전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	전력설비 휴전에 따른 송전제약 정보공개 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-긴급4차 (2025.9.8)
2	수요반응자원의 지역계수 차등 적용 등을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
3	실시간 계통전압 및 전력설비의 안정적 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-정기2차 (2025.9.8)
4	1차연료 변경 통지 기한 변경을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
5	자가용 전기설비의 총 생산량 계량설비 설치기준에 대한 전력시장운영규칙 개정(안)
6	RPS 고시 개정에 따른 REC 계약단가 적용기준 변경 등 전력시장운영규칙 개정(안)
7	중앙계약전기저장장치의 세부 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
8	전력시장 제도개선 제주 시범사업 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

□ 전력설비 휴전에 따른 송전제약 정보공개 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ ‘24.10.29부 긴급휴전을 제외한 10일 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약(이하 휴전제약)을 하루전발전계획에 반영 中(‘24-4차 규칙개정)

ㅇ 실계통시장 도입 시 휴전제약은 적용시간대가 유동적인 점을 고려하여 제외했으나, 전력시장~계통운영 발전계획 일원화를 위해 10일 이상 휴전을 반영

* 전력거래소는 1년 간의 시범운영을 통해 신뢰도를 확보한 후 휴전제약 반영 범위를 단계적 확대 계획 중 (‘25년 정기2차 규칙개정 진행 中)

【 휴전제약의 하루전발전계획 반영 관련 시장운영규칙 발췌 】

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 - 7.1.6(송전제약의 검토)

③ 전력설비의 휴전, 고장 등 적용시간대가 유동적인 송전제약은 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함하지 않는다. 단, 긴급휴전을 제외한 10일 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약은 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함한다.

2) 문제점

□ 송변전설비 휴전작업 및 이에 따른 제약 정보(송전제약 검토서)가 하루전 공개되어 전력시장 예측가능성이 저하된다는 회원사 요구 有

□ 전력설비 휴전에 의한 제약 발전기 선정 범위 및 조건 등 관련 검토기준 미공개를 이유로 송전제약 제도 신뢰도 문제 또한 제기

3) 개정방향

□ 경제적/안정적인 전력공급 및 제도 신뢰도 확보를 위해 휴전작업·제약 정보공개 범위를 확대하고, 휴전제약 검토기준을 정비하고자 함

나. 개정 내용

□ 월간 휴전계획 발표기준 공지(5영업일)·재공지(20일) ☞ 제5.9.2조 및 [별표18]

기 존	개 정
제5장 전력계통 운영 제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) <중 략> ③ 발전기 정지, 송전사업자용 전기저장장치 정비계획 및 휴전계획 수립일정 시한은 다음 표와 같다. 2. 휴전계획 수립일정 나. 월간휴전계획 수립일정 전기사업자는 매월 1일까지 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 익월 월간휴전계획을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 동월 20일까지 조정결과를 발표한다. [별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.0 송변전설비 휴전업무 절차 <중 략> 8.5.3 조정된 월간 휴전계획 일정을 반영하여 월간 휴전계획을 매월 20일까지 발표한다.	제5장 전력계통 운영 제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) <중 략> ③ 발전기 정지, 송전사업자용 전기저장장치 정비계획 및 휴전계획 수립일정 시한은 다음 표와 같다. 2. 휴전계획 수립일정 나. 월간휴전계획 수립일정 전기사업자는 매월 1일까지 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 익월 월간휴전계획을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전기사업자는 월간휴전계획을 당월 5영업일까지 발표하고 전력거래소는 당월 20일까지 조정결과를 발표한다. [별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.0 송변전설비 휴전업무 절차 <중 략> 8.5.3 전기사업자는 월간휴전계획을 매월 5영업일까지 발표하고 전력거래소는 조정된 월간 휴전계획 일정을 반영하여 조정 월간 휴전계획을 당월 20일까지 발표한다.

□ 휴전제약 공지 기준 신설 ☞ [별표18]

기 존	개 정
[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.5 월간 휴전계획 조정절차 <중 략> <신 설>	[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.5 월간 휴전계획 조정절차 <중 략> 8.5.7 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함되는 10일 이상 전력설비 휴전으로 인한 제약사항은 제약 대상 발전사업자에게 전월 20일까지 통보한다.

□ 휴전작업승인서 공지 기준 신설 ☞ [별표18]

기 존	개 정
[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.6 휴전승인 <중 략> <신 설>	[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.6 휴전승인 <중 략> 8.6.5 전력거래소는 월간 휴전계획에서 검토한 휴전작업에 따라 연계 계통 내 발전제약(정지, 출력제한, 필수운전 등)이 필요한 경우, 해당 휴전작업 승인서를 휴전작업 시작일 기준 2영업일 전까지 제약 대상 발전사업자에게 통보하는 것을 원칙으로 한다. 단, 긴급(임시)휴전 발생 등 불가피한 상황으로 인해 휴전작업 시작일 기준 2영업일 전까지 휴전작업승인서를 통보하지 못하는 경우에는 휴전작업 시작 전까지 제약 대상 발전사업자에게 통보하여야 한다.

다. 개정 효과

□ 시장참여자에 대해 사전에 휴전 작업·제약 정보를 제공하여 발전기 운영의 예측가능성 제고 및 전력공급 안정화

□ 휴전제약 신뢰도 제고를 통해 실계통기반 하루전 전력시장 고도화 및 향후 실시간시장 도입 등 차기 전력시장 개편 기반 마련

□ 수요반응자원의 지역계수 차등 적용 등을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (지역계수 개요) 발전기 입지 신호 제공, 송전설비 건설 최소화 등을 목적으로 송전손실을 반영해 지역별 가격 신호를 강화하는 계수

□ (전력시장 발전기 지역계수 현황) 중앙급전발전기 대상 용량가격 지급 시 발전기별 지역계수를 차등해 적용 中 (’16.11월부)

ㅇ ’24년/’25년 적용 지역계수 : (최소) 0.9096, (최대) 1.0682

□ (수요반응자원 지역계수 현황) 수요반응자원의 기본급은 발전기 용량가격 제도를 준용하고 있으나, 지역계수는 지역별 차등없이 1 적용 中

< 발전기 용량가격 및 수요반응자원 기본급 구성 >

발전기 용량가격(수요반응자원 기본급) = RCP × RCF × TCF × PCF

□ (수요반응자원 등록 현황) 수요반응자원(4,170MW)의 81%가 비수도권에 집중

< 수요반응자원 지역별 등록 현황 (’25.3월 기준) >

지역 구분	수도권	비수도권	제주권	합계
등록용량[MW]	761 (18%)	3,374 (81%)	35 (1%)	4,170 (100%)

2) 문제점

□ (지역별 수급불균형 심화) 데이터센터 등 전력 다소비 시설은 수도권에 집중되는 한편, 발전기는 비수도권에 편중되어 지역별 수급불균형의 심화로 계통제약 발생 및 더 많은 송전선로 건설을 초래

⇒ 수도권 발전량 증대 또는 전력수요 감축이 필요

< 지역별 전력자급률 (’23년 12월 기준) >

구 분	수도권	비수도권	제주권	전 체
발전량(TWh)	141.0	442.3	4.8	583.3
소비량(TWh)	215.4	324.5	6.1	546.0
전력자급률	65%	136%	79%	107%

□ (수도권 유인 요소 부재) 현재 수요반응자원의 용량가치에 대한 보상은 수도권/비수도권 모두 동일하여 수도권 자원의 참여 유인 요소가 부재

3) 개정방향

□ (지역별 가격신호 강화) 수도권의 수요반응자원에 대한 가격신호를 강화하여 수도권 수요반응자원 확충

나. 개정 내용

□ (지역계수 차등) 수요반응자원의 지역계수를 수도권/비수도권 차등 적용

☞ 제2.4.3조, 제12.2.2조, 제12.4.1.2조, [별표26], 별지 제101-3호 및 제102-2호

ㅇ 수도권/비수도권 발전기의 지역계수를 각각 평균하여 수도권/비수도권 수요반응자원에 적용

※ 수요자원 특성상 한계로 별도의 지역계수 산정은 불가하여 전력시장에서 수요자원과 동일 가치를 가지고 있는 발전기 지역계수를 적용하여 산정

☞ 수요자원은 現 EMS(계통운영시스템)에 모델링되어 있지 않고 여러 지역에 산재 된 전기소비자로 구성되어 있기 때문에 중앙급전발전기와 동일한 지역계수 산정 방식 적용은 어려워 단기적 대책으로 연구용역*을 통해 현실적인 방안 도출

* 「전력시장에서의 수요반응자원 활용도 제고 및 제도개선 방안 연구」(GIST‧서울과기대, ‘23~’24)

ㅇ 단, 제주지역의 경우 제주 중앙급전발전기와 동일한 1 적용(현행 유지)

< 수요반응자원 지역계수 개정 전‧후 비교 >

구 분	수도권	비수도권	제주권
현 행	1	1	1
개 정	1.0345	0.9954	1

* ’24/’25 중앙급전발전기 지역계수 적용

□ (기타 사항) 육지 플러스DR* 운영방안 변경, 규칙의 가독성 제고, 명확화, 용어 통일 등을 위한 개정사항 반영

* 육지지역의 전력공급과잉이 예상될 경우, 전기사용자가 자발적으로 전기사용량을 증대하여 수급 불균형 및 계통제약을 완화하는 수요반응제도 (’24.4월 시행)

① (육지 플러스DR) ⒜특수경부하기간 정산단가 상향 ⒝정산금 상한 기준 변경 ⒞운영기간 연장 ☞ [별표26], 부칙

- (사유) 특수경부하기간 육지 플러스DR 참여 활성화 및 육지 재생e 입찰제 도입(’26년 예정) 전까지 연속적인 제도 활용 필요

⒜ (특수경부하기간 단가 상향) 참여고객의 평균 전력량 요금 수준*으로 상향

* 봄‧가을철 경부하 전력량 요금(한전 전기요금) 적용 (약 115원/kWh, ’25.8월 기준)

⒝ (정산금 상한 기준 변경) 반기별 → 총액 상한 기준으로 변경

※ ’25년 상반기 정산금 상한 초과분 소급 적용

⒞ (운영기간 연장) 총액 32억 원 한도 내에서 운영 기간 1년 연장

< 육지 플러스DR 개정 요약>

구 분	현 행	개 정
정산단가	∙ 50원/kWh(일괄 적용)	∙ (평상시) 50원/kWh (특수경부하기간) 참여고객 평균 전력량 요금 수준
정산금 상한	∙ 반기별 8억 원 - 2년간(‘24~’25년) 총액 32억 원	∙ 총액 32억 원
운영기간	∙ ’25.12.31.까지 한시적으로 운영	∙ ’26.12.31.까지 한시적으로 운영

② (단순 개정) 제도 개선사항 외 규칙의 가독성 제고, 명확화, 용어 통일 등을 위한 단순 문구 수정

다. 개정 효과

□ 지역별 가격신호 강화로 수도권 수요반응자원 추가 확보, 지역별 수급불균형 해소에 기여

□ 실시간 계통전압 및 전력설비의 안정적 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (운영절차) 실시간 안정적 계통운영을 위해 전력시장운영규칙 『별표 11. 실시간 급전운영 절차』에서 설비별 운영방법과 급전지시 및 전압 조정방법 등을 규정하고 있음

ㅇ (고장시 계통조작) 전력계통의 안정 및 신뢰도 확보를 위해 강행송전 급전지시를 하되 현장 운영 상황을 고려하여 횟수 제한*

송전선로 정지 후 통상적인 송전 조건이 일부 충족되지 않거나 이상 가능성이 존재함에도 불구하고 전력을 우선 송전하는 임시 조치로서 전력계통의 안정성 확보 또는 긴급 복구를 통해 정전을 해소하는 목적의 급전지시

* 7.2.7 송전 등의 고장시 계통조작, 통상 2회, 폭풍우 4회, 폭설시 1회 시행

ㅇ (전압제어 절차) 무효전력의 효과적 이용 및 적정 전압을 유지를 위해 발전기 전압 조정, 조상설비 운영* 및 송전선로 정지**등 시행

교류 계통에서 부하에서 실제 일을 하는 유효전력과 달리 전력소비는 없이 저장과 반환만을 반복하는 전력을 의미하며 발전기 뿐 아니라 송배전설비에서 생산되고 계통 전압을 일정 수준으로 유지하는 역할과 전력손실에 영향을 미침

무효전력을 공급·소비함으로써 계통전압을 안정적인 수준으로 유지하고 전력손실 경감을 도모하기 위한 설비이며, 지중 송전선로는 정전용량이 크기 때문에 계통에 연계되면 무효전력을 공급하게 되어 전압 상승에 기여

* 공용 송전망에 설치된 설비를 대상으로 급전지시에 따라 가감 운전

다수의 사업자 또는 수요자가 공동으로이용하는 송전망을 의미하며 송전선로, 변전소, 통신설비 및 기타설비로 구성

** 송전선로 개방시 충전전류 및 무효전력 공급이 감소되어 전압상승 억제

[별표11] 실시간 급전운영 절차 – 7.4 계통전압 제어

7.4.3.1.3	전력거래소는 전력계통의 무효전력, 전압을 적절히 조정하기 위하여 전압조정장치의 운전 변경을 지시할 수 있으며, 계통의 일부에서 기준전압 허용범위 유지가 어려울 경우에는 계통절체 및 송전선로의 정지를 지시할 수 있다.

7.4.3.3	조상설비 운영 다음 각호에 의한다.

1) 급격한 전압변동이 없도록 단위용량별로 나누어 단계적으로 조작한다.

2) 기준전압 허용범위를 유지하도록 운전한다.

3)  인근지역의 무효전력 수급사정과 계절에 따라 가감 운전되어야 한다.

7.4.3.4.2	특수경부하시 계통전압 조정을 위한 송전선로 개방은 계통의 고장발생시 신속한 복구를 위해서는 단로기는 개방하지  않고, 차단기만 개방하여야 한다.

