3조(계량설비의 시험 및 검사) ① 분산에너지사업자는 별표 7에 따라 계량설비에 대한 시험을 실시하고, 그 결과를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 전력거래소는 전력시장의 원활한 운영을 위하여 계량설비에 대한 시험을 요청할 수 있으며, 이 경우 해당 설비를 보유한 자는 정당한 사유가 없는 한 이에 응하여야 한다.

② 전력거래소는 계량설비 시험, 봉인 및 그 외 필요하다고 판단하는 경우 계량설비의 봉인 등과 관련된 건전성 검사를 수시로 실시할 수 있다.

③ 전력거래소는 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우에는 전력거래소 회원에 대하여 전력거래소 정관 제31조 및 제32조에 따라 조치를 취할 수 있다.

1. 계량에 관한 법률에 따른 전력량계 검정을 받지 아니한 전력량계를 전력시장에서 사용한 자

2. 제1항의 규정에 따른 계량설비에 대한 시험을 받지 아니한 전력량계를 전력시장에서 사용한 자

제20.6.4조(계량설비의 봉인 또는 봉인해제) ① 전력거래소는 계량데이터의 공정성을 보장하기 위하여 계량설비에 대한 봉인을 실시하여야 하며, 필요시 봉인 해제를 할 수 있다.

② 분산에너지사업자는 제1항의 규정에 따른 봉인 해제 또는 봉인이 필요한 경우에는 전력거래소에 사전 요청하여야 하며, 봉인이 필요한 경우 전기사업자 간 체결한 송․배전용전기설비 이용계약서(이하 “이용계약서”)를 제출하여야 한다.

③ 분산에너지사업자는 위험ㆍ가압 설비에 봉인이 필요한 경우에는 관련 설비의 휴전 등 사전에 적절한 안전조치를 취하여야 하며, 전력거래소는 이를 확인 후 봉인하여야 한다.

④ 계량설비의 최초 봉인이 완료되면 전력거래소는 계량설비 검사 및 봉인 완료 통지서를 발급한다.

제20.6.5조(계량설비의 변수 및 설정 데이터변경) ① 분산에너지사업자는 전력거래소의 승인을 얻어 계량설비의 변수 및 설정된 데이터를 변경할 수 있으며, 변경 사항을 전력거래소에 지체없이 통지하여야 한다.

② 전력거래소는 제1항의 규정에 따라 통보받은 내용을 계량등록부에 기재하고 계량 데이터베이스의 내용을 수정, 기록 및 관리하여야 한다.

제20.6.6조(기타 사항) 분산특구 내 분산에너지사업자의 계량에 관하여 이 절에서 규정된 것을 제외하고는 본 규칙 제4장제1절 또는 별표 7을 따른다.

제7절 분산특구 내 분산에너지사업자의 정산 및 결제

제20.7.1조(전력량에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 분산에너지사업자 발전기의 초과전력량(송전단 기준)을 고려하여 별표 2에 따라 정산한다.

제20.7.2조(공급가능용량에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 분산에너지사업자가 입찰한 공급가능용량에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.

② 분산에너지사업자가 입찰한 공급가능용량이 실제 가능용량 대비 허용오차를 초과할 경우에는, 별표 2에 따라 해당시간 초과입찰량의 최대 2배에 해당하는 금액을 분산특구 수요 초과 공급가능용량 정산금에서 차감하여 정산한다.

제20.7.3조(부가정산금에 대한 정산) 분산에너지사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 분산에너지사업자에게 적용되는 부가정산금 단가에 송·배전사업자가 제공하는 분산특구 내 전기사용자와의 시간대별 거래량을 곱한 값으로 한다.

제20.7.4조(정산 및 결제 절차) 분산에너지사업자의 정산 및 결제 절차는 별표 8 “정산 및 결제 절차”를 따르지 않으며, 제20.7.5조부터 제20.7.10조까지의 절차를 따른다.

제20.7.5조(초기 정산) ① 전력거래소는 송·배전사업자로부터 분산에너지사업자의 초과전력량을 통보받은 날로부터 3영업일 이내 초기 정산을 한다.

② 전력거래소는 초기 정산 결과를 분산에너지사업자에게 초기정산 후 3영업일 이내 통지하여야 한다.

제20.7.6조(초기 정산에 대한 조정신청) ① 분산에너지사업자는 초기 정산 결과를 통지받은 날로부터 5영업일 이내 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다.

② 제1항에 따른 조정신청이 조정신청일로부터 3영업일 이내에 합의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.

제20.7.7조(최종 정산) ① 전력거래소는 제20.7.6조에 따른 조정신청 처리결과를 반영하여 초기정산 통지일로부터 7영업일 이내에 최종 정산을 하고, 그 결과를 2영업일 이내에 분산에너지사업자에게 통지하여야 한다.
② 전력거래소는 제20.7.6조에 합의된 결과를 최종 정산 결과통지 1영업일 이내에 반영하여 분산에너지사업자에게 통지하여야 한다.

제20.7.8조(최종 정산에 대한 이의신청) ① 분산에너지사업자는 최종 정산에 대해 이의가 있을 경우 별표 8의 조정신청 절차를 따르지 않고, 제2항 및 제3항의 절차를 따른다.

② 분산에너지사업자는 제20.7.7조에 따른 최종 정산 결과를 통지받은 날로부터 30영업일 이내 이의신청을 할 수 있다.

③ 제1항의 규정에 따른 이의신청이 신청일로부터 25영업일 이내에 합의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.

제20.7.8조의 2(정산 정정 통지) ① 전력거래소는 정산 결과 통지 후 과다/과소 정산, 계량자료의 오류 등의 명백한 정산 오류를 발견하였을 경우, 이를 정정하고 그 결과를 해당 분산에너지사업자에게 통지하여야 한다.

② 최종 정산 이전에 정산 정정 통지 사유가 발생하는 경우, 최종 정산과 동시에 제1항의 정산 정정 통지를 시행할 수 있다.

③ 최종 정산 통지 후 제1항의 정산 정정 통지가 있고 이에 대해 해당 사업자의 이의가 있는 경우, 해당 사업자는 통지 후 10영업일 이내 이의신청을 할 수 있다.

④ 제3항에 따른 이의신청이 신청 후 15영업일 이내 합의되지 아니하면 제7장 제3절의 규정에 따른다.

제20.7.9조(재정 신청) 제20.7.5조 및 제20.7.7조의 규정에 따른 처리결과에 불복하는 경우 전기사업법 제57조의 규정에 따라 전기위원회에 재정을 신청할 수 있다.

제20.7.10조(거래대금의 청구) ① 분산에너지사업자는 결제일 이전에 전력거래 대금을 전력거래소에 청구하여야 한다.

② 전력거래소는 분산에너지사업자로부터 청구서를 접수 받은 후 결제일 이전에 전력거래 대금을 판매사업자, 발전사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 청구하여야 한다.

③ 제1항 및 제2항의 규정에 따른 대금 청구 일정 등에 관한 세부 사항은 전력거래소와 거래 당사자 간의 합의에 따른다.

④ 제20.7.5조 제2항 및 제20.7.7조 제2항 규정의 분쟁조정 절차에 따르는 이의신청의 경우에는 제7장의 분쟁조정 결과에 따라 정산한다.

⑤ 회원사의 고의 또는 과실로 발생하는 각종 가산세 등의 비용을 귀책 회원사가 부담한다.

제20.7.11조(기타 사항) 분산특구 내 분산에너지사업자의 정산 및 결제에 관하여 이 절에서 규정된 것을 제외하고는 본 규칙 제4장 제2절과 제3절, 별표 2를 따른다.

제8절 분산특구의 전력계통 운영

제20.8.1조(실시간 급전운영 절차) 분산에너지사업자의 실시간 급전운영 절차는 별표 11의 발전사업자 적용 규정을 따른다.

제20.8.2조(비상시 급전지시 절차) 분산에너지사업자의 비상시 급전지시 절차는 별표 12의 발전사업자 적용 규정을 따른다.

제20.8.3조(계통보호 절차) 분산에너지사업자의 계통보호 절차는 별표 16의 전기사업자 적용 규정을 따른다.

제20.8.4조(발전기 정지 및 휴전업무 절차) 분산에너지사업자의 발전기 정지 및 휴전 업무 절차는 별표 18의 발전사업자 적용 규정을 따른다.

제20.8.5조(발·별전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토 절차) 분산에너지사업자의 발·변전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토 절차는 별표 20의 전기사업자 적용 규정을 따른다.

제20.8.6조(풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 계통운영 등) 분산에너지사업자의 풍력, 태양광 및 연료전지 발전기에 관한 계통운영 및 관리 절차는 별표 32를 따른다.

제20.8.7조(기타 사항) 분산특구의 전력계통 운영에 관하여 이 절에서 규정된 것을 제외하고는 본 규칙 제5장, 별표 3, 별표 11, 별표 12 및 별표 21을 따른다.

제9절 분산특구 내 분산에너지사업자의 자료 및 정보보안 등에 관한 사항

제20.9.1조(자료 제공) ① 전력거래소는 송·배전사업자가 초과전력량, 부족전력량 등을 산정할 수 있도록 전력거래 익월 5일까지 분산에너지사업자 발전기별 전력량을 제공한다.

② 송·배전사업자는 제1항의 산정 자료를 전력거래 익월 10일까지 전력거래소에 제공한다.

제20.9.2조(자료 취득 설비) 실시간 자료 취득 설비 기준은 제10장 제2절의 설비 용량별 비중앙급전발전기의 기준을 따른다.

제20.9.3조(정보보안) 분산에너지사업자는 제10장 제3절의 정보보안 기준을 따른다.

제20.9.4조(현장 점검) 전력거래소는 신재생 발전설비 또는 ESS를 보유한 분산에너지사업자에게 LVRT/LFRT 등의 세팅치 확인을 위한 현장 점검 요청을 할 수 있다.