정격전압 이하에서 단지 충전된 전기회로를 개폐하여 회로의 변경이나 차단기 등의 점검보수시 전원으로부터 분리를 확실하게 하기 위한 개폐장치

2) 문제점

□ (산불고장 복구) 송전선로 다수는 산지를 경유함에 따라 산불* 영향으로 정지**사례가 지속 발생되고 있으나 강행송전 기준은 없는 상황

* 최근 10년간 연평균 546건 발생, ** 송전선로 7.2건 고장 발생(‘22년 54건)

ㅇ 계통여건을 고려하여 계통운영자 판단에 따라 급전지시(1~2회)

ㅇ 강행송전 이후 재차단 시 계통(발전~부하)에 부정적 영향* 우려

* 재차단 전까지 전압 저하 발생 → 재생e 및 부하 정지 → 주파수 변동

□ (선로개방 방법) 현장 계통전압 조정을 위한 송전선로 개방 방법*과 전력시장운영규칙 송전선로 개방에 대한 급전지시 사항이 불일치

* 차단기 내부 열화 방지를 위해 차단기·단로기 개방, 선로 정지시 계통운영상 편단 개방된 선로는 충전용량 해소를 위해 양쪽 변전소에서 모두 개방

(현장) 기기조작 개선	(규칙) 선로 개방 급전지시
차단기 개방 후 단로기 개방 편단개방된 선로를 양단 개방	차단기만 개방 (신속한 복구 고려) 송전선로 정지

ㅇ 규칙과 실제 운영방식 상이로 계통운영자와 기기조작자간 혼선 발생

ㅇ 기기조작 일관성과 설비 안정성 확보를 위해 규칙 개정이 필요함

□ (조상설비 운영) 지중 접속선로로 연결한 발전고객은 송·배전용전기설비이용계약*에 따라 조상설비를 설치**하고 있으나 계통운영자가 이를 운영하기 위한 급전운영 기준 부재

* 접속제의서 검토시 용량 산출 및 이용계약체결시 설비 운영에 필요한 사항 명시

** 154kV 이상 12개사 448MW 운영 중, 향후 37개사 888MW 설치 예정

ㅇ 발전고객의 자의적 운전 또는 회피로 인해 전압 불안정 발생가능

ㅇ 불합리한 조상설비 설치·운용 비용 및 제도적 사각지대 발생 우려 증대

3) 개정방향

□ (산불고장 복구) 송·변전설비 안정성 확보와 급전운영 유관부서의 명확한 업무처리를 위한 강행송전 급전지시 기준 마련

□ (선로개방 방법) 전력설비 안정성 확보를 위한 기기조작 방법과 계통운영자 급전지시 기준 일치를 위한 구체적인 이행 사항 정비

□ (조상설비 운용) 발전고객이 전압 안정화 의무를 이행하고 계통전압 조정을 위해 설치한 조상설비 운영에 대한 협조 방안 마련

나. 개정 내용

□ (산불고장 복구) 전력설비 안정성을 고려한 강행송전 절차 신설

ㅇ 고장 발생 후 30분 경과시 1차 강행송전을 시행하며 고장 재발생시 현장 여건과 전력설비 건전성 확인 후 2차 시행

☞ [별표11] 실시간 급전운영 절차 7.2.7(송전선 등의 고장)

□ (선로개방 방법) 현장과 전력시장운영규칙 급전지시 사항 정합성 확보

ㅇ 전력설비 고장예방과 기기조작 명확화를 위해 선로 개방시 차단기 및 단로기를 개방, 단, 계통운영상 예외 조건을 두어 유연성 확보

☞ [별표11] 실시간 급전운영 절차 7.4.3(계통전압조정 방법)

□ (조상설비 운영) 전압제어 자원으로 발전고객 조상설비 추가

ㅇ 공용송전망 전압변동을 최소화하고 신뢰도 기준전압 허용범위를 유지하도록 발전고객 조상설비를 급전지시로 가감 운영

☞ [별표11] 실시간 급전운영 절차 7.4.3.5(고객 조상설비 운용)

다. 개정 효과

1) 계량적 효과

□ □계통전압 조정방법을 통해 차단기 고장 방지 시 345kV 차단기 1대 고장 복구비용 약 11억원(자재비 8억 원, 공사비 3억 원) 절감 가능 및 □발전고객 조상설비의 합리적 운용을 통해 공용망의 추가적인 설치비 약 440억 원 편익 발생* 가능

* < 조상설비 운용에 따른 공용망 설치 절감비용 >

ㅇ (고객설비) 49개사 1,336MVar, 154kV 60MVar 22Bank 상당하는 설비량

ㅇ (절감비용) 20억원/154kV 60MVar 1bank × 22bank = 440억원

- 1Bank : 자재비 14억원, 공사비 6억원

□ 고객은 이미 발전소 건설 단계에서 조상설비를 설치하여 별도의 추가 비용은 발생하지 않음

2) 비계량적 효과

□ □계통운영자 판단의 일관성 확보와 계통운영 불확실성을 줄여 합리적 급전지시 가능, □정확하고 일관된 기기조작 수행 가능, □지역단위 전압변동에 발전고객과 공동대응을 통해 안정적 계통 운영에 기여

□ 1차연료 변경 통지 기한 변경을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (관련 발전기 현황) 울산GPS복합(설비용량:1,212MW)은 LNG/LPG를 겸용하는 발전기로 ‘24.12.1부 상업운전 시행 中

ㅇ (연료 변경 현황) ‘25년 연료전환 총 9회 (‘25년 6월 말 기준)

구분	전환 연료	① 연료 전환일	② 전환 신청일	⧍ ① - ②
				역일1) 기준	근무일2) 기준	비 고
1	LNG ⇢ LPG	25.4.2.(수)	25.3.28.(금)	D-5	D-3	3/29~30 (휴일)
2	LPG ⇢ LNG	25.4.5.(토)	25.3.31.(월)	D-5	D-5
3	LNG ⇢ LPG	25.4.7.(월)	25.3.31.(월)	D-7	D-5	4/5~6 (휴일)
4	LPG ⇢ LNG	25.4.13.(일)	25.4.10.(목)	D-3	D-23)	4/12 (휴일)
5	LNG ⇢ LPG	25.6.4.(수)	25.5.29.(목)	D-6	D-3	5/31~6/1(휴일) 6/3 (임시공휴일)
6	LPG ⇢ LNG	25.6.8.(일)	25.6.04.(수)	D-4	D-23)	6/6 (현충일) 6/7 (휴일)
7	LNG ⇢ LPG	25.6.16.(월)	25.6.10.(화)	D-6	D-4	6/14~15 (휴일)
8	LPG ⇢ LNG	25.6.20.(금)	25.6.17.(화)	D-3	D-3	6/28~29 (휴일)
9	LNG ⇢ LPG	25.6.30.(월)	25.6.25.(수)	D-5	D-3

1)역일:Calendar days, 2)근무일:Working days, 3)연료전환 계획을 KPX에 사전 알림(공문) 후 연료전환 신청(공문)

□ (시장규칙 현황) 現 규칙상 LNG/LPG 겸용은 1차 연료*를 2개 이상 사용하는 것으로 해석되며, LNG↔LPG 연료 변경을 위해서는 실근무일 기준 3일 전까지 전력거래소에 서면통지하여야 함

* 1차연료 : 발전기가 정상운전(기동, 혼소 제외) 중 사용하는 주연료로써, 울산GPS는 LNG, LPG를 각각 주연료로 사용함

< 전력시장운영규칙 별표4 입찰운영절차 발췌 >

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

2) 문제점

□ (입찰 및 발전 차질) 연료공급처 또는 연료계통설비 등에 문제가 발생하였을 경우 물리적인 연료전환을 통해 정상적으로 발전할 수 있음에도 불구하고, 실근무일 3일 전까지 해야 하는 1차연료 변경통지 절차 문제로 일정 기간 입찰 및 발전정지 발생이 불가피

< 연료전환 불가에 따른 발전정지 사례>

정지일시	기동일시	사용연료	정지시간	정지사유
‘25.2.17 (04시)	‘25.2.19 (14시)	LNG	58	연료공급 중단1)
‘25.6.4 (21시)	‘25.6.5 (13시)	LPG	16	연료계통 설비고장2)

1)LNG 터미널 측 정전으로 연료공급 중단,  2)LPG 기화설비 손상 확인(Gas leak)

□ 주말/연휴 포함 시 5일 이상 발전이 정지될 수 있으며, 이로 인해 전력수급 및 계통운영 안전성이 저하되는 상황이 발생할 수 있음

ㅇ (예시) 현 규정상 실근무일 3일 전 연료변경 신청 후, 연료변경이 가능하므로 금요일 연료변경 신청 시 다음주 수요일(5일 후)부터 연료가 변경됨 ☞ 금~화요일까지 5일간 변경 연료로 발전 불가

3) 개정방향

□ 현 전력거래소 업무수행 절차 및 시스템을 고려하여 시장·계통 운영을 저해하지 않는 수준에서 1차연료 변경 서면통지 기한을 최대한 단축 추진

나. 개정 내용

□ 1차연료변경 통지기한 단축 ☞ 제2.1.1.2조, [별표4] 입찰운영절차 6.3.1.3

ㅇ (기존) 실근무일 3일 전까지 서면통지

ㅇ (개정) 해당 거래일에 대한 입찰일 1영업일 전 11시까지 서면통지

기 존	개 정
제2장 가격결정 제2.1.1.2조(자료의 제출) ⑥ 제2항 제1호 가목의 1차연료가 2개 이상인 발전기의 경우 사용연료 변경시는 발전사업자는 실근무일 기준 3일전까지 이를 전력거래소에 통지하여야 한다. [별표4] 입찰운영절차 6.3.1.3 두 가지 이상의 연료를 사용하는 발전기는 발전계획수립기간의 발전기 운전형태를 한 가지 연료만을 사용하는 것으로 하며, 두 가지 연료를 사용하여서는 아니 된다. 또한 사용연료를 변경할 때에는 입찰서에 2차연료사용 또는 1차연료변경 사실을 명기하여야 한다. 특히, 1차연료변경의 경우에는 변경내용을 실근무일 기준 3일전까지 전력거래소에 서면통지하여야 하며, 일일 입찰시 이를 입력하여야 한다.	제2장 가격결정 제2.1.1.2조(자료의 제출) ⑥ 제2항 제1호 가목의 1차연료가 2개 이상인 발전기의 경우 사용연료 변경시는 발전사업자는 해당 거래일에 대한 입찰일 1영업일 전 11시까지 이를 전력거래소에 통지하여야 한다. [별표4] 입찰운영절차 6.3.1.3 두 가지 이상의 연료를 사용하는 발전기는 발전계획수립기간의 발전기 운전형태를 한 가지 연료만을 사용하는 것으로 하며, 두 가지 연료를 사용하여서는 아니 된다. 또한 사용연료를 변경할 때에는 입찰서에 2차연료사용 또는 1차연료변경 사실을 명기하여야 한다. 특히, 1차연료변경의 경우에는 변경내용을 해당 거래일에 대한 입찰일 1영업일 전 11시까지 전력거래소에 서면통지하여야 하며, 일일 입찰시 이를 입력하여야 한다.

3. 개정 효과

□ 입찰 및 발전정지 기한을 최소화 및 공급가능 발전용량 확대 등을 통해 전력계통 안정화 기여

□ 연료변경 기한 단축을 통해 저원가 발전기가 조기에 전력계통에 연결되어 SMP 감소 효과 등 전력시장가격 안정에 기여 가능

(예시) ‘25.06월 평균SMP: 약 118원/kWh

‘25.06월 울산GPS 연료비단가 LNG: 약 87원/kWh

□ 자가용 전기설비의 총 생산량 계량설비 설치기준에 대한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (전기사업법) 자가용 전기설비(태양광 제외)는 연간 총 생산량(발전단)의 30% 미만(설비용량 40MW 이하 기존 설비는 50% 미만)의 범위에서 전력거래 가능(법 제31조, 시행령 제19조, 부칙 제2조)

ㅇ (전력시장운영규칙) ’22.12.27. 개정된 현행 규칙은 자가용 전기설비 설치자의 경우 전력 총 생산량을 계량하기 위하여 [별표7] 기준에 부합하는 계량설비를 설치할 의무를 부과

- 단, 기존 사업자의 경우 ’25.12월까지 적용 유예(22.12.27.에 24개월 유예하고, 24.10.29.에 25.12.31.까지 유예기간 연장)

< 자가용 전기설비 전력거래 관련 법령 · 규칙 >

▣ 전기사업법 제31조(전력거래)

① 발전사업자 및 전기판매사업자는 제43조에 따른 전력시장운영규칙으로 정하는 바에 따라 전력시장에서 전력거래를 하여야 한다. 다만, 도서지역 등 대통령령으로 정하는 경우에는 그러하지 아니하다.

② 자가용전기설비를 설치한 자는 그가 생산한 전력을 전력시장에서 거래할 수 없다. 다만, 대통령령으로 정하는 경우에는 그러하지 아니하다. (이하 중략)

▣ 전기사업법 시행령 제19조(전력거래) <개정 2025. 1. 7.>

② 법 제31조제2항 단서에서 “대통령령으로 정하는 경우”란 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우를 말한다.

1. 태양광 설비를 설치한 자가 해당 설비를 통하여 생산한 전력 중 자기가 사용하고 남은 전력을 거래하는 경우

2. 태양광 설비 외의 설비(석탄을 에너지원으로 이용하는 설비는 2017년 2월 28일까지 「전기안전관리법」 제8조제1항 전단 또는 같은 조 제2항 전단에 따른 설치공사ㆍ변경공사의 공사계획의 인가 신청 또는 신고를 한 경우로 한정한다)를 설치한 자가 해당 설비를 통하여 생산한 전력의 연간 총생산량의 30퍼센트 미만의 범위에서 전력을 거래하는 경우

* 부칙 제2조(자가용전기설비 설치자의 전력거래 허용량에 관한 경과조치) <대통령령 제35190호, 2025. 1. 7.> 이 영 시행 전에 제19조제2항제2호에 따른 태양광 설비 외의 설비(발전설비용량이 40메가와트 이하인 자가용 전기설비로 한정한다)를 설치한 자가 해당 설비를 통하여 생산한 전력을 전력시장에서 거래할 수 있는 범위에 관하여는 제19조제2항제2호의 개정규정에도 불구하고 종전의 규정에 따른다.

▣ 전력시장운영규칙 제4.1.9조(자가용전기설비설치자의 계량) [신설 2012.12.31.] <개정 2017.12.29., 2022.12.27., 2025.8.6.>

② 전기사업법 시행령 제19조 제2항 제2호에 따라 태양광 설비 외의 설비를 설치한 자가 전력을 거래하는 경우 전력거래 허용한도 준수 여부를 전력거래소로부터 확인받기 위하여 총 생산량을 계량하기 위한 설비와 전력거래량을 계량하기 위한 설비를 별표7에 따라 각각 구분 시설하고 유지․관리하여야 한다.

▣ 전력시장운영규칙 부칙 제11조(자가용전기설비설치자의 계량에 관한 특례)(2022. 12. 27.)

제4.1.9조의 개정규정에도 불구하고 이 규칙 시행일 이전에 전력거래 중인 자가용설비설치자에 대해서는 시행일 이후 24개월까지 적용을 유예한다.

▣ 전력시장운영규칙 부칙 제4조(자가용전기설비설치자의 계량에 관한 특례기간 연장)(2024. 10. 29.)

부칙(2022. 12. 27.) 제11조(자가용설비설치자의 계량에 관한 특례)의 유예기간을 2025. 12. 31.까지 연장한다.

2) 필요성

□ (유연한 제도운영 필요) 상위법령*에서 전력거래량 계량설비와 달리 총 생산량 계량설비에 대해 특별한 규정이 없는 상황에서 기존 총 생산량 계량설비 설치자의 신뢰보호 위해 유연하게 제도를 운용할 필요

* (전기사업법 제19조) 자가용전기설비를 설치한 자(제31조 제2항 단서에 따라 전력을 거래하는 경우)는 시간대별로 전력거래량을 측정할 수 있는 전력량계를 설치ㆍ관리하여야 한다.

□ (비례의 원칙 준수) 전기사업법령상 자가용 전기설비의 경우 생산한 전력의 연간 총생산량의 30퍼센트 미만의 범위 내 전력을 거래하도록 하고 있으므로 총 생산량의 연 단위 파악 통한 위반 여부 인지가 중요

ㅇ 위와 같은 목적 달성에 필요한 범위 내에서* 가능한 한 회원사의  피해를 최소화하는 방향을 모색하는 것이 헌법상 비례의 원칙(과잉금지의 원칙)**에 부합할 수 있음

* 가령 포스코(규칙개정 제안사)의 경우 전력 거래량은 총 생산량의 5% 내외 수준에 불과

** 비례의 원칙 : 목적의 정당성, 방법의 적합성, 피해의 최소성, 법익의 균형성

□ (부담 완화 및 안정적 전력공급 담보) 총 생산량 계량설비의 전면적 추가(교체) 설치 경우 공사비 및 수전비용 등 적지 않은 비용 소요 예상

ㅇ 전력시장을 통한 잉여전력 공급 유인을 저해함은 물론, 공사기간 동안 해당 설비를 통한 전력시장 공급에 차질을 야기함으로써 전력수급에도 부정적 영향 초래

3) 개정방향

□ 연간 전력 총 생산량 계량제도의 목적과 비례의 원칙을 고려하여, 전력거래비율 제한의 준수 여부 확인이 가능한 범위 내에서 [별표7] 기준을 합리적으로 완화

나. 개정 내용

□ [별표7]에 11.0을 신설하고 기존 자가용전기설비설치자의 경우 계기용변성기 외의 계량설비에 대해서 [별표 7]의 기준을 적용하되, 전력거래 허용한도 준수여부는 계기용변성기의 오차등급 및 최대 허용오차를 고려하도록 함  ☞ [별표7] 11.0

ㅇ (참고) 현 규칙은 예외 없이 [별표7] 기준에 따르는 계량설비만 사용 가능

현 행

규칙개정위원회 상정(안)

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

<신 설>

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

11.0 자가용전기설비설치자의 계량설비 기준

11.1 자가용전기설비설치자가 규칙 제4.1.9조 제2항에 따라 시설 및 유지․관리하는 총 생산량을 계량하기 위한 설비와 전력거래량을 계량하기 위한 설비는 본 별표를 따른다.