·분산에너지 특화지역의 전력거래 관련 규칙의 목적

·분산에너지 특화지역의 전력거래 관련 용어 신설

·분산에너지사업자 등록 및 말소에 관한 기준 신설

·중앙급전 분산특구발전기의 입찰 신설

·분산에너지사업자의 전력거래에 관한 사항 신설

·분산에너지사업자의 재정보증 사항 신설

·분산에너지사업자의 계량에 관한 사항 신설

·분산에너지사업자의 정산 및 결제에 관한 사항 신설

·분산특구 전력계통 운영에 관한 사항 신설

·분산에너지사업자의 자료 및 정보 보안 등에 관한 사항 신설

현  행

개 정 (안)

비 고

제20장  보칙

제20.1조(시장기능정지 요청)

제20.2조(중앙급전발전기가 아닌 발전기를 보유한 회원의 전력거래 및 정산)

제20.3조(시운전 전력)

제20.4조(상업운전개시 신고)

제20.5조(사용전 검사필증 제출)

제20.6조(전력거래사)

제20.7조(승인)

제20.8조(보고)

제20.9조(실시간급전계획 수립)

제20.10조(전력가격 안정 등에 대한 조치)

제21장  보칙

제21.1조(시장기능정지 요청)

제21.2조(중앙급전발전기가 아닌 발전기를 보유한 회원의 전력거래 및 정산)

제21.3조(시운전 전력)

제21.4조(상업운전개시 신고)

제21.5조(사용전 검사필증 제출)

제21.6조(전력거래사)

제21.7조(승인)

제21.8조(보고)

제21.9조(실시간급전계획 수립)

제21.10조(전력가격 안정 등에 대한 조치)

·20장 신설에 따른 기존 장 번호 변경

(이하 장 번호 변경에 따른 인용 조문 변호 일괄 개정)

< 신 설 >

부  칙

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(경과규정) ① 분산에너지사업자의 전력거래 관련 개정 규정은 분산특구 운영을 위한 전산시스템이 완비되는 시점을 고려하여 규칙 공고일부터 24개월 이내 전력거래시스템(e-power market) 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

② 제1항의 전산시스템 완비 이전에 분산특구 운영 등의 사유로 규칙을 시행해야 하는 경우 또는 정산 금액 항목별 과세 여부가 변경되는 경우 전력거래소 홈페이지 및 전력거래시스템에 별도로 공지한 방법 및 절차에 따른다.

③ 별표 2의 “Ⅷ. 분산특구 전력 직접거래에 대한 정산”에서 연간 청산 후 남은 차등금액은 법령에 관련된 사항이 명시될 때까지 보증금 계좌에 해당 금액을 예치하고, 개정된 법령에 따라 이를 처리한다.

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
RSCONi,t	거래시간대별 계통제약 발전 전력량 실정산금	원	제21.10조에 따른 발전기의 계통제약으로 추가 발전한 전력량에 대한 실정산금액
RSEPi,t	거래시간별 계획발전 전력량 정산금의 실정산금	원	제21.10조에 따른 발전기의 하루전발전계획에 포함되어 발전한 거래시간별 전력량에 대한 실정산금액
RXEGWi	공급가능용량 초과 발전량 실정산금	원	제21.10조에 따른 발전기가 발전사업자가 신고한 공급가능용량을 초과하여 발전 하도록 거래소가 지시한 경우 초과 발전량에 대한 실정산금
πdc	국내탄발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 국내탄발전기에 적용할 정산조정계수
πc	석탄발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 석탄발전기에 적용할 정산조정계수
πn	원자력발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 원자력발전기에 적용할 정산조정계수
πp	일반발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 일반발전기에 적용할 정산조정계수

< 신 설 >

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
RSCONi,t	거래시간대별 계통제약 발전 전력량 실정산금	원	제21.10조에 따른 발전기의 계통제약으로 추가 발전한 전력량에 대한 실정산금액
RSEPi,t	거래시간별 계획발전 전력량 정산금의 실정산금	원	제21.10조에 따른 발전기의 하루전발전계획에 포함되어 발전한 거래시간별 전력량에 대한 실정산금액
RXEGWi	공급가능용량 초과 발전량 실정산금	원	제21.10조에 따른 발전기가 발전사업자가 신고한 공급가능용량을 초과하여 발전 하도록 거래소가 지시한 경우 초과 발전량에 대한 실정산금
πdc	국내탄발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 국내탄발전기에 적용할 정산조정계수
πc	석탄발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 석탄발전기에 적용할 정산조정계수
πn	원자력발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 원자력발전기에 적용할 정산조정계수
πp	일반발전기 정산조정계수		제21.10조에 따른 일반발전기에 적용할 정산조정계수
AADi,t	중앙급전 분산특구 발전기 실제 공급가능용량 (Adjusted Availability for Distributed energy business entity)	MWh	중앙급전 분산특구발전기의 시간대별 실제 공급가능용량
ADi,t	중앙급전 분산특구 발전기 공급가능용량 (Availability for Distributed energy business entity)	MWh	중앙급전 분산특구발전기의 시간대별 공급가능용량
AERDi,t	중앙급전 분산특구 발전기 공급가능용량 초과 입찰 비율 (Availability Excess Ratio for Distributed energy business entity)	%	거래시간별 실제 공급가능용량을 초과하여 분산에너지사업자가 입찰한 공급가능용량의 백분율
APCDi	중앙급전 분산특구 발전기 초과 입찰 공급가능용량에 대한 위약금 (Availability Penalty Charge for Distributed energy business entity)	원	중앙급전 분산특구발전기의 실제 공급가능용량 대비 초과 입찰한 공급가능용량에 대한 거래일 위약금
APCFDi,t	중앙급전 분산특구 발전기 실제 공급가능용량 초과율에 따른 위약금 가중치 (Availability Penalty Charge Factor for Distributed energy business entity)		거래시간별 실제 공급가능용량 초과율에 따른 위약금 가중치
CDOFDi,k	분산특구 전력 거래 데이터 확정 여부 표시기 (Certified Data On Flag for Distributed energy business entity)		분산특구 내 분산에너지사업자와 전기사용자의 전력량 정보가 취득된 후 송·배전사업자가 초과발전량 및 SDC(시간대별 전력 직접거래 전력량) 데이터를 확정하는 경우 1, 그렇지 않으면 0
EEDi,t	분산특구 내 분산에너지사업자 발전기 초과발전량 (Excess Energy for Distributed energy business entity)	MWh	송·배전사업자가 산정한 분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 시간대별 초과발전량
MLFDi	분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 발전량 계량 손실계수 (Metered Loss Factor for Distributed energy business entity)		분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 발전량 계량점 전압과 전력거래 계량점(송전단) 전압이 다를 경우 발생하는 개별 사업자의 변압기 손실계수
MSGDi,y	분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 연간 자체 발전량 (Metered Self Generation for Distributed energy business entity)	MWh	분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 연간 자체발전 계량값
RADi,t	중앙급전 분산특구 발전기 변경 공급가능용량 (Re-offered Availability for Distributed energy business entity)	MWh	중앙급전 분산특구 발전기의 시간대별 변경 공급가능용량
SDCk,t	분산특구 내 시간대별 전력 직접거래량 (Supplied Distributed Energy for a Customer)	kWh	분산특구 내 전력직접거래 초과발전량과 부족전력량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 전력 직접거래 전력량 (송·배전사업자 제공값)
SERDi,m(y)	분산특구 내 분산에너지사업자 발전기 초과전력량 비율 (Sales Energy Ratio for a Distributed energy business entity)	%	분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 당해 발전량 대비 당해 초과전력량의 비율
TADi,t	중앙급전 분산특구발전기의 기온 반영 공급가능용량 (Temperature adjusted Availability for Distributed energy business entity)	MWh	중앙급전 분산특구발전기의 기온 반영 시간대별 공급가능용량
TPCDi,t	초과 입찰 공급가능용량에 대한 거래시간별 위약금 (Trading period availability Penalty Charge for Distributed energy business entity)	원	실제 공급가능용량(분산특구 내 공급량이 차감된 공급가능용량)을 초과하여 입찰한 공급가능용량에 대한 거래시간별 위약금
UPD	분산특구 전력 직접거래 부가정산금단가 (Uplift Settlement of energy traded by Distributed Energy Business Entity)	원/kWh	분산특구 내 전력 직접거래에 적용되는 부가정산금단가
USDk,t	거래일별 분산특구 전력 직접거래 부가정산금 (Uplift Settlement for Distributed energy business entity)	원	분산특구 내 전력 직접거래의 거래시간에 대한 부가정산금

·기존 장 번호 변경 사항 반영

·분산에너지사업자 관련 기호 및 변수 정의 신설

[별표2] 정산 기준

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

3. 부가정산금에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자 및 재생에너지전기공급사업자의 거래시간에 대한 부가정산금을 차감한 금액에 전체발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매 사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm USS _{t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} - sum _{k} ^{} USR _{k,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]   여기서,

USSt(Uplift Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 부가정산금

<신 설>

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

3. 부가정산금에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자 및 재생에너지전기공급사업자의 거래시간별 부가정산금을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm USLS _{d,t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} - sum _{k} ^{} USR _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

< 신 설 >

[별표2] 정산 기준

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

3. 부가정산금에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자, 재생에너지전기공급사업자 및 분산에너지사업자의 거래시간에 대한 부가정산금을 차감한 금액에 전체발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매 사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: rm USS _{t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} - sum _{k} ^{} USR _{k,t} - sum _{k} ^{} USD _{k,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

여기서,

USSt(Uplift Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 부가정산금

USDk,t(Uplift Settlement for Distributed energy business entity) : 분산에너지사업자의 거래시간에 대한 부가정산금

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

3. 부가정산금에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자 및 재생에너지전기공급사업자 및 분산에너지사업자의 거래시간별 부가정산금을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm USLS _{d,t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} - sum _{k} ^{} USR _{k,t} - sum _{k} ^{} USD _{k,t}) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]USDk,t(Uplift Settlement for Distributed energy business entity) : 분산에너지사업자의 거래시간에 대한 부가정산금

Ⅷ. 분산특구 전력 직접거래에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

① 분산특구 내 분산에너지사업자 발전기가 분산특구 내 수요를 우선 공급하고 남는 전력을 전력시장에서 거래할 수 있으며, 이때 공급한 전력량(이하 “초과발전량”)은 SMP와 EPC 중 작은 값과 송전손실계수를 반영하여 정산한다.