11.2 자가용전기설비설치자가 현장여건상 총 생산량을 계량하기 위한 계기용변성기를 설치하기 곤란한 경우에는 타 용도로 사용하기 위해 설치한 변성기를 총 생산량을 계량하기 위한 전력량계와 공용할 수 있으며, 이 경우에는 별표7의 7.1.5에도 불구하고 최대 1.0급까지 변성기의 오차등급을 허용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 변성기의 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다.

11.3 11.2에 따라 변성기를 공용하는 자가용전기설비설치자의 총 생산량은 계량값에서 해당 변성기의 최대허용오차를 차감한 값을 적용하며, 전력거래 허용한도는 이를 기준으로 산정한다.

11.4 11.3에서 정하는 최대허용오차는 KSC1707 표준을 따르며 다음 표와 같다. 다만, KSC1707 표준이 아닌 국내·외 표준 인증을 받은 변성기를 사용하는 경우에는 다음 표에서 정한 최대허용오차에 KSC1707 표준과 기타 표준의 최대허용오차 차이를 가산하여 적용할 수 있으며, 가산 적용에 대한 방법은 전력거래소가 정하는 바에 따른다.

구분	변류기 비오차	변압기 비오차	상호 간섭오차	최대 허용오차
0.5급	1.25%	0.5%	0.25%	2%
1.0급	2.5%	1.0%	0.5%	4%

11.5 11.4의 표에서 정한 최대허용오차를 계산할 때 변성기 오차등급이 0.5급을 초과하면서 1.0급 미만인 경우에는 1.0급으로 간주한다.

다. 개정 효과

□ (과도한 비용발생 방지) 전기사업법 준수 여부를 확인하기 위해 필요 충분한 적정 수준의 기존 설비 활용 내지 적정 수준의 설비를 설치하도록 함으로써 회원사의 과도한 비용* 부담 방지

* (예시) 포스코(규칙개정 제안사) 추정 비용 약 435억원 수준(계량설비 108억원 + 수전 요금 385억원 - LNG발전 비가동시 감소비용 58억원)

구분	설치비용 (억원)	수전비용 (억원)	감소비용(억원)	합계 (억원)
광양 (발전기 14기)	56	241	-37	260
포항 (발전기 13기)	52	144	-21	175
합계	108	385	-58	435

□ (상위법령과의 정합성 제고) 상위법에서 전력거래량에 대해서만 시간대별 전력거래량 계량설비의 설치를 규정하는 상황에서 보다 유연한 규제를 통해 상위법령과의 정합성 제고

□ (비례의 원칙 준수) 자가용전기설비설치자의 전력거래 허용한도 준수여부 확인이라는 규제 목적을 달성하는 최소한의 범위 내에서 계량설비 설치 의무를 부과하여 관련 우려 불식

□ RPS 고시 개정에 따른 REC 계약단가 적용기준 변경 등 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 산업부는 2025년 4월 8일자로 「신재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리운영지침(이하 ‘RPS 고시’)」을 개정하였음

ㅇ 주요 개정 내용은 다음과 같음

① 전력거래가격이 음수인 경우 계약단가 적용 기준 정비

- 재생에너지 입찰제도 도입 결과 전력거래가격이 음수인 경우 계약단가를 해당 발전설비의 고정가격으로 적용

② 풍력발전 설비의 계약기간 연장

- 재생에너지 입찰제도 도입지역 풍력설비는 전력거래가격이 음수 시간대에 해당하는 기간만큼 계약만료일을 일 단위로 연장

③ 적용대상 범위 설정

- 재생에너지 입찰제도가 적용되는 지역에서, RPS 고시 개정 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용함

- 다만, 고시 개정 이후 재생에너지 입찰제도가 적용되는 지역의 경우 해당 제도가 시행된 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용

< 예시 : RPS 고시 개정 전/후 비교 >

구 분	개정 전		개정 후
⦁ A 태양광발전소가 SMP와 REC를 합친 고정가격(180원/kWh*)으로 발전사와 20년간 장기 고정가격계약을 체결하고 1kWh 발전 가정 시 * 실제 계약 단위는 18만 원/(SMP+REC)이나 이해를 돕기 위해 SMP의 단위로 단순화하였음
⦁SMP 150원/kWh인 경우 ⦁SMP 200원/kWh인 경우 ⦁SMP –50원/kWh인 경우		⦁REC 가격=30원(180-150) ⦁REC 가격=0원 ⦁REC 가격=230원(180-(-50))	⦁(좌 동) ⦁(좌 동) ⦁REC 가격=180원

< 주요 용어 설명 >

⦁ RPS 고시 : 신·재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리·운영지침

⦁ RPS(Renewable Portfolio Standard) : 발전사에게 일정 비율을 신재생에너지로 공급하도록 의무를 부여한 제도로, 발전사는 신재생에너지를 직접 생산하거나 신재생 사업자로부터 공급인증서(REC)를 구매해 의무를 달성

⦁ REC(Renewable Energy Certificates) : 신재생에너지로 공급했다는 사실을 인증하는 증서

⦁ 고정가격계약 : 발전사와 신재생 사업자가 REC에 대한 장기계약을 맺을 때 SMP와 REC를 합한 고정가격으로 맺은 계약

(예시) 「SMP+REC=18만원」으로 계약, SMP로 15만원을 받았다면 REC로 3만원 지급

2) 개정 필요성 및 개정 방향

□ 고시 개정 사항을 규칙에 반영하여 상위 법령과의 일관성 확보

나. 개정 내용

□ RPS 고시 개정 사항 반영

ㅇ 전력거래가격이 음수인 경우 계약단가 적용 기준 정비

☞ 제11.1.10조 제2항

RPS 고시	규칙 개정(안)
제10조의3 ① (생략) 전력시장운영규칙에 따른 재생에너지 입찰제도 도입 결과 전력거래가격이 음수(陰數)인 경우 계약단가를 해당 발전설비의 고정가격으로 적용한다.	제11.1.10조 ② 재생에너지 입찰제도 도입 결과 전력거래가격이 음수(陰數)인 경우 계약단가를 해당 발전설비의 고정가격으로 적용한다.

ㅇ 풍력발전 설비의 계약기간 연장 ☞ 제11.1.10조 제4항

RPS 고시	규칙 개정(안)
제10조의3 ③ 전력시장운영규칙에 따른 재생에너지 입찰제도 도입지역 풍력설비에 대해서는 전체계약기간 중 전력거래가격이 음수인 시간 범위 내에서 제10조 제1항에 따른 계약만료일은 일 단위로 연장할 수 있다. 이 경우 소수점 이하의 일수는 반올림한다.	제11.1.10조 ④ 제11.1.7조 제4항에도 불구하고 재생에너지 입찰제도 도입지역 풍력설비에 대해서는 전체계약기간 중 전력거래가격이 음수인 시간 범위 내에서 계약만료일은 일 단위로 연장할 수 있다. 이 경우 소수점 이하의 일수는 반올림한다.

ㅇ 적용대상 범위 설정 ☞ 부칙의 적용례

RPS 고시	규칙 개정(안)
부 칙 <2025. 4. 8.> 제1조(시행일) 이 지침은 고시한 날부터 시행한다. 제2조(적용례) 제10조의3 제1항 후단, 제2항 및 제3항의 개정규정은 전력시장운영규칙에 따라 재생에너지 입찰제도가 도입된 지역에, 이 지침 시행 이후 제10조에 따른 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용한다. 다만, 이 지침 시행 이후 전력시장운영규칙에 따라 재생에너지 입찰제도가 적용되는 지역의 경우 해당 제도가 시행된 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용한다.	부 칙 <2025. 00. 00.> 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(적용례) 제11.1.10조 제2항 및 제4항의 개정규정은 2025년 4월 8일 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용한다. 다만 공고일 당시 재생에너지 입찰제도가 도입되지 않은 지역에 대해서는 재생에너지 입찰제도가 도입된 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용한다.

□ 기존 RPS 고시 조항을 규칙에 반영

☞ 제11.1.1조 제12호, 제11.1.10조 제1항 및 제3항

□ 기타 일부 문구 보완

ㅇ 자료 제출 및 결과 통지 관련 일자를 영업일 기준으로 개선
☞ 제11.2.1조 제1항, 제11.2.1조의2 제3항, 제11.2.8조, 제11.2.9조,
[별표25] 6.3.1.2, 6.4.3.1, 6.4.3.2, 6.4.4.4, 6.4.4.5

ㅇ 별지 서식의 내용을 규정에 명문화 ☞ 제11.1.7조

ㅇ 별지 서식의 참고 사항 구체화 ☞ 별지 제89호 및 제89-1호

다. 개정 효과

□ RPS 고시 개정과 시장운영규칙 간 정합성을 확보하여 법령·규정 간 체계적 운용 강화

□ REC 계약단가 산정 기준의 명확화를 통해 시장참여자의 이해도 및 예측 가능성을 높이고 행정 처리 과정의 혼란 방지

※ RPS 고시 개정 사항을 단순히 시장운영규칙에 반영하는 것으로, 추가적인 시스템 개선 비용은 발생하지 않음

□ 중앙계약전기저장장치의 세부 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (중앙계약 ESS 준공 도래) ‘23년 제주, 최초 개설된 ESS 중앙계약시장(8月)에서 낙찰(11月) ESS 3기(68MW)가 ’25년 10월 상업운전개시 전망

ㅇ (배경 및 근거) 재생e 출력제어 완화 등을 목적, 제10차 전력수급기본계획(전기본)에 제주 장주기 ESS 필요 물량 제시

【 중앙계약 ESS 건설 추진 현황 (‘23년 낙찰분) 】

발전소	발전사	설비용량	준공 계획(잠정)
제주 북촌 BESS	동서발전	35MW	‘25.11월
제주 안덕 BESS	남부발전	23MW	‘25.11월
제주 한림 BESS	LS 일렉트릭	10MW	‘25.10월

□ (중앙계약 ESS 전국 확대) 제11차 전기본에 따라 ’26~‘29년 전국 ESS 필요 물량(2.2GW)에 대한 중앙계약시장 개설(5월) 및 준비 중

ㅇ (’25년 계획) ‘26~’27년 필요물량 1.1GW에 대해 상,하반기 시장개설

< 참고 : ESS 중앙계약시장 개요 >

◦ (ESS 필요성) 재생e 변동성, 출력제어 완화 등을 위해 ESS 투입이 필요

☞ 전력거래소가 중앙계약시장을 신설 → 비용 효율적인 ESS의 시장진입 유인

중앙계약 전기저장장치(ESS)	=	① 중앙계약 체결	+	② 장기간, 선도시장 형태	+	③ 중앙 급전 자원
		· KPX가 관리주체인 계약시장개설		· 계약체결 및 일정 시간 후 설비 운영, 계약기간동안(15년) 낙찰받은 사업자별 입찰가격으로 정산		· KPX 운영 지시 → 계통 안정 측면 최적 활용

2) 필요성

□ (규정 마련) ‘23.8월 당시 공고문 및 旣 체결된 계약서(’24.5월)에 내용에 따른 ESS 운영 및 정산 등 세부 규정을 규칙화함으로써 중앙계약 ESS 적기 상업운전개시 지원

ㅇ 現 전력시장운영규칙上 전기저장장치 중 중앙계약 ESS의 운영 특성 및 보상 체계* 등을 반영한 규정 마련 필요

* 중앙계약 ESS는 전력량에 대한 보상없이 최대 방전용량, 최대 저장전력량 등 기체결된 계약조건 등을 바탕으로 정산 시행

【 참고, 전력시장 내 전기저장장치 체계 】

구분	①-1.중앙급전전기저장장치				②-1.비중앙급전 전기저장장치
		①-2. 중앙계약 전기저장장치 (중앙계약시장 경유)		①-3.송전사업자용전기저장장치		재생e전기저장판매 사업자의 전기저장장치
주요 특징	□급전지시에 따라 운전 □10MW↑, 운전시간 2시간↑ □계통신뢰도개선 및 발전제약 완화			□주파수조정용 (1차 예비력제공) □계통안정화용	□중앙급전전기저장장치 外
						□재생e로부터 충전된 전력을 직접거래
정산	□용량+전력량+보조서비스 등			별도 보상 X	□비중앙급전발전기와 동일
	(양수와 유사)		□계약가격 정산 (충방전 전력량 : Zero Sum)

□ (기타) 중앙계약전기저장장치 용어 정의를 용어의 정의 항목으로 이동(현재 제15장에 별도 명기)

3) 개정 방향

□ ESS 중앙계약전기저장장치(육지, 제주)의 발전기 등록부터 운영, 계량 및 정산 등 세부 운영 기준 신설로 안정적인 ESS 운영 도모

나. 개정 내용

□ (정의) “중앙계약전기저장장치” 정의 이동 및 추가 ☞ 제1.1.2조,

제15.1.1조 개정

□ (등록 및 운영) 전력시장 등록, 계통운영 준수 등 관련 운영기준 신설 ☞ 제1.2.4조의2, 제2.3.1조, 제2.3.2조, 제15.3.1조, 제15.3.2조, [별표4], [별표9], [별표13], [별지 제31-10호(초기), 제33-9호(변경)] 개정 및 신설

관련 항목	내 용
전력시장 등록기준	· 중앙급전전기저장장치로 등록
입찰서 제출	· 공급가능용량, 방전가능용량, 소내전력량 등 제출
계통 운영기준	· 제5장(전력계통 운영 사항) 준수 및 급전지시 이행

➊ (입찰) 공급가능용량, 방전가능용량*, 소내소비전력량의 시간대별 입찰계획서 신설

* 방전가능용량(MWh) = 충전가능용량(MWh) × ESS ’운전주기효율(%)‘ 로 산출

➋ (발전계획) 하루전 및 제주 실시간 전력시장 발전계획에 중앙계약 ESS를 반영하며, 1day 1cycle*을 기준으로 발전계획 최적화

* ESS 누적 방전량이 최대전력저장량(100%)에서 0%까지 방전(횟수 무관) 시 1cycle로 산정

□ (계량 및 정산) 계약용량정산금 산식, 수수료 등 정산기준 신설

☞ 제4.1.1조, 제4.3.2조, 제15.4.1.1조, 제15.4.2.1조, 제15.4.3.1조, 제15.4.3.2조, [별표1], [별표2], [별표7], [별표8], [별지39], [별지40], [별지41] 신설 및 개정

정산 항목	정산 산식	정산금 항목
계약용량정산금	(낙찰된 계약가격 – 페널티가격) × 공급가능용량 × 이행률	15 중앙계약시장 계약정산금 - 151 전기저장장치 계약용량정산금
전력거래수수료	방전전력량 x 수수료율	16 수수료 - 161 전력거래수수료

➊ (정산금 계산) 입찰한 공급 및 방전 가능용량(MWh)을 기준으로 개별 계약가격(원/kW-h)에 급전지시 이행률(%) 반영(공고문, 계약내용 등 반영)

- EMS 지시값 대비 ESS 출력 차이가 허용오차 이내 → 이행률 100% 반영

* 중앙계약 ESS가 정지 중일 경우에는 상시 사용하는 소내전력까지 고려

➋ (비용 분담) 전력시장의 시간대별 총 전력거래량 대비 개별 전력구매자의 전력구매량에 따라 산정하여 배분

- 단, ’23년 계약체결분(한전-거래소-낙찰사)은 한전이 관련 정산금 부담

□ (기타) 분쟁조정 대상에 중앙계약시장 포함(☞ 제7.1.2조), 「별표13 계통운영시스템 운영절차」통신설비 설치 대상 명칭을 중앙계약전기저장장치에서 중앙급전전기저장장치로 통칭(☞ 별표13)