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} LEFT { sum _{k} ^{} (EED _{i,t} TIMES CDOFD _{i,k} ) TIMES Min(SMP _{t _{}} ,EPC _{X} ) TIMES TLF _{i,t} RIGHT }]

여기서,

EEDi,t(Excess Energy for Distributed energy business entity): 송·배전사업자가 공급 약관에 따라 산정한 분산에너지사업자 발전기의 시간대별 초과발전량

② 분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 당해 초과전력량이 당해 발전량의 30% 초과 65% 이하 구간에 대해 당해 전력량정산금의 15%에 해당하는 금액을, 65% 초과 100% 이하 구간에 대해 당해 전력량정산금의 25%에 해당하는 금액을 해당 사업자의 재정보증 금액에서 청산한다. 다만, 전력거래소의 급전지시에 따르는 경우 해당 시간의 초과전력량에 대해서는 차등금액을 적용하지 않는다.

③ 차등금액 산정은 월별로 시행하며 최종정산 시 이를 통보하고, 분산에너지사업자에게 해당 차등금액이 반영된 전력량정산금을 지급한다. 이때, 발생한 차등금액은 해당 사업자의 재정보증금 계좌로 이체한다.

④ 전력거래 개시일로부터 1년이 지난 익월에 연간 기준으로 초과전력량 비율을 산정하고, 이에 해당하는 차등금액을 재정보증금에서 청산한다.

⑤ 차등금액 청산 시 제4항의 차등금액 대비 제3항의 차등금액 초과분(이자 제외)은 해당 분산에너지사업자에게 지급한다. 그 외 차등금액(이자 포함)은 전력거래소의 분산 특구 운영, 시스템 개발 및 유지 보수 등에 활용한다.

⑥ 제2항에서 분산특구 내 분산에너지사업자발전기의 당월(해) 발전량 대비 당월(해) 초과전력량의 비율(SERDi,m(y))은 다음과 같이 산출한다.

[eqn: SERD _{i,m(y)} = {송·배전사업자가`확정한```월(연)간`초과전력량} over {MSGD _{i,m(y)} TIMES (1-MLFD _{i} )} ` TIMES `100]

여기서,

MSGDi,m(y)(Metered Self Generation for Distributed energy business entity) : 분산특구 내 분산에너지사업자 발전기의 월(연)간 자체발전 계량값(MWh, 주변압기 2차측 기준)

MLFDi(Metered Loss Factor for Distributed energy business entity) : 분산에너지사업자발전기의 발전량 계량점 전압과 전력거래 계량점(송전단) 전압이 다를 경우 발생하는 변압기 손실계수로써 154kV 변압기 손실률 설계치인 0.765%를 적용 (전압이 동일한 경우 0 적용)

SERDi,m(y) (“S”)구간	S ≦ 30%	30% < S ≦ 65%	65%< S ≦ 100%
SPFDi,m(y)	0	15%	25%

SERDi,m(y) ≤ 30%이면,

[eqn: rm SPPD _{i,m(y)} =0]

30% < SERDi,m(y) ≦ 65%이면,

[eqn: rm SPPD _{i,m(y)} =MEP _{i} TIMES {(SERD _{i,m(y)} -30%)} over {SERD _{i,m(y)}} TIMES 15%]

65% < SERDi,m(y) ≦ 100%이면,

[eqn: rm SPPD _{i,m(y)} =MEP _{i,m(y)} TIMES {(SERD _{i,m(y)} -65%)} over {SERD _{i,m(y)}} TIMES 25%# `````````````````````````````````````+ rm MEP _{i,m(y)} TIMES {35%} over {SERD _{i,m(y)}} TIMES 15%]

SERDi,m(y)(Sales Energy Ratio for Distributed energy business entity) : 분산에너지사업자의 당해월(년) 발전량 대비 당해월(년)도 초과전력량의 백분율(%)

SPFDi,m(y)(Sales Energy Penalty Factor for Distributed energy business entity) : 분산에너지사업자 발전기의 당해 발전량 대비 당해월(년) 초과전력량의 비율에 따른 차등금액 가중치

SPPDi,m(y)(Sales Energy Penalty Payment for Distributed energy business entity): 분산에너지사업자의 당해월(년) 발전량 대비 당해월(년) 초과전력량의 비율에 따른 전력량정산금 차등금액

MEPi(Metered Energy Payment): 분산에너지사업자 발전기의 시장 거래분에 대한 전력량 정산금액

2. 공급가능용량에 대한 정산

① “중앙급전 분산특구발전기”의 용량정산금(CPi)은 분산특구 수요 초과 공급가능용량 및 실제 공급가능용량(초과발전량)이 20MW 초과인 경우로 한정하며, 초과 공급가능용량, 거래시간별 재선언 공급가능용량 및 실제 공급가능용량(초과발전량) 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다. 즉,

TPCPi,t = Min(ADi,t, RADi,t, AADi,t) × (HCFi,t + β)
× 1,000 × CDOFDi,k

다만, 복합발전기의 온도 예보 갱신에 따른 공급가능용량 변경에 대해서는 재선언공급 가능용량을 반영하여 아래와 같이 정산한다.

TPCPi,t = Min(TADi,t, ADi,t, RADi,t, AADi,t,)
× (HCFi,t + β) × 1,000 × CDOFDi,k

여기서,

TPCPi,t : 시간대별 용량정산금

TADi,t (Temperature adjusted Availability for Distributed energy business entity): 중앙급전 분산특구발전기의 기온 반영 시간대별 공급가능용량

ADi,t (Availability for Distributed energy business entity): 중앙급전 분산특구발전기의 시간대별 공급가능용량

RADi,t (Re-offered Availability for Distributed energy business entity): 중앙급전 분산특구 발전기의 시간대별 변경 공급가능용량, 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 ADi,t로 대처됨

AADi,t (Adjusted Availability for Distributed energy business entity): 중앙급전 분산특구 발전기의 시간대별 실제 공급가능용량

AADi,t = 분산특구발전기의 설비용량(복합발전기의 경우 입찰일의 최대 발전 가능용량으로 대체함)
- [eqn: sum _{k=1} ^{K}](송·배전사업자가 제공한 분산특구 전기사용자의 시간대별 계량값 k)

K : 해당 분산에너지사업자와 계약한 전기사용자 수

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt  × PCFi

TPCPi,t : 시간대별 용량정산금

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

RCFi : 적정 설비예비력(ICF)을 고려한 지역(LF)별 가중치

PCFi : 성과연동형용량가격계수

β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장 제2절에 따른다.

CDOFDi,k(Certified Data On Flag for Distributed energy business entity): 분산특구 전력 거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 송·배전사업자가 초과발전량 및 SDC(시간대별 전력 직접거래 전력량) 데이터를 확정하는 경우 1, 그렇지 않으면 0

② 중앙급전 분산특구 발전기의 분산특구 수요 초과 공급가능용량이 실제 공급가능용량(초과발전량)을 초과할 경우, 중앙급전 분산특구 발전기의 거래시간별 용량정산금에서 차감하여야 하는 위약금은 아래와 같이 산정한다. 즉,

TPCDi,t = (RADi,t – AADi,t) × (HCFi,t + β) × APCFDi,t × 1,000 × CDOFDi,k

여기서,

TPCDi,t (Trading period availability Penalty Charge for Distributed energy business entity): 실제 공급가능용량(분산특구 내 공급량이 차감된 공급가능용량)을 초과하여 입찰한 공급가능용량에 대한 거래시간별 위약금

APCFDi,t (Availability Penalty Charge Factor for Distributed energy business entity): 거래시간별 실제 공급가능용량 초과율에 따른 위약금 가중치로서 아래 표에 따라 산정

A(= AERDi,t ) [%]	A < 10	10 ≦ A < 15	15 ≦ A < 20	20 ≦ A < 25	25 ≦ A
APCFDi,t	0	0.5	1.0	1.5	2.0

AERDi,t (Availability Excess Ratio for Distributed energy business entity): 거래시간별 실제 공급가능용량을 초과하여 분산에너지사업자가 입찰한 공급가능용량의 백분율로서 아래와 같이 산출

[eqn: AERD _{i,t} = {RAD _{i,t} `-`AAD _{i,t}} over {AAD _{i,t}} ` TIMES `100]

각 발전기의 거래일 용량정산금에서 차감하여야 할 공급가능용량 초과입찰에 대한 위약금(APCDi)은 다음과 같다.

[eqn: APCD _{i} = sum _{t} ^{} TPCD _{i,t}]

APCDi (Availability Penalty Charge for Distributed energy business entity): 중앙급전 분산특구발전기의 실제 공급가능용량 대비 초과 입찰한 공급가능용량에 대한 거래일 위약금

3. 분산특구 내 전력 직접거래 부가정산금에 대한 정산

전력 직접거래로 분산특구 내 분산에너지사업자가 부담해야 하는 거래시간별 부가정산금은 분산에너지사업자의 부가정산금 단가에 전력 직접거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량을 곱한 금액으로 한다. 즉,

USDk,t = UPD × SDCk,t × 1,000 × CDOFDi,k

USDk,t(Uplift Settlement of energy traded by Distributed Energy Business Entity) : 분산특구 내 전력 직접거래의 거래시간에 대한 부가정산금

UPD(Uplift Price of energy traded through Distributed Energy Business Entity) : 분산특구 내 전력 직접거래에 적용되는 부가정산금단가(원/kwh)

SDCk,t(Supplied Distributed Energy for a Customer) : 분산특구 내 전력 직접거래 초과발전량과 부족전력량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 전력 직접거래 전력량 (송·배전사업자가 제공하는 값 사용)
CDOFDi,k(Certified Data On Flag for Distributed Energy Business Entity): 분산특구 전력 직접거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 송·배전사업자로부터 초과발전량 데이터 및 SDC(시간대별 전력 직접거래 전력량)가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0

분산특구 내 전력 직접거래를 통해 거래된 개별 전기사용자의 거래일에 대하여 분산에너지사업자가 부담하는 부가정산금은 다음과 같다.

[eqn: USD _{k} `=` sum _{t} ^{} USD _{k,t}]

·판매사업자 부가정산금 정산에 분산특구 전력 직접거래 부가정산금 반영

·구역전기사업자 부가정산금 정산에 분산특구 전력 직접거래 부가정산금 반영

·분산에너지사업자 발전기의 초과발전량에 대한 정산 기준 신설

·분산에너지사업자의 초과전력량 비율에 따른 차등금액 정산 기준

·분산에너지사업자의 입찰한 용량에 대한 용량정산금 산정 기준

·분산특구 전력 직접거래에 대한 부가정산금 정산 신설

[별표3] 전력계통 운영 기준

15.0	발전기의 주파수조정량 확보

15.1	중앙급전발전기는 최소발전용량부터 공급가능용량 이내 범위에서 자동발전제어(AGC) 및 주파수추종운전(G/F)을 하여야 한다. 다만, 다음 각호에 해당하는 발전기는 예외로 할 수 있다.

(중략)

15.1.5  중앙급전 구역전기발전기

[별표3] 전력계통 운영 기준

15.0	발전기의 주파수조정량 확보

15.1	중앙급전발전기는 최소발전용량부터 공급가능용량 이내 범위에서 자동발전제어(AGC) 및 주파수추종운전(G/F)을 하여야 한다. 다만, 다음 각호에 해당하는 발전기는 예외로 할 수 있다.

(중략)

15.1.5  중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기

·주파수조정 제외 대상에 중앙급전 분산특구발전기 추가

[별표4] 입찰 운영 절차
6.0	입찰절차

6.3     입찰방법

6.3.1	발전입찰(중앙급전 구역전기발전기 제외)

(중 략)

6.3.6	중앙급전 구역전기발전기 입찰

(중 략)

6.3.6.2	구역전기사업자의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 입찰 마감시간 이내에 정상적인 입찰이 이루어지지 못할 경우에는 입찰운영담당자 및 입찰시스템 운영담당자에게 별도의 방법으로 통지할 수 있다.

6.3.7.5	발전회원이 변경입찰을 해야 하는 경우를 예시하면 아래와 같다.

(중 략)

< 신 설 >

7.0    입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 제외)

8.0    입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기)

(중략)

8.2	구역전기사업자명

전력거래를 위하여 전력거래소에 등록된 회사를 말한다.

8.3	발전기명

전력거래를 위하여 전력거래소에 등록된 중앙급전 구역전기발전기명을 말한다.

8.5	시간대별 발전가능용량(단위 : MWh)

중앙급전 구역전기발전기의 발전량 계량점(주변압기 2차측) 기준 시간대별 발전가능용량을 말한다.

<신설>

8.7	공급소요시간(단위 : Hr)

급전지시 이후 구역수요 초과 공급가능용량을 전력계통에 공급하는데 필요한 시간을 말한다.

[별표4] 입찰 운영 절차
6.0	입찰절차

6.3     입찰방법

6.3.1	발전입찰(중앙급전 구역전기발전기, 중앙급전 분산특구발전기 제외)

(중 략)

6.3.6	중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기 입찰

(중 략)

6.3.6.2	구역전기사업자 및 분산특구 내 분산에너지사업자와 전기사용자의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 입찰 마감시간 이내에 정상적인 입찰이 이루어지지 못할 경우에는 입찰운영담당자 및 입찰시스템 운영담당자에게 별도의 방법으로 통지할 수 있다.

6.3.7.5	발전회원이 변경입찰을 해야 하는 경우를 예시하면 아래와 같다.

(중 략)

6.3.7.5.5	중앙급전 분산특구발전기에 한해, 분산특구 내 수요 변경 등으로 발전기의 공급가능용량이 변경되었을 경우

7.0  입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기 제외)

8.0  입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기)

(중략)

8.2	구역전기사업자명 및 분산에너지사업자명

전력거래를 위하여 전력거래소에 등록된 회사를 말한다.

8.3	발전기명

전력거래를 위하여 전력거래소에 등록된 중앙급전 구역전기발전기명 및 중앙급전 분산특구발전기명을 말한다.

8.5	시간대별 발전가능용량(단위 : MWh)

중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 발전량 계량점(주변압기 2차측) 기준 시간대별 발전가능용량을 말한다.

8.7	시간대별 분산특구 예상 전력수요(단위 : MWh)

분산특구 내 분산에너지사업자가 전기사용자에게 직접 공급하는 1시간 단위의 예상 전력량을 말한다.

8.8	시간대별 예상 발전량(단위 : MWh)

중앙급전 분산특구발전기의 발전량 계량점(주변압기 2차측) 기준 시간대별 예상 발전량을 말한다.

8.9	공급소요시간(단위 : Hr)

급전지시 이후 구역수요 및 분산특구 수요 초과 공급가능용량을 전력계통에 공급하는데 필요한 시간을 말한다.

·발전 입찰 제외 대상에 중앙급전 분산특구발전기 반영

·중앙급전 분산특구 발전기의 변경입찰 가능 기준

·입찰서의 내용에 중앙급전 분산특구발전기 반영

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

7.1.3    설치기준

(중 략)

2)  주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있다.

(중략)

다) 중앙급전 구역전기발전기의 현장 여건상 계기용변성기의 설치가 곤란한 경우에는 기타 전력설비의 변성기와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 한다.

7.3.2	전기사업자 및 직접구매자는 향후 2년간의 계량설비 시험계획을 작성하여 매년 12월 15일까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 전력거래시스템에 계획 및 실적을 등록한 경우에는 생략 할 수 있다.

7.3.3	전기사업자 및 직접구매자는 계량설비 시험을 직접 또는 공인시험기관이나 전력거래소가 인정하는 기관에 의뢰하여 시행할 수 있으며, 시행일 10일전까지 전력거래소로 신고하고, 그 시험결과를 시험시행 후 14일 이내에 전력거래시스템에 등록하여야 한다.

7.3.4	전기사업자 및 직접구매자가 직접 계량설비 시험을 시행하는 경우, 전력거래소는 시험에 입회하여 시험내용을 확인하여야 하며, 7.3.3에서 전력거래소가 인정하는 기관은 10.3의 시험조건을 구비하고 관련 증빙자료를 제출하여야 한다.

(중 략)

7.3.6	전기사업자 및 직접구매자는 해당 계량설비의 시험 및 검사에 따른 소요경비를 부담하여야 한다.

7.4     계량등록부의 작성 및 관리

7.4.1   전기사업자 및 직접구매자는 계량설비를 신설하거나 변경한 때에는 전력거래소에 봉인요청을 하여야 하고, 이 경우에는 계량등록부의 작성을 위하여 필요한 자료를 제출하여야 한다.

7.4.2   전력거래소는 전기사업자 및 직접구매자가 제출한 자료를 확인하여 계량등록부에 기재하고 유지관리 하여야 한다.

7.5    계량설비의 보안

7.5.1   계량설비의 봉인 또는 봉인의 해제

1) 전기사업자 및 직접구매자는 제4.1.5조의 규정에 따라 봉인 또는 봉인해제를 하고자 하는 경우, 신규발전소는 봉인 시행 30일(신재생발전소의 경우 20일)전까지 기존발전소는 10일전까지 전력거래시스템에 신청하여야 한다.

7.5.2   인증코드

3) 인증코드의 구성은 아래와 같다.

1	2	3	4		5	6	7	8

①                   ②

◈ 코드구성 내역

① 발전기 고유번호(기 부여된 고유번호) 또는 직접구매자 가입순번

② 발전사업자 또는 직접구매자

9.3 봉인의 시공

다. 안전관리

(1) 전기사업자 및 직접구매자는 위험 가압설비에 대한 봉인이 필요한 경우에는 안전조치사항을 검토후 전력거래소에 봉인신청을 하여야 한다.

(2) 전기사업자 및 직접구매자는 계량설비 봉인시 사전에 안전조치를 취하여야 하며, 전력거래소는 안전조치사항을 확인 후 봉인을 시행하여야 한다.

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

7.1.3    설치기준

(중 략)

2)  주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있다.

(중략)

다) 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 현장 여건상 계기용변성기의 설치가 곤란한 경우에는 기타 전력설비의 변성기와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 한다.

7.3.2	전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 향후 2년간의 계량설비 시험계획을 작성하여 매년 12월 15일까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 전력거래시스템에 계획 및 실적을 등록한 경우에는 생략 할 수 있다.

7.3.3	전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 계량설비 시험을 직접 또는 공인시험기관이나 전력거래소가 인정하는 기관에 의뢰하여 시행할 수 있으며, 시행일 10일전까지 전력거래소로 신고하고, 그 시험결과를 시험시행 후 14일 이내에 전력거래시스템에 등록하여야 한다.

7.3.4	전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자가 직접 계량설비 시험을 시행하는 경우, 전력거래소는 시험에 입회하여 시험내용을 확인하여야 하며, 7.3.3에서 전력거래소가 인정하는 기관은 10.3의 시험조건을 구비하고 관련 증빙자료를 제출하여야 한다.

(중 략)

7.3.6	전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 해당 계량설비의 시험 및 검사에 따른 소요경비를 부담하여야 한다.