다. 개정 효과 및 향후계획

□ (개정 효과) 중앙계약 ESS 설비의 전력시장 참여 및 전력계통 안정 운영에 기여

□ (향후 계획) ’25년 제1차 ESS 중앙계약시장 개설‧운영에 따른 제도 보완 사항 발생시 전력시장운영규칙 추가 개정 추진

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ ’23.8월 전력시장운영규칙 제16장(제주 시범사업 운영규칙) 제정 후 ’24.6.1 부로 제주지역에서 ①재생e 입찰, ②실시간시장, ③예비력시장 3개 제도 운영 중

< 전력시장 제도개선 제주 시범사업 제도 개요 >

① (재생e 입찰) 기존 시장입찰 없이 우선급전되고 있는 재생e가 전력시장에 참여(가격·물량 입찰), 가격순 급전순위 적용 ☞ 중앙급전자원화

② (실시간 시장) 현행 “하루전 시장”(1시간 단위로 D-1일 1회 입찰)에 더해,
15분 단위 M-75분 조정 입찰하는 “실시간 시장”을 개설 ☞ SMP 정확도 향상

③ (예비력 시장) 기존 고정단가 적용 예비력에 대하여 실제 급전상황을 반영, 수급여건에 따른 예비력 가치로 정산 ☞ 수급여건에 따른 예비력 가격 변동

[ 제주 시범사업 제도 도입 전·후 비교 ]

구 분	도입 전	도입 후
① 재생e 입찰	재생e 시장입찰 참여 불가 (우선구매, 가격결정자격 無)	재생e 시장입찰 능동 참여 (낙찰량 발전, 가격결정자격 有)
② 실시간시장	1시간 단위 하루전시장만 단일운영·정산	15분 단위 실시간시장까지 병행운영·이중정산
③ 예비력시장	1시간 단위 단일 예비력상품 (분기별 고정단가 적용)	15분 단위 종류별 예비력 거래 (실시간 예비력시장 가격변동)

* ①, ②, ③은 재생에너지 확대에 필수적인 계통유연성을 전력시장을 통해 확보하기 위한 시장제도

< 제주 시범사업 관련 추진 경과 >

ㅇ (규칙 개정) 제주 시범사업운영규칙(제16장) 신설 (‘23.8월)

ㅇ (모의 운영) 사업자 직접참여형 모의운영 진행 (’24.3월~’24.5월)

ㅇ (제도 시행) ‘24.6.1일 00시 부로 제주 전력시장 전환 및 운영 개시

< 제주 시범사업 운영결과 평가 >

목표		평가기준		평가결과
재생e 확대 수용성 강화		제도 영향성		무탄소전원 확대 시장제도 역할 확인 우 수
				계통이슈(출력제어) 완화 기여능력 확인 우 수
		제도 완결성		시장 참여방식·수익성 관련 보완 필요 보 완
				전력시장-RPS제도 간 정합성 향상 필요 보 완

2) 문제점

□ ①입찰제 참여자원(VPP 포함)의 과대입찰 행태 및 ②의무 미참여자원의 부정확한 계획량 제출에 따른 제주 전력계통 안정운영 저해 발생

문제점	발생원인
ㅇ초과발전량 회피를 위한 의도적 과대입찰 진행, 미달발전량 급증 ㅇ의무대상 중 미참여자원의 자체발전계획량 제출값 오차수준 과도	ㅇ現 임밸런스 페널티 체계는 초과발전만 적용(상향 임밸런스 체계) ㅇ의무대상 중 미참여자원에게 임밸런스 페널티 미적용(입찰제 참여자원 한정적용)

□ 現 실효용량 기준 ①용량정산금 지급방식 관련 이중제한 논란 및 참여사업자 대상 ②계통상황 응동 성과 유인 부족

문제점	발생원인
ㅇ입찰제 참여자원 대상 용량정산금 정산 관련 실효용량 이중제한 논란 지속 ㅇ입찰제 참여자원의 계통기여도(자원별 응동수준) 노력 향상 유인 부족	ㅇ실효용량 산정 시 기반영된 재생e의 간헐성·변동성을 정산산식에서 이중고려(min 값 지급) ㅇ급전지시 응동성과 기반 자원별 차등보상체계 부재

* 실효용량(ELCC, Effective Load Carrying Capability) : 중앙급전발전기에 지급하는 용량정산금을 입찰참여 재생에너지에 지급하기 위해, 재생에너지의 공급신뢰도에 기반하여 평가한 유효 공급용량

□ 입찰제 참여 선결조건인 급전지시이행능력시험의 통과기준·시험절차 관련 개선 필요사항 확인

현황	개선점
ㅇ이행능력시험 합격기준 산정 시 설비용량·이용률 등 규칙상 정의 명확화 필요 ㅇ이행능력시험 불합격 시 재시험에 대한 횟수제한 부재로 시험 의미 및 유효성 저하	ㅇ전제사항별 정의 및 적용범위 명확화 및 이행능력시험 기준 개선 ㅇ적정횟수 재시험 기준 마련 등을 통한 시험단계부터 실제 급전지시 이행능력 확보 강화

3) 개정방향

□ 임밸런스 정산 제도 개편을 통해 입찰제 참여자원(의무미참여 포함)의 ①과대입찰 방지 및 ②발전계획 수립 정확도 제고

□ 재생e 입찰제 용량정산금 정산방식을 ①이중제재가 없는 방향으로 개선, 급전지시 이행성과에 대한 ②차등보상체계 마련

□ 이행능력시험 기준 개선 기반 입찰제 참여자원의 ①實 급전지시 이행력 제고, 조문 명료화 기반 ②시험체계 보완, ③사업자 시험부담 완화 병행 등

* 기타 제주 시범사업 운영업무 관련 문구 및 기준 명확화 포함

나. 개정 내용

□ (임밸런스 정산제도 개편) 양방향 임밸런스 체계 도입 및 적용대상 범위 확대, 허용오차 수준 개선을 통한 제주 계통운영 안정성 제고

“임밸런스 정산”이란 : 전력시장에 참여하는 발전사업자가 본인의 낙찰량(급전지시값) 대비 실 발전량에서 오차를 발생시킬 때, 해당 오차 발생수준에 적용되는 정산식

임밸런스 정산 적용근거 : 전력시장운영규칙 제16장 제6절(정산), 별표 33(전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준) 등

해외 전력시장 사례 : 북미(NYISO, MISO), 유럽(이탈리아, 벨기에) 등 시장참여 재생e 대상 임밸런스 가격정산 적용 중

* 북미 FERC ORDER 890 표준 ±1.5% 설정 등 재생e 또한 일반발전기와 유사하게 임밸런스 허용오차 적용 中

사업자 의견수렴 결과 : 과대입찰 등 現 시장 문제상황 완화를 위해 시범사업 참여 사업자 대부분이 임밸런스 체계 신속개선 필요에 동감, 합의

* 現 임밸런스 체계가 사업자 과대입찰 행태 유도 → 시장가격 추가하락 및 출력제어 급전지시 추가발생 유발 등 발전사업자에게도 악영향

ㅇ 現 “상향 임밸런스(단방향)” 체계를 “상·하향 임밸런스(양방향)” 체계로 개편, 상황별 정산식 구분·개선을 통한 과대입찰 방지 ☞ 별표33

ㅇ 의무대상 중 미참여자원 또한 임밸런스 정산 동일적용 ☞ 별표33

* 입찰제 참여의무(대규모) 자원의 입찰제 참여 회피 및 계통혼란 유발 방지

ㅇ ‘26년 이후 임밸런스 허용오차 개선(현재 8% → 개선 6%*) ☞ 별표33

* 예측제도 內 “대상자원의 시간대별 예측오차율 기준 개정사항(‘25.2월, 제14장)”의 하한값을 활용하되, 장기적으로 단계적 오차범위 개선 목표(현 8% → 개선 6% → 미래 4%)

** 단, 급전지시 발생상황에서는 지시 이행력 담보를 위해 허용오차 1.5% 적용

□ (용량정산금 지급방식 개선) 재생e 입찰 참여자원의 용량정산금 지급산식 개선 및 참여자원별 급전지시 이행성과 기반 차등 신설

ㅇ 용량정산금 지급 시 “상시(24h) 실효용량” 기준으로 개선 ☞ 별표33

ㅇ 급전지시 이행실적 기반 “재생e 성과연동형용량가격계수”(RPCF) 신설, 적용 ☞ 별표33

* 용량계수 산정방법 및 산식 등은 규칙개정 완료 후 비용위 의결을 통해 결정

□ (이행능력시험 프로세스 개선) 급전지시이행능력시험 기준 및 절차를 개선하되, 참여사업자 부담 완화를 위해 합리적 수준으로 조절

ㅇ 급전지시 이행능력시험 합격기준 점진적 개선 ☞ 제16.2.9조 제2항 등

- 시험구간 3단계 → 5단계 확대 개선, 허용오차 6% 적용

ㅇ 불합격 시 재시험 횟수 제한(재시험 포함 총 3회) ☞ 제16.2.9조 제3항

- 단, 이용률 기준 미충족에 따른 시험 개시 불발 상황은 제외

ㅇ 기준출력·설비이용률 포함 시험 관련 기준(용어), 문구의 명확화 등 ☞ 제16.1.8조 제23호, 제24호

ㅇ 시험 기통과자원의 경우 차기 참여 시 시험 면제 ☞ 제16.2.9조 제2항

□ (기타사항) 제주 시범사업 운영업무 관련 문구 및 적용기준 명확화

ㅇ 급전지시값(SET-POINT) 미발생 시 대체적용값 명료화 ☞ 별표 33

- 시스템 작업·장애 상황 시 “발전계획량”으로 “급전지시값”을 대체적용

ㅇ 변동비보전정산금, 기대이익정산금 산식 수정을 통한 지급기준 명확화 ☞ 별표 33

- 사업자 자기사유 변경입찰의 경우 변동비보전정산금 미지급 처리

- 제약량이 발전량 혹은 입찰량을 초과할 시 오지급되는 산식 개선

- 하루전계획량 초과발전 시 제약량 미만 발전량에 오지급되는 산식 개선

ㅇ 제주 비중앙급전전기저장장치 충전전력 정산식 반영 ☞ 별표 33

- 현 규칙 상 누락된 비중앙급전전기저장장치 충전 정산식 명확화

ㅇ 중개사업자의 채무불이행 상황 시 거래소의 대금채권 확보권리 반영, 재정보증 대상기간 중복발생 상황 방지 등 ☞ 제16.2.14조

- 현금 재정보증(보증금 예치) 사업자의 채무불이행 발생 시 조치사항 명확화 등

ㅇ 시범사업 유효기간 문구 관련 명확화 ☞ 부칙 제3조

- 기존 부칙(’23.8.30) 상 시범사업 유효기간을 25년 말까지로 한정

- 불필요한 연도 기재 문구((25년 말 예정)) 명료화를 통한 참여사업자 혼란 예방 및 사업 지속가능성 담보 필요

다. 개정 효과

1) 계량적 효과

□ (거래비용) 용량정산금 정산방식 개선 시, 현행 대비 용량정산금 지급 수준 태양광 2.17배, 풍력 2.02배 가량 개선 추정

ㅇ 용량정산금 24h 상시지급으로 개선 시 입찰제 참여 재생e 수익성 향상 효과 발생

[단위 : 원/kWh]

구 분		기 존		개 선		비 교
태양광		4.45		9.67		2.17배 ↑
풍력		9.77		19.75		2.02배 ↑

* 동일자원(태양광/풍력 단독) 유형으로 구성된 사례로 모의, 시범사업 운영 1년(‘24.6~’25.5)기간 대상 ELCC를 ‘25/’26 값으로 변경하여 TPCP 재산정, 비교 진행

2) 비계량적 효과

□ 임밸런스 및 용량 정산 제도 정비를 통해 재생e 입찰제 참여자원의 입찰 참여 정확도 제고 유인 및 사업지속성 향상

□ 급전지시이행능력시험 기준 및 절차 개선을 통해 입찰제 참여자원의 계통기여(급전지시 이행) 능력 지속적 강화 기대

□ 제주 시범사업 관련 기존 규정의 미비점 보완을 통해 제도 완결성 제고

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 전력설비 휴전에 따른 송전제약 정보공개 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제5장 전력계통 운영 제9절 발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) <중 략> 2. 휴전계획 수립일정 <중 략> 나. 월간휴전계획 수립일정 전기사업자는 매월 1일까지 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 익월 월간휴전계획을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 동월 20일까지 조정결과를 발표한다.	제5장 전력계통 운영 제9절 발전기 및 전기저장장치의 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) <중 략> 2. 휴전계획 수립일정 <중 략> 나. 월간휴전계획 수립일정 전기사업자는 매월 1일까지 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 익월 월간휴전계획을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전기사업자는 월간휴전계획을 당월 5영업일까지 발표하고 전력거래소는 당월 20일까지 조정결과를 발표한다.	· 조정 전 전력설비 월간 휴전계획 발표 신설
[별표18] 발전기 정지 및 휴전업무 절차 8.5 월간 휴전계획 조정절차 <중 략> 8.5.3 조정된 월간 휴전계획 일정을 반영하여 월간 휴전계획을 매월 20일까지 발표한다. <중 략> <신 설> 8.6 휴전승인 <중 략> <신 설>	[별표18] 발전기 정지 및 휴전업무 절차 8.5 월간 휴전계획 조정절차 <중 략> 8.5.3 전기사업자는 월간휴전계획을 매월 5영업일까지 발표하고, 전력거래소는 조정된 월간 휴전계획 일정을 반영하여 조정 월간 휴전계획을 당월 20일까지 발표한다. <중 략> 8.5.7 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함되는 10일 이상 전력설비 휴전으로 인한 제약사항은 제약 대상 발전사업자에게 전월 20일까지 통보한다. 8.6 휴전승인 <중 략> 8.6.5 전력거래소는 월간 휴전계획에서 검토한 휴전작업에 따라 연계 계통 내 발전제약(정지, 출력제한, 필수운전 등)이 필요한 경우, 해당 휴전작업 승인서를 휴전작업 시작일 기준 2영업일 전까지 제약 대상 발전사업자에게 통보하는 것을 원칙으로 한다. 단, 긴급(임시)휴전 발생 등 불가피한 상황으로 인해 휴전작업 시작일 기준 2영업일 전까지 휴전작업승인서를 통보하지 못하는 경우에는 휴전작업 시작 전까지 제약 대상 발전사업자에게 통보하여야 한다.	· 조정 전 전력설비 월간 휴전계획 발표 신설 · 전월 20일까지 제약 대상 발전사업자에게 제약사항 통보 · 휴전작업승인서 공지 기준 신설

□ 수요반응자원의 지역계수 차등 적용 등을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제2장 가격결정

제4절 가격결정

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)

③ 제2항의 용량가격계수(RCFi)는 공급용량계수(ICF)와 지역계수(LFi)를 곱하여 산출한다.

④ 제3항의 공급용량계수는 제주지역을 제외하고 다음 각 호에 따라 산정하며 제주지역은 1.0으로 한다.

3. 공급용량은 최대부하 시현기간이 하계인 경우 6월말을 기준으로 하고, 동계인 경우 11월말을 기준으로 하며, 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치와 전력시장 참여 비중앙발전기 용량과 수요반응자원의 의무감축용량을 합하여 산출한다.

⑤ 제3항의 지역계수는 비용평가위원회에서 결정한 용량손실계수, 용량손실계수가중평균 및 가중치(aLF)를 이용하여 다음과 같이 산정하며 제주지역의 중앙급전발전기와 수요반응자원에 대해서는 지역계수를 1.0으로 적용한다.

제12장 수요반응자원의 거래

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록, 변경, 말소

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) <중  략>

③ 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항의 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 만족하여야 한다.

2. 수요반응자원은 다음 각 목에 따라 지역별로 구분하여 등록하여야 한다.

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR : 수도권, 비수도권

나. 제주DR/H-제주DR, 플러스DR : 제주권

다. 국민DR, 플러스DR : 육지권, 제주권

이때, 플러스DR의 육지권은 별지 제101-5호 서식에 따라 세부 지역별로 구분하여 등록한다.

라. 주파수DR : 육지권

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

1. 표준, 중소형DR 월별 고정기본정산금단가 =  [eqn: sum _{t} ^{DRT} (DRHCF _{t} ` TIMES `FPCF _{m} )]

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCP : 육지지역 기준용량가격

FPCFm : 수요반응자원의 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

DRT : 육지 지역 수요반응자원의 거래월별 영업일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

2. 제주DR 월별 고정기본정산금단가 = [eqn: sum _{t} ^{DRT} (DRHCF _{t} ` TIMES `FPCF _{m} )]

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCP : 제주지역 기준용량가격

FPCFm : 수요반응자원의 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

DRT : 제주 지역 수요반응자원의 거래월별 영업일 의무감축시간대(10~21시)

3. H-표준, H-중소형DR, H-제주DR 월별 고정기본정산금단가 = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT}] DRHCFi,t

DRHCFi,t = RCPi

<중 략>

제2장 가격결정

제4절 가격결정

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)

③ 제2항의 용량가격계수(RCFi)는 공급용량계수(ICF)와 지역계수(LFi)를 곱하여 산출한다.

④ 제3항의 공급용량계수는 제주지역을 제외하고 다음 각 호에 따라 산정하며 제주지역은 1.0으로 한다.

3. 공급용량은 최대부하 시현기간이 하계인 경우 6월말을 기준으로 하고, 동계인 경우 11월말을 기준으로 하며, 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치와 전력시장 참여 비중앙발전기 용량과 평일 수요반응자원의 의무감축용량을 합하여 산출한다.

⑤ 제3항의 지역계수는 비용평가위원회에서 결정한 용량손실계수, 용량손실계수가중평균 및 가중치(aLF)를 이용하여 다음과 같이 산정하며 제주지역의 중앙급전발전기와 수요반응자원에 대해서는 지역계수를 1.0으로 적용한다. 단, 육지지역의 수요반응자원은 수도권과 비수도권을 구분하여 제2항 제2호에 따른 용량가격계수 산정시 적용되는 해당 지역 중앙급전발전기 지역계수의 평균값을 적용한다.

제12장 수요반응자원의 거래

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록, 변경, 말소

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) <중  략>

③ 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항의 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 만족하여야 한다.

2. 수요반응자원은 다음 각 목에 따라 지역별로 구분하여 등록하여야 한다.

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR : 수도권, 비수도권

나. 제주DR/H-제주DR, 플러스DR : 제주권

다. 국민DR : 수도권, 비수도권, 제주권

라. 플러스DR : 육지권, 제주권

이때, 플러스DR의 육지권은 별지 제101-5호 서식에 따라 세부 지역별로 구분하여 등록한다.

마. 주파수DR : 육지권

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

1. 표준, 중소형DR, 제주DR 월별 고정기본정산금단가 =  [eqn: sum _{t} ^{DRT} (DRHCF _{i,t} ` TIMES `FPCF _{m} )]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCPi : 지역별 기준용량가격

FPCFm : 수요반응자원의 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

DRT : 지역별 수요반응자원의 거래월별 영업일 의무감축시간대(육지 : 09~12시, 13~20시, 제주 : 10~21시)

2. 제주DR 월별 고정기본정산금단가 = [eqn: sum _{t} ^{DRT} (DRHCF _{t} ` TIMES `FPCF _{m} )]

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCP : 제주지역 기준용량가격

FPCFm : 수요반응자원의 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

DRT : 제주 지역 수요반응자원의 거래월별 영업일 의무감축시간대(10~21시)

2. H-표준, H-중소형DR, H-제주DR 월별 고정기본정산금단가 = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT}] DRHCFi,t

DRHCFi,t = RCPi

<중 략>

·휴일 DR 도입에 따른 RCF 산정기준 명확화

·수도권/비수도권/제주권 지역 계수 구분

※ 참고규정

제2.4.3조 ② 2. 용량가격계수는 당해연도 7월부터 다음연도 6월을 기준으로 적용(...)

·구분 수정

(플러스DR 삭제)

·국민DR 지역 구분 세분화

· 목 번호 변경

·수도권/비수도권/제주 지역계수 분리에 따른 규칙 정리

- 표준DR/중소형DR/제주DR을 한 호로 정리

· 2호 삭제

- 1호와 통합

· 호 번호 변경

부  칙 (2025.XX.XX.)

제0조(시행일)① 제2장, 제12장의 수요반응자원 지역계수 관련 개정규정은 ’26/’27 용량가격계수 산정 시부터 시행한다.

② 제12장, 별지 제101-3호, 별지 제102-2호의 국민DR 지역 구분 관련 개정규정은 국민DR 4차년도 초기등록 시부터 시행한다.

·신규 전력거래기간부터 적용

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권)

표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 육지 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 육지 SMP로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

국민DR(수도권/비수도권)은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 육지 MGP를 더한 값으로 한다.

<중 략>

RBPy,x : 국민DR 지역별 연간 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RBPm,x : 국민DR의 지역별, 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

나. 제주DR/H-제주DR, 국민DR(제주권)

제주DR/H-제주DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 제주 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 실시간에너지가격(RT_SMPt,q)의 산술평균으로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

국민DR(제주권)은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 제주 MGP를 더한 값으로 한다.

<생   략>

RBPy,x : 국민DR 지역별 연간 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

RBPm,x : 국민DR의 지역별, 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권/비수도권 지역은 1, 제주지역은 2)

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권)

표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 육지 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 육지 SMP로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

국민DR(수도권/비수도권)은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 육지 MGP를 더한 값으로 한다.

<중 략>

RBPy,x : 국민DR 지역별 연간 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권 지역은 1, 비수도권 지역은 2, 제주지역은 3)

RBPm,x : 국민DR의 지역별, 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권 지역은 1, 비수도권 지역은 2, 제주지역은 3)

나. 제주DR/H-제주DR, 국민DR(제주권)

제주DR/H-제주DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 제주 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 실시간에너지가격(RT_SMPt,q)의 산술평균으로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

국민DR(제주권)은 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 제주 MGP를 더한 값으로 한다.

<생   략>

RBPy,x : 국민DR 지역별 연간 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권 지역은 1, 비수도권 지역은 2, 제주지역은 3)

RBPm,x : 국민DR의 지역별, 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

(x는 지역구분 표시기로 수도권 지역은 1, 비수도권 지역은 2, 제주지역은 3)

·수도권/비수도권 구분

·수도권/비수도권 구분

·수도권/비수도권 구분

·수도권/비수도권 구분

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산

가. 주파수연계 감축량에 대한 정산

<생   략>

FHCFi,t : 주파수DR의 시간대별 용량 단가. 단, 각 적용 계수는 거래월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 시간대별 TCF 및  PCF는 1을 적용

9. 주파수 하락에 따른 주파수연계 충전수요감축량에 대한 정산

가. 주파수연계 충전수요감축량에 대한 정산

<생   략>

ESS_FHCFi,t : 신재생ESS DR의 시간대별 용량 단가. 단, 각 적용 계수는 거래월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 시간대별 TCF 및  PCF는 1을 적용

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산

가. 주파수연계 감축량에 대한 정산

<생   략>

FHCFi,t : 주파수DR의 시간대별 용량 단가. 단, 각 적용 계수는 거래월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 시간대별 TCF 및 PCF는 1을 적용하고, RCF의 지역계수는 1을 적용

9. 주파수 하락에 따른 주파수연계 충전수요감축량에 대한 정산

가. 주파수연계 충전수요감축량에 대한 정산

<생   략>

ESS_FHCFi,t : 신재생ESS DR의 시간대별 용량 단가. 단, 각 적용 계수는 거래월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 시간대별 TCF 및  PCF는 1을 적용하고, RCF의 지역계수는 1을 적용

·주파수 수요반응자원의 경우 지역계수를 1로 적용

- 주파수DR의 운영 목적은 전체적인 전력계통의 주파수 회복이므로 수도권/비수도권 수요반응자원의 구분이 불필요

[별지 제101-3호서식] [신설 2024.2.13.] <개정 2024.8.1.>

수요반응자원 등록신청서(국민DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명
수요반응자원 종류	국민DR
지역구분	□ 육지권 □ 제주권
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102-2호서식] [신설 2024.2.13.] <개정 2024.8.1.>

수요반응참여고객 등록신청서(국민DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명			□ 육지권 □ 제주권
수요반응참여고객명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약	고객번호	계약종별		계약용량(kW)
계량기번호
전기사용자 고객번호* (참여고객이 개별부하일 경우)
계열사 구분	□ 자체 □ 계열사 □ 외부
* 참여고객이 개별부하인 경우에만 작성 전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제101-3호서식] [신설 2024.2.13.] <개정 2024.8.1.>

수요반응자원 등록신청서(국민DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명
수요반응자원 종류	국민DR
지역구분	□ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102-2호서식] [신설 2024.2.13.] <개정 2024.8.1.>

수요반응참여고객 등록신청서(국민DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명			□ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
수요반응참여고객명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약	고객번호	계약종별		계약용량(kW)
계량기번호
전기사용자 고객번호* (참여고객이 개별부하일 경우)
계열사 구분	□ 자체 □ 계열사 □ 외부
* 참여고객이 개별부하인 경우에만 작성 전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·국민DR 수요반응자원 등록신청서 수도권/비수도권 구분

·국민DR 수요반응참여고객 등록신청서 수도권/비수도권 구분

□ 육지 플러스DR 및 기타 가독성 제고, 명확화 등을 위한 개정 내용

현  행

개 정 (안)

비 고

제5장	전력계통 운영

제3절	급전지시

제5.3.1조(급전지시) ⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만 제3, 4, 5호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다.

제5장	전력계통 운영

제3절	급전지시

제5.3.1조(급전지시) ⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만 제3, 4, 5호의 경우는 제12.1.1조 제4호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다.

·호번호 변경 반영

제12장  수요반응자원의 거래

제1절  통칙

제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

9. “표준 수요반응자원(이하 ‘표준DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

10. “중소형 수요반응자원(이하 ‘중소형DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

27. “제주 수요반응자원(이하 ‘제주DR’이라 한다)”이라 (생략)

11. “국민 수요반응자원(이하 ‘국민DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

17. “주파수 수요반응자원(이하 ‘주파수DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

23. “플러스 수요반응자원(이하 ‘플러스DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

30. “휴일 표준 수요반응자원(이하 ‘H-표준DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

31. “휴일 중소형 수요반응자원(이하 ‘H-중소형DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

32. “휴일 제주 수요반응자원(이하 ‘H-제주DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

8. “전력거래기간”이라 함은 (생략)

15. “자발적 수요감축”이라 함은 (생략)

16. “주파수연계 수요감축”이라 함은 (생략)

29. “피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래 및 예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래를 말한다.

13. “기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

28. “예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

14. “미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

18. “주파수 하락에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

24. “자발적 수요증대”라 함은 (생략)

2. “의무감축용량”이라 함은 (생략)

3. “감축가능용량”이라 함은 (생략)

4. “감축가격”이라 함은 (생략)

6. “수요반응자원 순편익가격”이라 함은 (생략)

7. “감축계획량”이라 함은 (생략)

19. “감축예상용량”이라 함은 (생략)

20. “증대가능용량”이라 함은 (생략)

22. “증대계획량”이라 함은 (생략)

25. “제주 플러스DR 기준출력제어량”이라 함은 (생략)

26. “제주 플러스DR 당일 기준출력제어량”이라 함은 (생략)

1. “고객기준부하”라 함은 (생략)

5. “전력부하감축량”이라 함은 (생략)

21. “전력부하증대량”이라 함은 (생략)

12. “독립운전 발전기”이라 함은 (생략)

제12장  수요반응자원의 거래

제1절  통칙

제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1. “표준 수요반응자원(이하 ‘표준DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

2. “중소형 수요반응자원(이하 ‘중소형DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

3. “제주 수요반응자원(이하 ‘제주DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

4. “국민 수요반응자원(이하 ‘국민DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

5. “주파수 수요반응자원(이하 ‘주파수DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

6. “플러스 수요반응자원(이하 ‘플러스DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

7. “휴일 표준 수요반응자원(이하 ‘H-표준DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

8. “휴일 중소형 수요반응자원(이하 ‘H-중소형DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

9. “휴일 제주 수요반응자원(이하 ‘H-제주DR’이라 한다)”이라 함은 (생략)

10. “전력거래기간”이라 함은 (생략)

11. “자발적 수요감축”이라 함은 (생략)

12. “주파수연계 수요감축”이라 함은 (생략)

13. “피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 다음 각 목의 “기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래” 및 “예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래”를 말한다.

가. “기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

나. “예비력 확보를 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

14. “미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

15. “주파수 하락에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 (생략)

16. “자발적 수요증대”라 함은 (생략)

17. “의무감축용량”이라 함은 (생략)

18. “감축가능용량”이라 함은 (생략)

19. “감축가격”이라 함은 (생략)

20. “수요반응자원 순편익가격”이라 함은 (생략)

21. “감축계획량”이라 함은 (생략)

22. “감축예상용량”이라 함은 (생략)

23. “증대가능용량”이라 함은 (생략)

24. “증대계획량”이라 함은 (생략)

25. “제주 플러스DR 기준출력제어량”이라 함은 (생략)

26. “제주 플러스DR 당일 기준출력제어량”이라 함은 (생략)

27. “고객기준부하”라 함은 (생략)

28. “전력부하감축량”이라 함은 (생략)

29. “전력부하증대량”이라 함은 (생략)

30. “독립운전 발전기”이라 함은 (생략)

·가독성 제고를 위한 호번호 변경

제3절  등록시험 및 감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① (생략)

1. (생략)

나. 감축시험은 시험기간 내 전체 자원에 대하여 불시에 시행한다.

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.

라. 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다.

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.

2. (생략)

나. 감축시험은 시험기간 내 전체 자원에 대하여 불시에 시행한다.

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.

라. 감축시험 및 감축재시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다.

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목 및 제1항 제2호 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 영업일 10일 후부터 적용하여야 한다.

제12.3.2.2조(주파수연계 감축시험) ① (생략)

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

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① (생략)

2. 피크수요 저감을 위한 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 하루전발전계획 및 신뢰도발전계획을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)과 일별 최대부하 예상시간의 공급예비력이 연도별 적정 공급예비력보다 부족할 경우 부족한 양(이하 “예비력 부족량”이라 함)으로 산정하며, 예비력 부족량은 일별 최대부하 예상시간과 전후 1시간에 대하여 적용하고, 다음 각 목에 따라 수요자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR은 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다.

제3절  등록시험 및 감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① (생략)

1. (생략)

나. 감축시험은 시험기간 내 전체 수요반응자원에 대하여 불시에 시행한다.

다. 감축재시험은 당월 감축시험 및 감축시험을 대체하는 전력수요 의무감축요청의 평균 감축이행률이 97% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 수요반응자원 중 재시험을 희망하는 수요반응자원을 대상으로 시험기간 내 불시에 시행한다.

라. 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 수요반응자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다.

마. 감축신뢰성시험은 전력수요 의무감축요청 실적을 고려하여 동·하계 전력수급대책기간(가목의 감축시험 및 감축재시험 기간 제외) 중 전체 수요반응자원에 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.

2. (생략)

나. 감축시험은 시험기간 내 전체 수요반응자원에 대하여 불시에 시행한다.

다. 감축재시험은 당월 감축시험 및 감축시험을 대체하는 전력수요 의무감축요청의 평균 감축이행률이 97% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 수요반응자원 중 재시험을 희망하는 수요반응자원을 대상으로 시험기간 내 불시에 시행한다.

라. 감축시험 및 감축재시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 수요반응자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다.

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목 및 제1항 제2호 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 영업일 10일 후부터 적용하여야 한다. 다만, 감축재시험을 시행한 수요반응자원이 없는 경우, 마지막 감축시험일의 영업일 10일 후부터 적용하여야 한다.