7.4     계량등록부의 작성 및 관리

7.4.1   전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 계량설비를 신설하거나 변경한 때에는 전력거래소에 봉인요청을 하여야 하고, 이 경우에는 계량등록부의 작성을 위하여 필요한 자료를 제출하여야 한다.

7.4.2   전력거래소는 전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자가 제출한 자료를 확인하여 계량등록부에 기재하고 유지관리 하여야 한다.

7.5    계량설비의 보안

7.5.1   계량설비의 봉인 또는 봉인의 해제

1) 전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 제4.1.5조의 규정에 따라 봉인 또는 봉인해제를 하고자 하는 경우, 신규발전소는 봉인 시행 30일(신재생발전소의 경우 20일)전까지 기존발전소는 10일전까지 전력거래시스템에 신청하여야 한다.

7.5.2   인증코드

3) 인증코드의 구성은 아래와 같다.

1	2	3	4		5	6	7	8

①                   ②

◈ 코드구성 내역

① 발전기 고유번호(기 부여된 고유번호) 또는 직접구매자 가입순번

② 발전사업자, 분산에너지사업자 또는 직접구매자

9.3 봉인의 시공

다. 안전관리

(1) 전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 위험 가압설비에 대한 봉인이 필요한 경우에는 안전조치사항을 검토후 전력거래소에 봉인신청을 하여야 한다.

(2) 전기사업자, 분산에너지사업자 및 직접구매자는 계량설비 봉인시 사전에 안전조치를 취하여야 하며, 전력거래소는 안전조치사항을 확인 후 봉인을 시행하여야 한다.

·계량설비의 설치기준 및 운영절차에 분산에너지사업자 반영

[별표8] 정산 및 결제 절차

5.6  청구서

전력시장에 참여한 회원 및 재생에너지전기공급사업자와 전력거래소간 지급받고자 하는 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제40호서식을 말한다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구서는 별지 제104-1호서식을 말한다.

5.7  청구요청서

전력시장에 참여한 회원 및 재생에너지전기공급사업자가 전력거래소에 청구할 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제41호서식을 말하며, 회원의 청구서 작성과 세금계산서 발행의 근거가 된다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구요청서는 별지 제104-2호서식을 말한다.

(중 략)

5.16  전력거래수수료

전력거래소의 운영에 소요되는 제반 비용 충당을 위해 법 제40조 제1항 제2호에 의거 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자 및 수요관리사업자에게 부과하는 수수료

(중 략)

5.21  정산계좌

판매사업자, 발전사업자, 송전사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 수요관리사업자 및 중개사업자의 전력거래와 관련된 결제금액을 입금하고 이체받기 위한 각 회원 명의의 은행계좌 또는 회원사로부터 전력거래 대금채권을 양수받은 경우에는 양수인이 지정․신고한 계좌. 단, 정산계좌는 시장은행에 개설됨을 원칙으로 하되, 다음 각 호의 경우에 한하여 시장은행이 아닌 금융기관에 정산계좌를 설정할 수 있으며 이 때 발생하는 이체수수료는 다음 각 호의 당사자 부담으로 한다.

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)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 단, 고정가격계약의 정산상한가격은 고정가격의 1,000분의1인 [원/kWh] 단위로 소수점 셋째자리까지 계산한다.

<신 설>

7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지

7.8.1  전력거래소 정산담당자는 전력거래 수수료를 산정하기 위한 각 회원의 거래 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정 한다. 단, 수요관리사업자에 대해서는 전력부하감축거래량 또는 전력부하증대거래량을 기준으로 하며, 재생에너지전기공급사업자에 대해서는 직접전력거래량을 기준으로 한다.

7.9	전력거래대금 청구 및 청구요청서 발송

7.9.2	발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자 전력거래대금

7.9.2.1	전력거래소 결제담당자는 발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자가 지급받아야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 별지 제41호서식 및 제105호서식에 의하여 각 거래차수별 결제일 기준 5일전까지 발송한다.

7.9.2.2	발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자는 7.9.2.1에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 4일전까지 전력거래 대금을 전력거래소에 청구해야 한며, 청구서 서식은  별지 제40호서식 및 제104호 서식을 준용한다.

7.9.2.3	발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자가 전력거래대금을 전력거래소에 청구할 때에는 세금계산서 등 관련서류를 제출해야 한다.

(중 략)

< 신 설 >

7.9.3 전력거래대금 청구의 간주

7.9.3.1 판매사업자, 구역전기사업자, 발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자가 7.9.1.3, 7.9.1.3.1 및 7.9.2.2의 청구서를 기한 내에 제출하지 않은 경우에는, 7.9.1.2, 7.9.1.2.1 및 7.9.2.1에 따라 전력거래소가 발송한 청구요청서로써 청구서를 갈음한다.

7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등

(중 략)

< 신 설 >

7.11.2	판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자 전력거래대금 결제

7.11.2.1	판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자는  거래차수별 결제일 1영업일전 15:00까지 7.9.1.1의 전력거래대금 청구서에 기록된 결제금액을 시장은행에 개설된 해당 회원 정산계좌에 입금하여야 한다.

7.11.2.2	판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자가 자기의 정산계좌에 결제금액 입금시 양수동력정산금 등 전력거래소로부터 정산 받아야 할 금액을 차감하여 입금한다.

7.11.3   전력거래소 결제담당자 결제금액 이체지시

7.11.3.1 전력거래소 결제담당자는 7.11.2.1에서 정한 시간 직후 전력거래대금 결제이체시스템을 이용하여 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 결제대금이 정상적으로 해당 회원 정산계좌에 입금되어 있는지를 확인한다.

7.11.4  발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자의 전력거래대금 결제

7.11.4.1 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 결제계좌에 입금된 총액이 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 기타 지급처에 이체되어야 될 총액과 일치된다고 판단하는 경우에는 결제이체시스템을 이용하여 내부결재를 거친후 해당 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 기타 지급처에 이체되어야 할 금액을 확정한다.

(중 략)

< 신 설 >

7.11.5  전력거래소 결제담당자는 발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자의 정산계좌에 결제금액이 이체완료된 사실을 확인한 후 거래차수별(예측제도 참여자의 경우는 4차) 결제일 근무시간 이내에 전력거래 참여회원별 결제금액 이체현황을 출력하여 내부결재를 얻는다.

[별표8] 정산 및 결제 절차

5.6  청구서

전력시장에 참여한 회원, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자와 전력거래소간 지급받고자 하는 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제40호서식을 말한다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구서는 별지 제104-1호서식을 말한다.

5.7  청구요청서

전력시장에 참여한 회원, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자가 전력거래소에 청구할 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제41호서식을 말하며, 회원의 청구서 작성과 세금계산서 발행의 근거가 된다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구요청서는 별지 제104-2호서식을 말한다.

(중 략)

5.16  전력거래수수료

전력거래소의 운영에 소요되는 제반 비용 충당을 위해 법 제40조 제1항 제2호에 의거 발전사업자, 판매사업자, 구역전기사업자, 수요관리사업자 및 분산에너지사업자에게 부과하는 수수료

(중 략)

5.21  정산계좌

판매사업자, 발전사업자, 송전사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 수요관리사업자, 중개사업자 및 분산에너지사업자의 전력거래와 관련된 결제금액을 입금하고 이체받기 위한 각 회원 명의의 은행계좌 또는 회원사로부터 전력거래 대금채권을 양수받은 경우에는 양수인이 지정․신고한 계좌. 단, 정산계좌는 시장은행에 개설됨을 원칙으로 하되, 다음 각 호의 경우에 한하여 시장은행이 아닌 금융기관에 정산계좌를 설정할 수 있으며 이 때 발생하는 이체수수료는 다음 각 호의 당사자 부담으로 한다.

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), 분산특구 내 전력 직접거래 부가정산금단가(UPD), 월별최종계약가격(MFP)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 단, 고정가격계약의 정산상한가격은 고정가격의 1,000분의1인 [원/kWh] 단위로 소수점 셋째자리까지 계산한다.

7.1.14 분산에너지사업자 발전기의 초과발전량, 전기사용자의 시간대별 전기사용량, 분산에너지사업자가 전기사용자에게 공급하는 시간대별 공급량은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다. (kWh까지 계산)

7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지

7.8.1  전력거래소 정산담당자는 전력거래 수수료를 산정하기 위한 각 회원의 거래 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정한다. 단, 수요관리사업자에 대해서는 전력부하감축거래량 또는 전력부하증대거래량을 기준으로 하며, 재생에너지전기공급사업자에 대해서는 직접전력거래량을 기준으로 하고, 분산에너지사업자에 대해서는 송·배전사업자가 제공하는 초과발전거래량 및 분산특구 내 전력 직접거래계약을 체결한 전기사용자의 전기사용량 기준으로 한다.

7.9	전력거래대금 청구 및 청구요청서 발송

7.9.2	발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 분산에너지사업자 전력거래대금

7.9.2.1	전력거래소 결제담당자는 발전사업자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 및 예측제도 참여자 가 지급받아야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 별지 제41호서식 및 제105호서식에 의하여 각 거래차수별 결제일 기준 5일 전까지 발송한다.

7.9.2.2	발전사업자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 및 예측제도 참여자는 7.9.2.1에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 4일전까지 전력거래 대금을 전력거래소에 청구해야 한며, 청구서 서식은 별지 제40호서식 및 제104호 서식을 준용한다.

7.9.2.3	발전사업자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 및 예측제도 참여자가 전력거래대금을 전력거래소에 청구할 때에는 세금계산서 등 관련서류를 제출해야 한다.

(중 략)

7.9.2.10 분산에너지사업자가 지급하여야 할 전력 직접거래 수수료, 부가정산금 등 이에 상응하는 결제금액은 전력거래소가 별지 제40호 및 제40-1호 서식에 따라 분산특구 내 분산에너지사업자에게 청구서를 발송한다.