제12.3.2.2조(주파수연계 감축시험) ① (생략)

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

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 수요반응참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① (생략)

2. 피크수요 저감을 위한 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 하루전발전계획 및 신뢰도발전계획을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)과 일별 최대부하 예상시간의 공급예비력이 연도별 적정 공급예비력보다 부족할 경우 부족한 양(이하 “예비력 부족량”이라 함)으로 산정하며, 예비력 부족량은 일별 최대부하 예상시간과 전후 1시간에 대하여 적용하고, 다음 각 목에 따라 수요반응자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR은 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다.

·용어 통일

·규칙 내 정합성 확보(과거 감축재시험 관련 규칙개정 후속조치)

* 모든 수요자원이 감축재시험을 시행하지 않는 경우 용량 조정 기준일 명시

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① (생략)

1. (생략)

수요관리사업자가 수요반응참여고객 등록 시 선택한 참여고객별 고객기준부하 산정방식 및 옵션에 따라 수요반응참여고객별 산정한다.

2. (생략)

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

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

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가)

⑤ 제12.4.2.6조의 입찰제한 조치를 위한 자발적 수요감축 감축시행일별 평균 감축이행률은 해당 거래일 자발적 수요감축에 참여하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 감축계획량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. 즉,

[eqn: rm 평균`감축이행률 _{i,d} `=` {sum _{t IN d} ^{} SR _{i,t}} over {sum _{t IN d} ^{} SSR _{i,t}}]

[eqn: rm SR _{i,t} `=` sum _{c IN i} ^{} (SCLR _{i,c,t} )` DIVIDE 1000]

[eqn: rm SSR _{i,t} `=`PSSR _{i,t} +PDSR _{i,t} +EMSR _{i,t}]

[eqn: rm SR _{i,t}] : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 (MWh)

[eqn: rm SSR _{i,t}] : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh)

< 신 설 >

제12.5.2.6조(전력부하증대거래량 평가) ① 전력부하증대거래량은 해당 거래일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객에 대하여 수요반응참여고객별 전력부하증대량을 제12.5.2.5조에 따라 산정 후 전력부하증대량을 합하여 산출한다.

< 중 략 >

< 신 설 >

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① (생략)

1. (생략)

수요관리사업자가 수요반응참여고객 등록 시 선택한 수요반응참여고객별 고객기준부하 산정방식 및 옵션에 따라 수요반응참여고객별 산정한다.

2. (생략)

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

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

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ⑤ 제12.4.2.6조의 입찰제한 조치를 위한 자발적 수요감축의 감축시행일별 평균 감축이행률과 제12.4.3.2조의 거래제한 조치를 위한 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 실시간 전력수요 의무감축요청의 감축시행일별 평균 감축이행률은 다음 각 호에 따라 산출한다.

1. 자발적 수요감축의 감축시행일별 평균 감축이행률은 해당 거래일 자발적 수요감축에 참여하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 감축계획량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. 즉,

[eqn: rm 평균`감축이행률 _{i,d} `=` {sum _{t IN d} ^{} SR _{i,t}} over {sum _{t IN d} ^{} SSR _{i,t}}]

[eqn: rm SR _{i,t} `=` sum _{c IN i} ^{} SCLR _{i,c,t} ` DIVIDE 1000]

[eqn: rm SSR _{i,t} `=`PSSR _{i,t} +PDSR _{i,t} +EMSR _{i,t}]

[eqn: rm SR _{i,t}] : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 (MWh)

[eqn: rm SSR _{i,t}] : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh)

2. 실시간 전력수요 의무감축요청(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 포함)의 감축시행일별 평균 감축이행률은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 거래시간별 전력수요 의무감축요청량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. 즉,

[eqn: rm 평균`감축이행률 _{i,d} `=` {sum _{t IN d} ^{} DR _{i,t}} over {sum _{t IN d} ^{} RSO _{i,t}}]

[eqn: rm DR _{i,t} `=` sum _{c IN i} ^{} DCLR _{i,c,t} ` DIVIDE 1000]

[eqn: rm DR _{i,t}] : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량(MWh)

[eqn: rm RSO _{i,t}] : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MWh)

제12.5.2.6조(전력부하증대거래량 평가) ① 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원 거래의 전력부하증대거래량은 해당 거래일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객에 대하여 수요반응참여고객별 전력부하증대량을 제12.5.2.5조에 따라 산정 후 전력부하증대량을 합하여 산출한다.

< 중 략 >

③ 실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요반응자원 거래의 전력부하증대거래량은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하증대량을 제12.5.2.5조에 따라 산정 후 전력부하증대량을 합하여 산출한다.

·용어 통일

·용어 명확화

* 규칙상 정의되지 않았던 실시간 전력수요 의무감축요청(신뢰성DR)의 감축이행률 정의

·규칙 내 정합성 확보(과거 플러스DR 실시간시장 도입 관련 규칙개정 후속조치)

부  칙 (2024. 3. 28.)

제2조(육지 플러스DR 규칙개정 사항에 대한 적용례)(생략)

② 제1항의 육지 플러스DR의 정산금은 반기별 8억원을 초과하지 않도록 한다.

③ 제1항의 육지 플러스DR은 ’25년12월31일까지 한시적으로 운영한다. 단, 그 이전에 육지 계통에 재생에너지 입찰제도 또는 신보조서비스가 도입될 경우 운영 규모, 정산 방식 등을 재검토한다.

< 신 설 >

부  칙 (2025. x. xx.)

제2조(육지 플러스DR 규칙개정 사항에 대한 적용례) ① 부칙(2024.3.28) 제2조 제3항에도 불구하고, 육지 플러스 DR은 2026년 12월 31일까지 운영한다. 단, 그 이전에 육지 계통에 재생에너지 입찰제도 또는 신보조서비스가 도입될 경우 운영 규모, 정산 방식 등을 재검토한다.

② 부칙(2024.3.28) 제2조 제2항에도 불구하고, 육지 플러스DR의 정산금은 운영기간 종료 시까지 32억원을 초과하지 않도록 한다.

③ 제2항 및 [별표26]의 육지 플러스DR 정산 관련 규정은 2025년 상반기 정산부터 적용한다.

·육지 플러스DR 정산금 상한기준 변경 및 운영기준 연장

* 반기별이 아닌 정산금 총액 한도내에서 탄력적으로 운영하고, 운영기간 1년 연장

(25년 상반기 정산금 소급 적용)

[별표26] 수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

7. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

나. 육지 플러스DR

육지지역의 자발적 수요증대에 대한 정산금(LTSLIPi,t)은 계획증대량에 대한 정산금(LSLIPi,t)과 반기별 재배분 정산금(LRSLIPi,t)을 합산하여 산정한다.

LTSLIPi,t = LSLIPi,t + LRSLIPi,t

여기서,

LTSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

1) 계획증대량에 대한 정산

육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량은 증대계획량의 1.2배와 계획증대량 중 작은 값에 대해서 육지 플러스DR 수요증대의 정산단가로 정산한다. 다만, 증대이행률(증대계획량 대비 계획증대량의 비율)이 40% 이상 100% 미만일 경우 정산단가에 증대이행률을 곱한 값으로 정산하고, 40% 미만일 경우 정산금을 지급하지 않는다.

이때, 정산단가는 부하이전을 통한 전력구입비 절감 효과를  고려하여 초기에는 50원/kWh로 정하고, 매년 3월 1일까지 재산정하여 공지한다.

[eqn: rm {SI _{i,`t}} over {SLI _{i,`t}}] < 0.4이면, LSLIPi,t = 0

[eqn: rm {SI _{i,`t}} over {SLI _{i,`t}}] ≥ 0.4이면,

LSLIPi,t = RSIi,t × LPPt × Min(1, [eqn: rm {SI _{i,`t}} over {SLI _{i,`t}}]) × 1000

RSIi,t = Min(SIi,t, SLIi,t × 1.2)

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

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

여기서,

SIi,t : 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획증대량(MWh)

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량(MWh)

RSIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대인정량(MWh)

LSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LPPt : 육지 플러스DR 수요증대의 정산단가(원/kWh)

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kWh)

ICBLi,c,t : 자발적 수요증대에 따른 플러스DR의 계획증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kWh)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kWh)

SLIFi,c,t : 시간대별 자발적 수요증대에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

< 신 설 >

2) 반기별 상한액 초과에 따른 재배분 정산

육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금의 반기별 합계는 공지된 상한액을 초과하지 않도록 한다. 정산금의 반기별 합계가 상한액을 초과할 경우, 해당 반기의 증대인정량의 합계에 비례하여 재배분한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

LSLIPi,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]LSLIPi,t

RSIi,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]RSIi,t

LRSLIPi,t = (MSLIPi,h - LSLIPi,h) × MFt × HLTFt

MSLIPi,h = MAXPh × [eqn: rm {RSI _{i,h}} over {sum _{i} ^{전체수요반응자원} RSI _{i,h}}]

여기서,

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

MSLIPi,h : 반기별 상한액에 따라 재산정한 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금액

MFt : 반기별 상한액 초과 지수(육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 합계가 반기별 상한액을 초과할 경우 1, 아니면 0)

HLTFt : 반기별 마지막 거래시간 지수(5월 또는 11월의 마지막 거래일 마지막 거래시간일 경우 1, 아니면 0)

MAXPh : 사전에 공지된 반기별 정산금 상한액

[별표26] 수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

7. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

나. 육지 플러스DR

육지지역의 자발적 수요증대에 대한 정산금(LTSLIPi,t)은 계획증대량에 대한 정산금(LSLIPi,t)과 반기별 재배분 정산금(LRSLIPi,t)을 합산하여 산정한다.

LTSLIPi,t = LSLIPi,t + LRSLIPi,t

여기서,

LTSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

1) 계획증대량에 대한 정산

육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량은 증대계획량의 1.2배와 계획증대량 중 작은 값에 대해서 육지 플러스DR 수요증대의 정산단가로 정산한다. 다만, 증대이행률(증대계획량 대비 계획증대량의 비율)이 40% 이상 100% 미만일 경우 정산단가에 증대이행률을 곱한 값으로 정산하고, 40% 미만일 경우 정산금을 지급하지 않는다.

이때, 정산단가는 부하이전을 통한 전력구입비 절감 효과를  고려하여 초기에는 50원/kWh로 정하고, 매년 3월 1일까지 재산정하여 공지한다. 단, 특수경부하기간의 정산단가는 아래 산식으로 산정하여 적용한다

[eqn: sum _{} ^{} (해당`계약종별`봄·가을철`경부하`전력량`요금][eqn: TIMES {sum _{} ^{} 해당`계약종별`참여고객의`계약전력`} over {sum _{} ^{} 육지플러스DR`전체`참여고객의`계약전력} )]

[eqn: rm {SI _{i,`t}} over {SLI _{i,`t}}] < 0.4이면, LSLIPi,t = 0

[eqn: rm {SI _{i,`t}} over {SLI _{i,`t}}] ≥ 0.4이면,

LSLIPi,t = RSIi,t × LPPt × Min(1, [eqn: rm {SI _{i,`t}} over {SLI _{i,`t}}]) × 1000

RSIi,t = Min(SIi,t, SLIi,t × 1.2)

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

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

여기서,

SIi,t : 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획증대량(MWh)

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량(MWh)

RSIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대인정량(MWh)

LSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LPPt : 육지 플러스DR 수요증대의 정산단가(원/kWh)

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kWh)

ICBLi,c,t : 자발적 수요증대에 따른 플러스DR의 계획증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kWh)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kWh)

SLIFi,c,t : 시간대별 자발적 수요증대에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

다만, 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금의 누적 합계(2024년 3월부터 거래일 거래시간대까지의 정산금을 합산한 금액)이 공지된 상한액을 초과하는 경우, 정산금의 누적 합계가 상한액을 초과하지 않도록 조정한다.

거래시간 직전 시간대까지의 누적 합계가 상한액을 초과하는 경우, 거래시간대의 정산금은 0으로 한다.

[eqn: rm "SUM"LSLIP _{t-1} `>`MAXP]이면,

[eqn: rm ALSLIP _{i,t} `=`0], [eqn: rmLSLIP _{i,t} `=`ALSLIP _{i,t}]

거래시간 직전 시간대까지의 누적 합계가 상한액을 초과하지 않지만 거래시간대까지의 누적 합계가 상한액을 초과하는 경우, 거래시간대의 정산금은 상한액에서 직전 시간대까지의 누적 합계를 차감한 잔여 금액에 해당 시간대의 수요반응자원별 증대인정량의 비율을 곱한 값으로 한다.

[eqn: rm "SUM"LSLIP _{t-1} ` LEQ `MAXP]이고

[eqn: rm "SUM"LSLIP _{t-1} + sum _{i} ^{} LSLIP _{i,t} `>`MAXP]이면,

[eqn: rm ALSLIP _{i,t} `=`(MAXP-"SUM"LSLIP _{t-1} ) TIMES {RSI _{i,t}} over {sum _{i} ^{} RSI _{i,t}}], [eqn: rmLSLIP _{i,t} `=`ALSLIP _{i,t}]

[eqn: rm RSI _{i,t} `=`Min(SI _{i,t} ,`SLI _{i,t} TIMES 1.2)]

SUMLSLIPt-1 : 2024년 3월부터 거래일 거래시간 직전 시간대까지의 모든 수요반응자원의 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금의 누적 합계

MAXP : 사전에 공지된 정산금 상한액

LSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

ALSLIPi,t :육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 조정된 정산금액

RSIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대인정량(MWh)

SIi,t : 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획증대량(MWh)

SLIi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량(MWh)

2) 반기별 상한액 초과에 따른 재배분 정산

육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금의 반기별 합계는 공지된 상한액을 초과하지 않도록 한다. 정산금의 반기별 합계가 상한액을 초과할 경우, 해당 반기의 증대인정량의 합계에 비례하여 재배분한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

LSLIPi,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]LSLIPi,t

RSIi,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]RSIi,t

LRSLIPi,t = (MSLIPi,h - LSLIPi,h) × MFt × HLTFt

MSLIPi,h = MAXPh × [eqn: rm {RSI _{i,h}} over {sum _{i} ^{전체수요반응자원} RSI _{i,h}}]

여기서,

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

MSLIPi,h : 반기별 상한액에 따라 재산정한 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금액

MFt : 반기별 상한액 초과 지수(육지지역의 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 합계가 반기별 상한액을 초과할 경우 1, 아니면 0)

HLTFt : 반기별 마지막 거래시간 지수(5월 또는 11월의 마지막 거래일 마지막 거래시간일 경우 1, 아니면 0)

MAXPh : 사전에 공지된 반기별 정산금 상한액

·육지 플러스DR 정산 산식 변경

* 반기별 상한액 제한 내용 삭제에 따라 반기별 상한액 초과 시 재배분 정산금(LRSLIP) 삭제

* 누적 상한액 제한 내용 추가에 따라 상한액 초과 시 처리 기준 신설

·특수경부하기간 육지 플러스DR 참여 활성화를 위한 정산단가 상향

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

나. 육지 플러스DR

판매사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 정산금은 육지지역의 계획증대량에 대한 정산금과 반기별 재배분 정산금을 합산하여 산정한다.

LTSISSt = LSISSt + LRSISSt

여기서,

LTSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

1) 계획증대량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다.

< 생 략 >

2) 반기별 상한액 초과에 따른 재정산

판매사업자가 부담하여야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 재배분 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 재배분 정산금 총액에 전체 발전기의 해당 거래시간이 포함된 반기의 거래량에서 해당 기간 동안 판매사업자가 구매한 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

[eqn: rm LRSISS _{t} `=` sum _{i} ^{} LRSLIP _{i,t} TIMES {PES _{h}} over {TET _{h}}]

TETh = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]TETt

PESh = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]PESt

PECk,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]PECk,t

여기서,

PESt = TETt - [eqn: rm sum _{k} ^{}]PECk,t - [eqn: rm sum _{d} ^{}]PELd,t

LRSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

PESt : 판매사업자의 거래시간에 대한 구매 전력량

TETt : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

PECk,t : 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

PELd,t : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

나. 육지 플러스DR

판매사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 정산금은 육지지역의 계획증대량에 대한 정산금과 반기별 재배분 정산금을 합산하여 산정한다.

LTSISSt = LSISSt + LRSISSt

여기서,

LTSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

1) 계획증대량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다.

< 생 략 >

2) 반기별 상한액 초과에 따른 재정산

판매사업자가 부담하여야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 재배분 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 재배분 정산금 총액에 전체 발전기의 해당 거래시간이 포함된 반기의 거래량에서 해당 기간 동안 판매사업자가 구매한 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

[eqn: rm LRSISS _{t} `=` sum _{i} ^{} LRSLIP _{i,t} TIMES {PES _{h}} over {TET _{h}}]

TETh = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]TETt

PESh = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]PESt

PECk,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]PECk,t

여기서,

PESt = TETt - [eqn: rm sum _{k} ^{}]PECk,t - [eqn: rm sum _{d} ^{}]PELd,t

LRSISSt : 판매사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

PESt : 판매사업자의 거래시간에 대한 구매 전력량

TETt : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

PECk,t : 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

PELd,t : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 정산금은 육지지역의 계획증대량에 대한 정산금과 반기별 재배분 정산금을 합산하여 산정한다.

LTSISLSd,t = LSISLSd,t + LRSISLSd,t

여기서,

LTSISLSd,t : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSISLSd,t : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSISLSd,t : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

가. 계획증대량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다.

< 생 략 >

나. 반기별 상한액 초과에 따른 재정산

구역전기사업자가 부담하여야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 재배분 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 재배분 정산금 총액에 전체 발전기의 해당 거래시간이 포함된 반기의 거래량에서 해당 기간 동안 구역전기사업자가 구매한 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

[eqn: rm LRSISLS _{d,h} `=` sum _{i} ^{} LRSLIP _{i,t} TIMES {PEL _{d,h}} over {TET _{h}}]

TETh = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]TETt

PELd,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]PELd,t

여기서,

LRSISLSt : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

TETt : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

PELd,t : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 정산금은 육지지역의 계획증대량에 대한 정산금과 반기별 재배분 정산금을 합산하여 산정한다.

LTSISLSd,t = LSISLSd,t + LRSISLSd,t

여기서,

LTSISLSd,t : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSISLSd,t : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSISLSd,t : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

가. 계획증대량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다.

< 생 략 >

나. 반기별 상한액 초과에 따른 재정산

구역전기사업자가 부담하여야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 재배분 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 재배분 정산금 총액에 전체 발전기의 해당 거래시간이 포함된 반기의 거래량에서 해당 기간 동안 구역전기사업자가 구매한 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

[eqn: rm LRSISLS _{d,h} `=` sum _{i} ^{} LRSLIP _{i,t} TIMES {PEL _{d,h}} over {TET _{h}}]

TETh = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]TETt

PELd,h = [eqn: rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간}]PELd,t

여기서,

LRSISLSt : 구역전기사업자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

TETt : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

PELd,t : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅴ. 직접구매자에 대한 정산

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 정산금은 육지지역의 계획증대량에 대한 정산금과 반기별 재배분 정산금을 합산하여 산정한다.

[eqn: rmLTSISC _{k,t} `=`LSISC _{k,t} +LRSISC _{k,t}]

여기서,

LTSISCk,t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSISCk,t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSISCk,t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

가. 계획증대량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 직접구매자가 구매한 거래시간별 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다.

< 생 략 >

나. 반기별 상한액 초과에 따른 재정산

직접구매자가 부담하여야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 재배분 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 재배분 정산금 총액에 전체 발전기의 해당 거래시간이 포함된 반기의 거래량에서 직접구매자가 구매한 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

[eqn: rm LRSISC _{k,h} `=` sum _{i} ^{} LRSLIP _{i,t} TIMES {PEC _{k,h}} over {TET _{h}}]

[eqn: rm TET _{h} `=` rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간} TET _{t}]

[eqn: rm PEC _{k,h} `=` rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간} PEC _{k,t}]

LRSISCk.t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

TETt : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

PECk,t : 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

Ⅴ. 직접구매자에 대한 정산

6. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 정산금은 육지지역의 계획증대량에 대한 정산금과 반기별 재배분 정산금을 합산하여 산정한다.

[eqn: rmLTSISC _{k,t} `=`LSISC _{k,t} +LRSISC _{k,t}]

여기서,

LTSISCk,t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 총 정산금액

LSISCk,t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

LRSISCk,t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

가. 계획증대량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 따른 계획증대량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 직접구매자가 구매한 거래시간별 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다.

< 생 략 >

나. 반기별 상한액 초과에 따른 재정산

직접구매자가 부담하여야 할 육지지역의 자발적 수요증대에 따른 재배분 정산금은 육지지역의 모든 수요반응자원의 거래시간별 자발적 수요증대에 재배분 정산금 총액에 전체 발전기의 해당 거래시간이 포함된 반기의 거래량에서 직접구매자가 구매한 거래량 비율을 곱한 금액으로 한다. 이때, 상반기는 전년도 12월부터 5월까지, 하반기는 6월부터 11월까지로 한다.

[eqn: rm LRSISC _{k,h} `=` sum _{i} ^{} LRSLIP _{i,t} TIMES {PEC _{k,h}} over {TET _{h}}]

[eqn: rm TET _{h} `=` rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간} TET _{t}]

[eqn: rm PEC _{k,h} `=` rm sum _{t} ^{해당`반기`전체`거래시간} PEC _{k,t}]

LRSISCk.t : 직접구매자의 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

LRSLIPi,t : 육지지역 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 재배분 정산금액

TETt : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량

PECk,t : 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

[별표28] 고객기준부하 산정 기준

1.1    Max(4/5)은 전력부하를 감축한 일(이하 “감축일”이라 함)로부터 최근 평일 5일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다.

1.2    Mid(6/10)은 감축일로부터 최근 평일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 2일과 최소 2일을 제외하고 남은 6일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다.

1.3     Mid(4/6)은 감축일 또는 전력부하를 증대한 일(이하 “증대일”이라 함)로부터 최근 평일 6일(참고일) 중 감축일 또는 증대일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 플러스DR 참여고객의 평일 전력부하증대량 평가를 위한 고객기준부하 산정과 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

1.4     Mid(8/10)은 감축일로부터 최근 평일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 8일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

3.2.1  Max(4/5)방식에서 참고일은 이전 감축일을 제외하고 최대 평일 10일전, H-Max(4/5)방식은 최대 휴일 10일전, Mid(6/10)방식 또는 Mid(8/10)방식은 최대 평일 20일전, H-Mid(6/10)방식은 최대 휴일 20일전, Mid(4/6)방식은 이전 증대일을 제외하고 최대 평일 12일전, H-Mid(4/6)방식은 최대 휴일 12일전까지 적용한다. Mid방식의 경우 참고일 개수가 부족하고(Null data포함 등) 제외가능한 최대일과 최소일 개수가 다르면 최소일을 우선 제외한다.

< 신설 >

[별표28] 고객기준부하 산정 기준

1.1    Max(4/5)은 전력부하를 감축한 일(이하 “감축일”이라 함)로부터 최근 영업일 5일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다.

1.2    Mid(6/10)은 감축일로부터 최근 영업일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 2일과 최소 2일을 제외하고 남은 6일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다.

1.3     Mid(4/6)은 감축일 또는 전력부하를 증대한 일(이하 “증대일”이라 함)로부터 최근 영업일 6일(참고일) 중 감축일 또는 증대일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 플러스DR 참여고객의 영업일 전력부하증대량 평가를 위한 고객기준부하 산정과 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

1.4     Mid(8/10)은 감축일로부터 최근 영업일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 8일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 국민DR 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다.

3.2.1  Max(4/5)방식에서 참고일은 이전 감축일을 제외하고 최대 영업일 10일전, H-Max(4/5)방식은 최대 휴일 10일전, Mid(6/10)방식 또는 Mid(8/10)방식은 최대 영업일 20일전, H-Mid(6/10)방식은 최대 휴일 20일전, Mid(4/6)방식은 이전 증대일을 제외하고 최대 평일 12일전, H-Mid(4/6)방식은 최대 휴일 12일전까지 적용한다. Mid방식의 경우 참고일 개수가 부족하고(Null data포함 등) 제외가능한 최대일과 최소일 개수가 다르면 최소일을 우선 제외한다.

3.4.8  참고일 중 거래시간별 사용전력량이 동일한 일자가 존재할 경우, 감축일 또는 증대일에 가까운 순으로 유사일에 포함한다.

·용어 통일

·불필요한 내용 삭제

* 국민DR, 플러스DR에 적용하는 Mid(4/6), H-Mid(4/6) 방식에서는 최대참고일 미사용

·규칙 내 정합성 확보

* 사용전력량이 동일한 경우 유사일에 포함되는 우선순위 명시

[별표29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준

3.3    수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식을 선택하여야 하며, 등록일 기준 20일전에서부터 평일 90일의 9시부터 20시까지 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다.

[별표29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준

3.3    수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식을 선택하여야 하며, 등록일 기준 10일전에서부터 영업일 90일의 9시부터 20시까지 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다.

·용어 통일

·규칙 내 정합성 확보(과거 RRMSE 기간 조정 관련 규칙개정 후속조치)

* RRMSE 산정기준일이 등록일 기준 10일 전부터로 변경됨에 따라, 관련 사용전력량 데이터도 10일 전 데이터부터 필요

[별지 제102-7호서식]

수요반응참여고객 말소신청서
수요관리 사업자명
수요반응 자원명
수요반응 참여고객명
말소 희망일
전력시장운영규칙 제12.2.11조의 규정에 따라 수요반응참여고객의 말소를 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102-7호서식]

수요반응참여고객 말소신청서
수요관리 사업자명
수요반응 자원명
수요반응 참여고객명
전기요금 계약	고객번호	계약종별	계약용량(kW)
말소 희망일
전력시장운영규칙 제12.2.11조의 규정에 따라 수요반응참여고객의 말소를 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·업무 편의성 제고를 위한 서식 변경

□ 실시간 계통전압 및 전력설비의 안정적 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표11] 실시간 급전운영 절차 7.2 계통조작 7.2.7 송전선 등의 고장 5) 특수 기상조건이나 작업중인 선로고장시의 조작은 급전지시에 따라 다음 각호와 같이 행한다. 가) 폭풍우시 선로가 자동차단 된 경우에는 제2차 강행송전을 한 때로부터 15분 정도 경과 후 제3차 강행송전을 할 수 있으며 그 결과가 불량한 경우에는 풍속의 약화등 기상조건을 고려하여 제4차 강행송전을 할 수 있다. 나) 폭설시 선로가 자동차단된 경우에는 약 5분 정도 경과후 제1차 강행송전을 한다. 다) 농무나 염진해로 인한 고장이나 병행 2회선 또는 4회선 송전선로의 1회선 작업도중에 건전선로에 고장이 발생한 경우에는 급전지시에 따라 강행송전하는 것을 원칙으로 한다. <신 설>	[별표11] 실시간 급전운영 절차 7.2 계통조작 7.2.7 송전선 등의 고장 5) 특수 기상조건, 산불,이나 및 작업중인 선로고장시의 조작은 급전지시에 따라 다음 각호와 같이 행한다. 가) 폭풍우시 선로가 자동차단 된 경우에는 제2차 강행송전을 한 때로부터 15분 정도 경과 후 제3차 강행송전을 할 수 있으며 그 결과가 불량한 경우에는 풍속의 약화등 기상조건을 고려하여 제4차 강행송전을 할 수 있다. 나) 폭설시 선로가 자동차단된 경우에는 약 5분 정도 경과후 제1차 강행송전을 한다. 다) 농무나 염진해로 인한 고장이나 병행 2회선 또는 4회선 송전선로의 1회선 작업도중에 건전선로에 고장이 발생한 경우에는 급전지시에 따라 강행송전하는 것을 원칙으로 한다. 라) 산불로 인해 선로가 자동 차단 된 경우에는 30분 경과 후 제1차 강행송전을 하며 그 결과가 불량한 경우 진화 정도와 설비 건전성을 고려하여 제2차 강행송전을 할 수 있다. 단, 전력거래소는 계통상황과 현장여건 등을 고려하여 30분이 경과하지 않더라도 강행송전을 할 수 있다.	· 산불 고장시 급전지시 사항 추가 · 산불로 인한 고장발생시 강행송전 급전지시 방법 명확화 · 중요선로 등 계통상 투입선로 예외필요
7.4 계통전압 제어 7.4.3 계통전압조정 방법 7.4.3.1 평상시 전압조정 7.4.3.1.3 전력거래소는 전력계통의 무효전력, 전압을 적절히 조정하기 위하여 전압조정장치의 운전 변경을 지시할 수 있으며, 계통의 일부에서 기준전압 허용범위 유지가 어려울 경우에는 계통절체 및 송전선로의 정지를 지시할 수 있다. <신 설> 7.4.3.3 조상설비 운영 다음 각호에 의한다. 1) 급격한 전압변동이 없도록 단위용량별로 나누어 단계적으로 조작한다. 2) 기준전압 허용범위를 유지하도록 운전한다. 3) 인근지역의 무효전력 수급사정과 계절에 따라 가감 운전되어야 한다. 7.4.3.4 특수경부하 기간 운영 7.4.3.4.1 설날, 추석 등 특수경부하기간에는 부하의 무효전력 소비가 감소하여 기간계통의 전압이 크게 상승하므로 특수경부하시 전력거래소의 계통운영검토서에 따라 운전한다. 7.4.3.4.2 특수경부하시 계통전압 조정을 위한 송전선로 개방은 계통의 고장발생시 신속한 복구를 위해서는 단로기는 개방하지 않고, 차단기만 개방하여야 한다. <신 설> <신 설>	7.4 계통전압 제어 7.4.3 계통전압조정 방법 7.4.3.1 평상시 전압조정 7.4.3.1.3 전력거래소는 전력계통의 무효전력, 전압을 적절히 조정하기 위하여 전압조정장치의 운전 변경을 지시할 수 있으며, 계통의 일부에서 기준전압 허용범위 유지가 어려울 경우에는 계통절체 및 송전선로의 정지를 지시할 수 있다. 단, 송전선로 정지시 차단기 및 단로기를 모두 개방하며 전력거래소는 계통 조건과 효율적 설비 운영 등을 고려하여 단로기 운전 방법을 변경 할 수 있다. 7.4.3.3 조상설비 운영은 다음 각호에 의한다. 1) 급격한 전압변동이 없도록 단위용량별로 나누어 단계적으로 조작한다. 2) 기준전압 허용범위를 유지하도록 운전한다. 3) 인근지역의 무효전력 수급사정과 계절에 따라 가감 운전되어야 한다. 7.4.3.4 특수경부하 기간 운영 7.4.3.4.1 설날, 추석 등 특수경부하기간에는 부하의 무효전력 소비가 감소하여 기간계통의 전압이 크게 상승하므로 특수경부하시 전력거래소의 계통운영검토서에 따라 운전한다. 7.4.3.4.2 특수경부하시 계통전압 조정을 위한 송전선로 개방은 계통의 고장발생시 신속한 복구를 위해서는 단로기는 개방하지 않고, 차단기만 개방하여야 한다. 설비의 안정적 운영을 위해 단로기와 차단기를 모두 개방하여야 한다. 단, 전력거래소는 계통상황과 효율적 설비 운영 등을 고려 하여 단로기 투입 및 개방 여부를 변경 지시할 수 있다. 7.4.3.4.3 계통운영상 또는 휴전 시 개방이 필요한 선로는 전압 저감을 위해 전력거래소 급전지시에 따라 양단 변전소에서 모두 개방한다. 7.4.3.5 고객 조상설비 운영 7.4.3.5.1 전력거래소는 급전지시로 무효전력 조정을 위해 설치한 발전고객의 조상설비를 운영 할 수 있다. 7.4.3.5.2 급전지시를 받은 발전고객은 공용송전망 전압변동을 최소화하고 신뢰도 기준 전압 허용범위를 유지하도록 협조하여야 한다.	· 송전선로 현장 기기조작 방법과 규칙 일치화 · 문구 수정 · 송전선로 현장 기기조작 방법과 규칙 일치 · 현장 계통전압완화 방안 시행방법과 규칙 일치화 · 전기사업법 및 이용 규정에 따른 발전고객 조상설비의 전압제어 자원 운용 반영