7.9.3 전력거래대금 청구의 간주

7.9.3.1 판매사업자, 구역전기사업자, 발전사업자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 및 예측제도 참여자가 7.9.1.3, 7.9.1.3.1 및 7.9.2.2의 청구서를 기한 내에 제출하지 않은 경우에는, 7.9.1.2, 7.9.1.2.1 및 7.9.2.1에 따라 전력거래소가 발송한 청구요청서로써 청구서를 갈음한다.

7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등

(중 략)

7.11.1.5 분산에너지사업자의 초과전력량에 대한 전력거래대금은 7.12(정산 및 결제 일정표)의 1차∼4차 전력거래대금을 7.12(정산 및 결제 일정표)의 4차에 총괄하여 월 1회 지급한다.

7.11.2	판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자 전력거래대금 결제

7.11.2.1	판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자는 거래차수별 결제일 1영업일전 15:00까지 7.9.1.1의 전력거래대금 청구서에 기록된 결제금액을 시장은행에 개설된 해당 회원 정산계좌에 입금하여야 한다.

7.11.2.2	판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자가 자기의 정산계좌에 결제금액 입금시 양수동력정산금 등 전력거래소로부터 정산 받아야 할 금액을 차감하여 입금한다.

7.11.3   전력거래소 결제담당자 결제금액 이체지시

7.11.3.1 전력거래소 결제담당자는 7.11.2.1에서 정한 시간 직후 전력거래대금 결제이체시스템을 이용하여 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 분산에너지사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 결제대금이 정상적으로 해당 회원 정산계좌에 입금되어 있는지를 확인한다. <개정 2025.0.00.>

7.11.4 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자, 분산에너지사업자의 전력거래대금 결제 <개정 2025.0.00.>

7.11.4.1 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 결제계좌에 입금된 총액이 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자, 분산에너지사업자 및 기타 지급처에 이체되어야 될 총액과 일치된다고 판단하는 경우에는 결제이체시스템을 이용하여 내부결재를 거친후 해당 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자, 분산에너지사업자 및 기타 지급처에 이체되어야 할 금액을 확정한다.

(중략)

7.11.4.6 전력거래소 결제담당자는 분산에너지사업자 정산계좌에 결제대금 이체 시 분산에너지사업자의 결제금액 총액에서 분산에너지사업자가 전력거래소에 지급하여야 할 전력거래수수료, 연회비, 위약금, 규칙 제4.2.5.7조에 의한 비용 및 차등금액을 차감하여 이체한다.

7.11.5  전력거래소 결제담당자는 발전사업자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 및 예측제도 참여자의 정산계좌에 결제금액이 이체완료된 사실을 확인한 후 거래차수별(예측제도 참여자의 경우는 4차) 결제일 근무시간 이내에 전력거래 참여회원별 결제금액 이체현황을 출력하여 내부결재를 얻는다.

·정산 및 결제 절차에 분산에너지사업자 반영

·분산에너지사업자의 단수 및 소수점 처리 기준 신설

·분산에너지사업자의 전력거래대금 지급 기준 신설

·분산에너지사업자의 전력거래대금 지급 시 수수료, 연회비, 위약금, 회원사 귀책으로 인한 비용 및 차등금액의 반영

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

5.9	비중앙급전대표발전기

비중앙급전발전기, 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기를 발전계획에 반영하기 위해 지역별로 만든 한 개의 비중앙급전대표발전기를 말한다.

7.1.8	비중앙급전자원의 자료처리

③ 육지 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다.
육지 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 비중앙급전발전기, 중앙급전 구역전기발전기의  거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 비중앙급전전기저장장치의  거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값  (단, ㉠재생에너지의 경우 시간대별 예측값을 적용할 수 있음, ㉡실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정)

7.7	신뢰도발전계획의 수립

7.7.1	규칙 제5.1.3조에 따라 하루전발전계획의 수립 이후 거래일 실시간 계통운영을 위해 6.1의 마감시간 이후 변동된 아래 계통운영 여건을 고려하여 발전계획을 조정할 수 있다.

(중략)

< 신 설 >

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

(중략)

③ 전력수급 상황이 악화되어 예상 공급예비력 5,500MW 미만 시 구역수요 초과입찰한 모든 중앙급전 구역전기사업자의 입찰 공급가능용량을 모두 반영하여 예비력을 확보한다.

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

5.9	비중앙급전대표발전기

비중앙급전발전기, 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기를 발전계획에 반영하기 위해 지역별로 만든 한 개의 비중앙급전대표발전기를 말한다.

7.1.8	비중앙급전자원의 자료처리

③ 육지 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다.
육지 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 비중앙급전발전기, 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 비중앙급전전기저장장치의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값 (단, ㉠재생에너지의 경우 시간대별 예측값을 적용할 수 있음, ㉡실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정)

7.7	신뢰도발전계획의 수립

7.7.1	규칙 제5.1.3조에 따라 하루전발전계획의 수립 이후 거래일 실시간 계통운영을 위해 6.1의 마감시간 이후 변동된 아래 계통운영 여건을 고려하여 발전계획을 조정할 수 있다.

(중략)

⑲ 중앙급전 분산특구발전기의 시간대별 분산특구 수요 초과 입찰 공급가능용량

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

(중략)

③ 전력수급 상황이 악화되어 예상 공급예비력 5,500MW 미만 시 구역수요 초과입찰한 모든 중앙급전 구역전기사업자의 입찰 공급가능용량 및 중앙급전 분산특구발전기의 입찰 공급가능용량을 모두 반영하여 예비력을 확보한다.

·발전계획 수립 및 SMP 공개 절차에 중앙급전 분산특구발전기 반영

[별표11] 실시간 급전운영 절차

3.0    책  임

3.3   발전사업자(구역전기사업자, 자가용전기설비설치자 포함)

전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 급전지시에 협조하여야 하며, 발전기 안정운영 및 운영능력증대를 위해 노력하여야 한다.

7.3     주파수 조정

7.3.1	전력거래소는 전기사업자에게 발전력 및 전기저장장치의 유효전력 조정 등의 급전지시를 하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.

7.5.3      예비력 확보량은 급전종합자동화설비를 이용하여 감시하며, 예비력 과다 및 부족시는 다음 각호에 따른다.
(중 략)

2) 공급예비력 또는 운영예비력 부족시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 공급가능용량 모두 발전지시하며 정지중인 3차예비력 발전기 및 속응성자원을 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

3) 하향주파수예비력 부족시

전력거래소는 [별표 3] 1.3.5의 하향주파수예비력을 확보하기 위해 다음 각호의 지시를 할 수 있다. 이때 전력거래소는 하향예비력 확보를 위한 조치의 내용, 우선순위 등을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

1) 수요반응자원의 전력부하 증대

2) 발전기 및 전기저장장치 등 공급자원의 출력감발 또는 정지

3) 송·배전사업자의 송·변전설비 및 배전설비 조작

4) <신설>

[별표11] 실시간 급전운영 절차

3.0    책  임

3.3   발전사업자(구역전기사업자, 분산에너지사업자, 자가용전기설비설치자 포함)

전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 급전지시에 협조하여야 하며, 발전기 안정운영 및 운영능력증대를 위해 노력하여야 한다.

7.3     주파수 조정

7.3.1   전력거래소는 전기사업자 및 분산에너지사업자에게 발전력 및 전기저장장치의 유효전력 조정 등의 급전지시를 하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.

7.5.3     예비력 확보량은 급전종합자동화설비를 이용하여 감시하며, 예비력 과다 및 부족 시는 다음 각호에 따른다.
(중 략)

2) 공급예비력 또는 운영예비력 부족 시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 공급가능용량 및 분산특구 수요초과 공급가능용량 모두 발전지시하며 정지중인 3차예비력 발전기 및 속응성자원을 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

3) 하향주파수예비력 부족 시

전력거래소는 [별표 3] 1.3.5의 하향주파수예비력을 확보하기 위해 다음 각호의 지시를 할 수 있다. 이때 전력거래소는 하향예비력 확보를 위한 조치의 내용, 우선순위 등을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

1) 수요반응자원의 전력부하 증대

2) 발전기 및 전기저장장치 등 공급자원의 출력감발 또는 정지

3) 송·배전사업자의 송·변전설비 및 배전설비 조작

4) 분산에너지사업자 공급자원의 출력감소 또는 수요자원의 전기사용량 증가

·실시간 급전 운영 절차에 분산에너지사업자 반영

·하향예비력 저하 시 분산에너지사업자의 조치 사항

[별표12] 비상시 급전지시 절차

2.0    적용범위

2.1      전력계통 비상시 급전지시, 급전조작 및 계통복구업무에 적용

2.2      적용대상

2.2.1   전력거래소, 전기사업자(발전, 송전, 배전, 판매사업자), 수요관리사업자

3.0    책  임

3.3    발전사업자(구역전기사업자, 자가용전기설비설치자 포함)

전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 급전지시에 협조하여야 하며, 발전기 안정운영 및 운영능력증대를 위해 노력하여야 한다.

7.0    절 차

7.1     전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차

7.1.3    재해 예상 또는 재해발생시 계통조작

7.1.3.1   자연재해로 인한 345kV 송전선로 고장 또는 발전기 탈락등으로 전력계통 안정 및 일부 송․변전설비의 과부하, 계통전압 불안정, 계통주파수의 급격한 변동이 예상될 경우 이에대한 조치는 아래 각호와 같다.

1. 기상정보 또는 낙뢰정보 시스템으로 태풍, 낙뢰, 폭우, 폭설등의 진로를 파악하여 재해 예상지역의 발전사업자(발전소) 및 송전사업자(지역계통운영센터, 변전소 등)에 통보하여 필요한 조치를 강구하도록 지시한다.

2. 필요시 전력계통의 연계, 발전기 출력의 조절등을 지시하며, 모든 발전사업자 및 송전사업자는 전력거래소의 급전지시를 이행하여야 한다.

7.2     예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

(중략)

7.2.2   수급경보 발령에 따른 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

전력거래소는 전력계통 안정운영에 책임을 가지며, 송전, 판매사업자, 전 발전사업자 및 수요관리사업자는 전력계통 운영에 협조하여야 한다.

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시

(중 략)

8. 구역수요 초과 입찰한 모든 중앙급전 구역전기 발전기 공급가능용량 모두 급전지시

<신설>

9. 전력거래소는 전력시장에서 거래하는 비중앙급전발전기, 비중앙 구역전기발전기 보유 구역전기사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 하며, 필요시 판매사업자와 약정된 비중앙급전발전기, 구역전기사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 한다.

7.2.3   보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

1. 전력거래소는 공급능력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다.

2. 전기사업자와 수요관리사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

7.2.6.2  전력거래소의 하향주파수예비력 부족 또는 예상시 조치지시를 받은 전기사업자, 소규모전력중개사업자, 자가용전기설비설치자, 직접구매자, 수요관리사업자 등은 이에 따라야 한다.

7.2.7  보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

1. 전력거래소는 하향예비력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다.

2. 전기사업자와 수요관리사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

7.3     급전통신 기능 정지시 조치절차

7.3.1    상황통지

7.3.1.1  급전통신 기능이 정지되면 전력거래소는 송전사업자 및 발전사업자에게 송전사업자와 발전사업자는 전력거래소와 관련 사업자에게 아래사항을 즉시 통지한다.

(중략)

7.3.3    운전실적 작성, 제출

1. 송전사업자 및 전 발전사업자는 평상시 및 계획과 다르게 운전한 실적을 작성하여 보관하며, 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

(중략)

7.4.3.1   계통주파수 제어 및 공급운영능력 확보

1. 계통주파수의 변동범위가 60.0±0.2Hz 이내가 되도록 발전계획에 따라 출력조정 및 부하추종운전을 급전지시한다.

2. 중앙전력관제센터는 전력계통 수요 및 공급능력을 파악하고 있어야 하며, 수시로 발전기의 주파수추종운전 여부를 점검한다.

3. 발전사업자(발전소)는 발전기의 출력조절시(계획 또는 급전지시) 조절 전후의 출력사항을 중앙전력관제센터에 통지하여야 한다.

(중략)

7.4.3.3  제주EMS 기능정지시 계통운영

1. 제주급전소는 중앙전력관제센터, 발전사업자 및 송전사업자에게 제주EMS 기능정지를 즉시 급전전화 또는 팩스 등으로 통보한다.

2. 제주 지역의 발전사업자 및 송전사업자는 제주EMS 기능이 정상화 될 때까지 중앙전력관제센터의 급전지시에 따라야 한다.

7.4.4    운전실적 작성, 제출

1. 송전사업자 및 전 발전사업자는 평상시 및 계획과 다르게 운전한 실적을 작성하여 보관하며 전력거래소의 요청이 있을 때에는 즉시 제출한다.

[별표12] 비상시 급전지시 절차

2.0    적용범위

2.1      전력계통 비상시 급전지시, 급전조작 및 계통복구업무에 적용

2.2      적용대상

2.2.1   전력거래소, 전기사업자(발전, 송전, 배전, 판매사업자), 수요관리사업자 및 분산에너지사업자

3.0    책  임

3.3   발전사업자(구역전기사업자, 분산에너지사업자, 자가용전기설비설치자 포함)
전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 급전지시에 협조하여야 하며, 발전기 안정운영 및 운영능력증대를 위해 노력하여야 한다.

7.0    절 차

7.1     전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차

7.1.3    재해 예상 또는 재해발생시 계통조작

7.1.3.1   자연재해로 인한 345kV 송전선로 고장 또는 발전기 탈락등으로 전력계통 안정 및 일부 송․변전설비의 과부하, 계통전압 불안정, 계통주파수의 급격한 변동이 예상될 경우 이에대한 조치는 아래 각호와 같다.

1. 기상정보 또는 낙뢰정보 시스템으로 태풍, 낙뢰, 폭우, 폭설등의 진로를 파악하여 재해 예상지역의 발전사업자(발전소), 분산에너지사업자(발전소) 및 송전사업자(지역계통운영센터, 변전소 등)에 통보하여 필요한 조치를 강구하도록 지시한다.

2. 필요시 전력계통의 연계, 발전기 출력의 조절등을 지시하며, 모든 발전사업자, 분산에너지사업자 및 송전사업자는 전력거래소의 급전지시를 이행하여야 한다.

7.2     예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

(중략)

7.2.2   수급경보 발령에 따른 전력거래소, 전기사업자, 분산에너지사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

전력거래소는 전력계통 안정운영에 책임을 가지며, 송전, 판매사업자, 전 발전사업자, 분산에너지사업자 및 수요관리사업자는 전력계통 운영에 협조하여야 한다.

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령 시

(중 략)

8. 구역수요 초과 입찰한 모든 중앙급전 구역전기 발전기 공급가능용량 모두 급전지시

9. 분산특구 수요를 초과하여 입찰한 모든 분산특구 중앙급전발전기 공급가능용량 급전지시

10. 전력거래소는 전력시장에서 거래하는 비중앙급전발전기, 비중앙 구역전기발전기 보유 구역전기사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 하며, 필요시 판매사업자와 약정된 비중앙급전발전기, 구역전기사업자 및 분산에너지사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 한다.

7.2.3   보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소, 전기사업자, 분산에너지사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

1. 전력거래소는 공급능력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다.

2. 전기사업자, 분산에너지사업자 및 수요관리사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

7.2.6.2  전력거래소의 하향 주파수 예비력 부족 또는 예상 시 조치지시를 받은 전기사업자, 소규모전력중개사업자, 자가용전기설비설치자, 직접구매자, 수요관리사업자, 분산에너지사업자 등은 이에 따라야 한다.

7.2.7  보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소, 전기사업자, 분산에너지사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

1. 전력거래소는 하향예비력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다.

2. 전기사업자, 분산에너지사업자 및 수요관리사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

7.3     급전통신 기능 정지시 조치절차

7.3.1    상황통지

7.3.1.1  급전통신 기능이 정지되면 전력거래소는 송전사업자, 발전사업자 및 분산에너지사업자에게 송전사업자, 발전사업자 및 분산에너지사업자는 전력거래소와 관련 사업자에게 아래사항을 즉시 통지한다.

(중략)

7.3.3    운전실적 작성, 제출

1. 송전사업자, 분산에너지사업자 및 전 발전사업자는 평상시 및 계획과 다르게 운전한 실적을 작성하여 보관하며, 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

(중략)

7.4.3.1   계통주파수 제어 및 공급운영능력 확보

1. 계통주파수의 변동범위가 60.0±0.2Hz 이내가 되도록 발전계획에 따라 출력조정 및 부하추종운전을 급전지시한다.

2. 중앙전력관제센터는 전력계통 수요 및 공급능력을 파악하고 있어야 하며, 수시로 발전기의 주파수추종운전 여부를 점검한다.

3. 발전사업자(발전소), 분산에너지사업자(발전소)는 발전기의 출력조절시(계획 또는 급전지시) 조절 전후의 출력사항을 중앙전력관제센터에 통지하여야 한다.

(중략)

7.4.3.3  제주EMS 기능정지시 계통운영

1. 제주급전소는 중앙전력관제센터, 발전사업자 및 송전사업자에게 제주EMS 기능정지를 즉시 급전전화 또는 팩스 등으로 통보한다.

2. 제주 지역의 발전사업자, 분산에너지사업자 및 송전사업자는 제주EMS 기능이 정상화 될 때까지 중앙전력관제센터의 급전지시에 따라야 한다.

7.4.4    운전실적 작성, 제출

1. 송전사업자, 분산에너지사업자 및 전 발전사업자는 평상시 및 계획과 다르게 운전한 실적을 작성하여 보관하며 전력거래소의 요청이 있을 때에는 즉시 제출한다.

·비상시 급전지시 절차에 분산에너지사업자 반영

[별표21] 발전기병렬운전 및 공급방안 업무절차

2.0	적용범위

2.1	병렬운전 업무절차는 전력계통에 상시 연계하여 운전하고자 하는 발전기 중 중앙급전발전기가 아닌 발전기로서 전력시장에서 전력거래를 하지 않는 다음 각호의 신,증설발전기(이하 본 별표에서 “병렬운전발전기”라 한다)의 병렬운전 처리절차와 기술적 필요사항에 관하여 규정하는 업무에 적용한다.

(중략)

4. 전기사업법 부칙 제8조(수급계약에 관한 경과조치)의 적용을 받는 기존 전력수급계약서(PPA)를 체결한 자가 설치한 발전기

2.2	공급방안 업무절차는 전기사용자에 대한 공급방안 검토 업무에 적용한다.

8.0	공급방안 업무절차

8.2	공급방안 결정 처리절차

8.2.1	전기사업자는 8.1에서 정한 전기사용자의 전기사용 신청이 있을 경우 전력거래소에 공급방안 검토를 의뢰하며. 이때 제출하는 자료는 다음과 같다.

(중 략)

8.2.3	전기사업자는 최종 공급방안이 확정되면 전력거래소에 확정된 공급방안을 통보한다.

8.3	공급방안 검토 기준일정

8.3.1	전력거래소는 전기사업자의 전기공급방안 검토의뢰 공문 접수일로 부터 4주 이내에 검토 결과를 회신한다.

(중 략)

8.6	전기사업자는 전기사용자의 수전 시기나 전기사용 용량 등을 파악, 전력거래소에 통보하여 공급설비의 장기 유휴 설비가 발생되지 않도록 한다.

[별표21] 발전기병렬운전 및 공급방안 업무절차

2.0	적용범위

2.1	병렬운전 업무절차는 전력계통에 상시 연계하여 운전하고자 하는 발전기 중 중앙급전발전기가 아닌 발전기로서 전력시장에서 전력거래를 하지 않는 다음 각호의 신,증설발전기(이하 본 별표에서 “병렬운전발전기”라 한다)의 병렬운전 처리절차와 기술적 필요사항에 관하여 규정하는 업무에 적용한다.

(중략)

4. 전기사업법 부칙 제8조(수급계약에 관한 경과조치)의 적용을 받는 기존 전력수급계약서(PPA)를 체결한 자가 설치한 발전기

5. 분산에너지법에 의거 분산에너지사업자가 설치한 발전기

2.2	공급방안 업무절차는 전기사용자 및 분산에너지사업자에 대한 공급방안 검토 업무에 적용한다.

8.0	공급방안 업무절차

8.2	공급방안 결정 처리절차

8.2.1	전기사업자 및 분산에너지사업자는 8.1에서 정한 전기사용자의 전기사용 신청이 있을 경우 전력거래소에 공급방안 검토를 의뢰하며. 이때 제출하는 자료는 다음과 같다.

(중 략)

8.2.3	전기사업자 및 분산에너지사업자는 최종 공급방안이 확정되면 전력거래소에 확정된 공급방안을 통보한다.

8.3	공급방안 검토 기준일정

8.3.1	전력거래소는 전기사업자 및 분산에너지사업자의 전기공급방안 검토의뢰 공문 접수일로 부터 4주 이내에 검토 결과를 회신한다.

(중 략)

8.6	전기사업자 및 분산에너지사업자는 전기사용자의 수전 시기나 전기사용 용량 등을 파악, 전력거래소에 통보하여 공급설비의 장기 유휴 설비가 발생되지 않도록 한다.

·발전기 병렬운전 및 공급 방안 업무 절차에 분산에너지사업자 반영

[별표 23] 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정

1.0	목 적

규칙 제20.10조(전력가격 안정 등에 대한 조치)에 해당되는 발전사업자의 정산금조정에 관한 업무절차를 규정하는데 그 목적이 있다.

2.0	적용범위

본 별표는 규칙 제20.10조에 해당하는 발전사업자가 보유하는 발전기의 정산에 적용한다. 단, 양수발전기 및 신․재생에너지발전기는 제외한다.

4.0	기본원칙

4.1.1	정산조정계수는 규칙 제20.10조의 각호의 구분에 따라 산정한다.

4.4     규칙 제20.10조 제1항 제3호 발전기의 전력거래대금은 기저전원비율, 계통한계가격 수준 등을 고려하여 원가절감을 유인할 수 있는 합리적 방법으로, 연료비, 운전유지비, 건설투자비 및 투자보수 등이 회수되도록 조정하되, 구체적 사항은 규칙 제2.2.2.8조에 의한 “비용평가 세부운영규정”에서 정한다.

7.0  정산조정계수 연간 적용범위(0<π≤1) 내에서의 정산금 조정

7.1  제20.10조 제1항 제1호에 해당하는 발전기의 당해연도 4/4분기 중 재산정 된 정산조정계수(이하 “재조정계수”)가 ‘1’을 초과하거나 ‘0’ 이하이고, 당해연도 내 이전기간에 적용된 정산조정계수(이하 “기존계수”)가 ‘1’이하인 경우로서 정산금 조정이 필요한 경우 정산할 수 있다.

[별표 23] 전력가격 안정 등을 위한 정산금 조정

1.0	목 적

규칙 제21.10조(전력가격 안정 등에 대한 조치)에 해당되는 발전사업자의 정산금조정에 관한 업무절차를 규정하는데 그 목적이 있다.

2.0	적용범위

본 별표는 규칙 제21.10조에 해당하는 발전사업자가 보유하는 발전기의 정산에 적용한다. 단, 양수발전기 및 신․재생에너지발전기는 제외한다.

4.0	기본원칙

4.1.1	정산조정계수는 규칙 제21.10조의 각호의 구분에 따라 산정한다.

4.4     규칙 제21.10조 제1항 제3호 발전기의 전력거래대금은 기저전원비율, 계통한계가격 수준 등을 고려하여 원가절감을 유인할 수 있는 합리적 방법으로, 연료비, 운전유지비, 건설투자비 및 투자보수 등이 회수되도록 조정하되, 구체적 사항은 규칙 제2.2.2.8조에 의한 “비용평가 세부운영규정”에서 정한다.

7.0  정산조정계수 연간 적용범위(0<π≤1) 내에서의 정산금 조정

7.1  제21.10조 제1항 제1호에 해당하는 발전기의 당해연도 4/4분기 중 재산정 된 정산조정계수(이하 “재조정계수”)가 ‘1’을 초과하거나 ‘0’ 이하이고, 당해연도 내 이전기간에 적용된 정산조정계수(이하 “기존계수”)가 ‘1’이하인 경우로서 정산금 조정이 필요한 경우 정산할 수 있다.

·기존 장 번호 변경 사항 반영

[별표24] 비상시 전력시장운영 절차

1.0     목  적

규칙 제20.1조의 규정에 의거 천재지변․전시․사변, 경제사정의 급격한 변동, 기타 이에 준하는 사태가 발생하여 전력시장에서 정상적인 전력거래가 이루어질 수 없을 경우 전력시장의 운영절차를 규정함에 있다.

3.0     책  임

3.2    발전사업자(구역전기사업자, 자가용전기설비설치자 포함), 중개사업자 및 판매사업자(구역전기사업자, 직접구매자 포함)

[별표24] 비상시 전력시장운영 절차

1.0     목  적

규칙 제21.1조의 규정에 의거 천재지변․전시․사변, 경제사정의 급격한 변동, 기타 이에 준하는 사태가 발생하여 전력시장에서 정상적인 전력거래가 이루어질 수 없을 경우 전력시장의 운영절차를 규정함에 있다.

3.0     책  임

3.2    발전사업자(구역전기사업자, 자가용전기설비설치자, 분산에너지사업자 포함), 중개사업자 및 판매사업자(구역전기사업자, 직접구매자 포함)

·비상시 전력시장운영 절차 대상에 분산에너지사업자 반영

[별지 제39호서식]

◦초기

정산금 통지서

◦최종

정산금(1번 항목–2번 항목+3번 항목)	원
전력거래량	KWh
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금	원
직접전력거래량	KWh
11 직접전력거래 부가정산금	원
12 직접전력거래수수료	원

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원
계약거래량	KWh
< 생 략 >

[별지 제39호서식]

◦초기

정산금 통지서

◦최종

정산금(1번 항목–2번 항목+3번 항목)	원
전력거래량	KWh
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금	원
직접전력거래량	KWh
11 직접전력거래 부가정산금	원
12 직접전력거래수수료	원

분산특구 전력 직접거래 정산금	원
분산특구 전력 직접거래량(분산에너지사업자 공급량)	KWh
11 분산특구 전력 직접거래 부가정산금	원
12 분산특구 전력 직접거래 수수료	원

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원
계약거래량	KWh
< 생 략 >

·정산금 통지서에 분산특구 전력 직접거래 정산금, 부가정산금 및 수수료 반영

[별지 제39-1호서식]

◦초기

정산금 통지서  <비과세분>

◦최종

정산금(1번 항목–2번 항목)	원
전력거래량	KWh
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금(부가정산금)	원
직접전력거래량	KWh

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원
계약거래량	KWh

[별지 제39-1호서식]

◦초기

정산금 통지서  <비과세분>

◦최종

정산금(1번 항목–2번 항목)	원
전력거래량	KWh
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금(부가정산금)	원
직접전력거래량	KWh

분산특구 전력 직접거래 부가정산금	원
분산특구 전력 직접거래량(분산에너지사업자 공급량)	KWh

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원
계약거래량	KWh

[별지 제40호서식]

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금	원(VAT 포함)
11 직접전력거래 부가정산금
12 직접전력거래수수료

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원(VAT 포함)
< 생 략 >

[별지 제40호서식]

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금	원(VAT 포함)
11 직접전력거래 부가정산금
12 직접전력거래수수료

분산특구 전력 직접거래 정산금	원(VAT 포함)
11 분산특구 전력 직접거래 부가정산금
12 분산특구 전력 직접거래 수수료

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원(VAT 포함)
< 생 략 >

·전력 거래대금 청구서에 분산특구 전력 직접거래 정산금, 부가정산금 및 수수료 반영

[별지 제40-1호서식]

◦청구서

전력거래대금  등                <비과세분>

◦수정청구서

정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래정산금(부가정산금)	원

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원

[별지 제40-1호서식]

◦청구서

전력거래대금  등                <비과세분>

◦수정청구서

정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
< 생 략 >

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래정산금(부가정산금)	원

분산특구 전력 직접거래 정산금(부가정산금)	원

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원

< 신 설 >

[별지 제78-2호서식]

□발전기 보유한 분산에너지사업자 □발전기 미보유한 분산에너지사업자 □발전사업자		분산특구 전력 직접거래자 등록신청서
신청인	상 호(명칭)
	대 표 자 명			전화번호
	주 소(본사)
	사업자등록번호
발 전 설 비		소 재 지
		설비용량	kW
사 업 구 역		소 재 지
		최대부하	kW
		공급능력	kW
전력시장운영규칙 제20.2.1조의 규정에 따라 분산특구 전력 직접거래자의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·분산특구 전력 직접거래자 등록신청서 신설

< 신 설 >

[별지 제111-1호서식]

중앙급전 분산특구발전기 입찰서

1. 거래일 :

2. 분산에너지사업자명 :

3. 분산특구 발전기명 :

4. 시간대별 입찰자료

구 분	1	2	3	…	22	23	24
(a)-(b)가 20MW 초과 시간대별 공급가능용량
시간대별 발전가능용량(a) (기온 반영 공급가능용량)
시간대별 공급구역 예상 전력수요(b)
시간대별 예상 발전량
시간대별 공급소요시간

※ 예상 전력수요 산정 시 배전손실률을 반영하여 산정함

5. 변경제출 시 사유 :

6. 분산에너지사업자 서명              날짜

7. 접수시각              접수자                    (서명)

·중앙급전 분산특구발전기 입찰서 서식 신설