□ 1차연료 변경 통지 기한 변경을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제2장 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사) <중 략> ② 발전기 운전비용과 관련된 자료는 실 근무일 기준으로 다음 각 호의 기한까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 한국가스공사 LNG를 사용하는 발전기는 1호의 열량단가 자료를 제출하지 아니할 수 있다. 1. 연료의 열량단가(FCi, 원/Gcal) : 매달 말일기준 9일전 <중 략> 제2.1.1.2조(자료의 제출) ① 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 및 전기저장장치의 운전비용 등 자료는 전력거래시스템을 이용하여 전력거래소에 제출하여야 한다. ② 제2.1.1.1조의 2항에 의한 자료는 다음 각 호에 따라 제출한다. 1. 자료항목 가. 발전기별 1차연료 열량단가(1차연료가 2개 이상인 발전기는 각 1차연료의 열량단가) 및 2차연료의 열량단가 <중 략> ⑥ 제2항 제1호 가목의 1차연료가 2개 이상인 발전기의 경우 사용연료 변경시는 발전사업자는 실근무일 기준 3일전까지 이를 전력거래소에 통지하여야 한다.	제2장 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사) <중 략> ② 발전기 운전비용과 관련된 자료는 실 근무일 기준으로 다음 각 호의 기한까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 한국가스공사 LNG를 사용하는 발전기는 1호의 열량단가 자료를 제출하지 아니할 수 있다. 1. 연료의 열량단가(FCi, 원/Gcal) : 매달 말일기준 9일전 <중 략> 제2.1.1.2조(자료의 제출) ① 제2.1.1.1조의 규정에 의한 발전기 및 전기저장장치의 운전비용 등 자료는 전력거래시스템을 이용하여 전력거래소에 제출하여야 한다. ② 제2.1.1.1조의 2항에 의한 자료는 다음 각 호에 따라 제출한다. 1. 자료항목 가. 발전기별 1차연료 열량단가(1차연료가 2개 이상인 발전기는 각 1차연료의 열량단가) 및 2차연료의 열량단가 <중 략> ⑥ 제2항 제1호 가목의 1차연료가 2개 이상인 발전기의 경우 사용연료 변경시는 발전사업자는 해당 거래일에 대한 입찰일 1영업일 전 11시까지 이를 전력거래소에 통지하여야 한다.	·참고 규정 ·사용연료 변경 통지기한 단축
[별표4] 입찰 운영 절차 6.3.1.3 두 가지 이상의 연료를 사용하는 발전기는 발전계획수립기간의 발전기 운전형태를 한 가지 연료만을 사용하는 것으로 하며, 두 가지 연료를 사용하여서는 아니 된다. 또한 사용연료를 변경할 때에는 입찰서에 2차연료사용 또는 1차연료변경 사실을 명기하여야 한다. 특히, 1차연료변경의 경우에는 변경내용을 실근무일 기준 3일전까지 전력거래소에 서면통지하여야 하며, 일일 입찰시 이를 입력하여야 한다.	[별표4] 입찰 운영 절차 6.3.1.3 두 가지 이상의 연료를 사용하는 발전기는 발전계획수립기간의 발전기 운전형태를 한 가지 연료만을 사용하는 것으로 하며, 두 가지 연료를 사용하여서는 아니 된다. 또한 사용연료를 변경할 때에는 입찰서에 2차연료사용 또는 1차연료변경 사실을 명기하여야 한다. 특히, 1차연료변경의 경우에는 변경내용을 해당 거래일에 대한 입찰일 1영업일 전 11시까지 전력거래소에 서면통지하여야 하며, 일일 입찰시 이를 입력하여야 한다.	·사용연료 변경 통지기한 단축

□ 자가용 전기설비의 총 생산량 계량설비 설치기준에 대한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

<신 설>

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

11.0 자가용전기설비설치자의 계량설비 기준

11.1 자가용전기설비설치자가 규칙 제4.1.9조 제2항에 따라 시설 및 유지․관리하는 총 생산량을 계량하기 위한 설비와 전력거래량을 계량하기 위한 설비는 본 별표를 따른다.

11.2 자가용전기설비설치자가 현장여건상 총 생산량을 계량하기 위한 계기용변성기를 설치하기 곤란한 경우에는 타 용도로 사용하기 위해 설치한 변성기를 총 생산량을 계량하기 위한 전력량계와 공용할 수 있으며, 이 경우에는 별표7의 7.1.5에도 불구하고 최대 1.0급까지 변성기의 오차등급을 허용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 변성기의 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다.

11.3 11.2에 따라 변성기를 공용하는 자가용전기설비설치자의 총 생산량은 계량값에서 해당 변성기의 최대허용오차를 차감한 값을 적용하며, 전력거래 허용한도는 이를 기준으로 산정한다.

11.4 11.3에서 정하는 최대허용오차는 KSC1707 표준을 따르며 다음 표와 같다. 다만, KSC1707 표준이 아닌 국내·외 표준 인증을 받은 변성기를 사용하는 경우에는 다음 표에서 정한 최대허용오차에 KSC1707 표준과 기타 표준의 최대허용오차 차이를 가산하여 적용할 수 있으며, 가산 적용에 대한 방법은 전력거래소가 정하는 바에 따른다.

구분	변류기 비오차	변압기 비오차	상호 간섭오차	최대 허용오차
0.5급	1.25%	0.5%	0.25%	2%
1.0급	2.5%	1.0%	0.5%	4%

11.5 11.4의 표에서 정한 최대허용오차를 계산할 때 변성기 오차등급이 0.5급을 초과하면서 1.0급 미만인 경우에는 1.0급으로 간주한다.

자가용전기설비설치자의 계량에 관한 일반규정을 마련하여 체계정합성을 제고

총생산량을 계량하기 위한 계기용변성기 설치가 곤란한 경우 타 용도 변성기와 공용 허용 및 오차등급 완화

예외 적용되는 경우 최대허용오차에 따른 전력거래량 제한

변성기 최대허용오차 계산 기준 마련

변성기 오차등급 0.5급을 초과하는 경우 1.0급으로 간주

□ RPS 고시 개정에 따른 REC 계약단가 적용기준 변경 등 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.1조(용어의 정의) <신 설> (생 략) 제11.1.7조(계약시장의 매매거래 방식) ①계약시장에서 매매거래를 하려는 모든 계약당사자는 공급인증서 거래시스템을 통해 별지 제89호, 제89-1호 서식에 따라 매매계약을 등록, 검토 해야하며 반드시 전자서명법에 의한 사업자용도의 인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다. <신 설> <중 략> ③ 제1항에 따른 계약체결 후 설비확인서가 발급된 경우 계약당사자는 설비확인서 발급일로부터 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 변경계약을 체결하여야 한다. ④ 제1항에 따른 계약체결 또는 제3항에 따른 변경계약 체결 후 계약사항의 변경이 발생한 경우 계약당사자는 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 계약을 체결하여야 한다. 단, 계약종류(별지 제89호, 제89-1호 서식의 계약 종류를 의미), 계약기간, 계약단가(단, 가중치 변경에 따른 계약단가 변경은 제외)는 변경할 수 없다. <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> <신 설> 제2절 의무이행비용 정산 제11.2.1조(연간정산에 관한 자료의 제출) ① 연간정산을 받고자 하는 공급의무자는 매년 4월 10일까지 다음의 각 호를 전력거래소에 제출하여야 한다. <신 설> (생 략) 제11.2.1조의2(월간정산에 관한 자료의 제출) (생 략) ③ 전력거래소는 제2항에 관한 다음 각 호의 항목을 공급인증서 거래시스템을 통하여 매월 15일까지 해당 공급의무자에게 제공한다. <신 설> (생 략) 제11.2.8조(월간정산 초안 통지) 전력거래소는 월간정산 초안을 제11.2.1조의2제4항제1호 신청 월의 다음 달 10일까지 공급인증서 거래시스템을 통하여 해당 공급의무자에게 통지한다. <신 설> 제11.2.9조(월간정산 조정 신청) 공급의무자는 제11.2.8조의 통지일로부터 영업일 7일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통하여 전력거래소에 조정신청 할 수 있다.	제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.1조(용어의 정의) 12. “고정가격 경쟁입찰”이란 공급의무자가 「신·재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리·운영지침」제10조에 따라 신·재생에너지센터에 사업자 선정을 의뢰하여 고정가격계약을 체결하는 제도를 말한다. (생 략) 제11.1.7조(계약시장의 매매거래 방식) ①계약시장에서 매매거래를 하려는 모든 계약당사자는 공급인증서 거래시스템을 통해 별지 제89호, 제89-1호 서식에 따라 매매계약을 등록, 검토 해야하며 반드시 전자서명법에 의한 사업자용도의 인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다. 계약은 쌍방이 전자서명을 완료한 날로부터 시작된다. 단, 계약일 이후 상업운전을 개시한 경우는 상업운전개시일로부터 시작한다. <중 략> ③ 제1항에 따른 계약체결 후 설비확인서가 발급된 경우 계약당사자는 설비확인서 발급일로부터 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 변경계약을 체결하여야 한다. ④ 제1항에 따른 계약체결 또는 제3항에 따른 변경계약 체결 후 계약사항의 변경이 발생한 경우 계약당사자는 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 계약을 체결하여야 한다. 단, 계약종류(별지 제89호, 제89-1호 서식의 계약 종류를 의미), 계약기간, 계약단가(단, 가중치 변경에 따른 계약단가 변경은 제외)는 변경할 수 없다. 제11.1.10조(고정가격계약설비의 공급인증서 거래방법 등) ① 고정가격계약 설비의 신재생에너지 공급인증서의 계약단가는 고정가격에서 전력거래가격을 차감한 가격으로 하며, 전력거래가격이 고정가격을 초과하는 경우 공급인증서 계약단가는 ‘0’으로 적용한다. ② 재생에너지 입찰제도 도입 결과 전력거래가격이 음수(陰數)인 경우 계약단가를 해당 발전설비의 고정가격으로 적용한다. ③ 고정가격계약은 계약일(계약일 이후 상업운전을 개시한 경우는 상업운전개시일)이 속한 월로부터 공급된 전력량에 대한 월단위 공급인증서 전량을 공급의무자에게 이전하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 하나의 발전설비에 대해 2건 이상 분할하여 고정가격계약을 체결하거나, REC 발급량의 일정비율을 공급의무자에게 이전하는 고정가격계약을 체결할 수 있다. ④ 제11.1.7조 제4항에도 불구하고 재생에너지 입찰제도 도입지역 풍력설비에 대해서는 전체계약기간 중 전력거래가격이 음수인 시간 범위 내에서 계약만료일은 일 단위로 연장할 수 있다. 이 경우 소수점 이하의 일수는 반올림한다. 제2절 의무이행비용 정산 제11.2.1조(연간정산에 관한 자료의 제출) ① 연간정산을 받고자 하는 공급의무자는 매년 4월 10일까지 다음의 각 호를 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 4월 10일이 주말 또는 공휴일인 경우에는 그다음 영업일에 제출한다. (생 략) 제11.2.1조의2(월간정산에 관한 자료의 제출) (생 략) ③ 전력거래소는 제2항에 관한 다음 각 호의 항목을 공급인증서 거래시스템을 통하여 매월 15일까지 해당 공급의무자에게 제공한다. 단, 15일이 주말 또는 공휴일인 경우에는 그다음 영업일에 제공한다. (생 략) 제11.2.8조(월간정산 초안 통지) 전력거래소는 월간정산 초안을 제11.2.1조의2제4항제1호 신청 월의 다음 달 10일까지 공급인증서 거래시스템을 통하여 해당 공급의무자에게 통지한다. 단, 10일이 주말 또는 공휴일인 경우에는 그다음 영업일에 통지한다. 제11.2.9조(월간정산 조정 신청) 공급의무자는 제11.2.8조의 통지일로부터 7영업일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통하여 전력거래소에 조정신청 할 수 있다.	· RPS 고시 제10조 반영(고시 개정 적용대상 조항) · 별지 서식에 기입된 계약일 규정에 명문화 · 참고규정 · RPS 고시 반영 (제10조의3①) · RPS 고시 반영 (제10조의3① 후단) · RPS 고시 반영 (제10조의3④) · RPS 고시 개정 사항 반영 (제10조의3③) · 업무처리 기준 일자 명확화 · 업무처리 기준 일자 명확화 · 업무처리 기준 일자 명확화 · N영업일 기준 통일
부 칙 < 신 설 >	부 칙 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(적용례) 제11.1.10조 제2항 및 제4항의 개정규정은 2025년 4월 8일 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용한다. 다만 공고일 당시 재생에너지 입찰제도가 도입되지 않은 지역에 대해서는 재생에너지 입찰제도가 도입된 이후 고정가격계약 경쟁입찰에 선정된 계약분부터 적용한다.	· RPS 고시 개정의 적용례 반영
[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.3.1.2 매도자는 전력거래소가 제공하는 별지 제94호 서식등의 정보를 기초로 하여 매수자에게 거래대금을 청구해야 하고, 매수자는 청구일로부터 7일 이내에 매도자에게 거래대금을 결제하여야 한다. (생 략) 6.4.3.1 매도자는 6.4.2.1의 통지에 따라 매매거래 성립일로부터 14일(그 날이 공휴일 또는 토요일인 경우에는 바로 다음 영업일을 말한다)이내 전력거래소에 매매대금에 대한 다음 각 호의 거래증빙 문서를 발급해야 한다. (생 략) 6.4.3.2 전력거래소는 6.4.3.1의 세금계산서 발급일로부터 14일 이내에 매수자에게 매매대금에 대한 세금계산서를 발급하여야 한다. (생 략) 6.4.4.4 6.4.4.1의 결제대금 지급의 지시는 6.4.3.1의 거래증빙 문서 발급일로부터 7일 이내로 한다. 6.4.4.5 매매거래 성립일로부터 40일을 초과하여 결제지시가 이루어지지 않고,	[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.3.1.2 매도자는 전력거래소가 제공하는 별지 제94호 서식등의 정보를 기초로 하여 매수자에게 거래대금을 청구해야 하고, 매수자는 청구일로부터 7영업일 이내에 매도자에게 거래대금을 결제하여야 한다. (생 략) 6.4.3.1 매도자는 6.4.2.1의 통지에 따라 매매거래 성립일로부터 14영업일(그 날이 공휴일 또는 토요일인 경우에는 바로 다음 영업일을 말한다)이내 전력거래소에 매매대금에 대한 다음 각 호의 거래증빙 문서를 발급해야 한다. (생 략) 6.4.3.2 전력거래소는 6.4.3.1의 세금계산서 발급일로부터 14영업일 이내에 매수자에게 매매대금에 대한 세금계산서를 발급하여야 한다. (생 략) 6.4.4.4 6.4.4.1의 결제대금 지급의 지시는 6.4.3.1의 거래증빙 문서 발급일로부터 7영업일 이내로 한다. 6.4.4.5 매매거래 성립일로부터 40영업일을 초과하여 결제지시가 이루어지지 않고,	· 업무처리 기준 일자 명확화 · 업무처리 기준 일자 명확화 · 업무처리 기준 일자 명확화 · 업무처리 기준 일자 명확화
[별지 제89호 서식] (생 략) 구매자와 판매자는「공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙」에 따라 발급된 공급인증서를 판매 및 구매할 것을 확약하며 이 계약의 증거로서 계약서를 작성하여 당사자가 전자서명한 후 각각 1통씩 보관한다. (생 략) ※ 참고사항 1. 본 계약서에 입력된 거래조건에 따라 REC 거래는 자동으로 이루어지므로 위 거래조건 이외 거래는 불가하며, <신 설> 일반(특수)조건 등과 상충 시 본 계약서가 우선한다. <신 설> 2. 위 계약조건에 해당하는 발전 월의 REC는 현물거래가 금지된다. <신 설>	[별지 제89호 서식] (생 략) 구매자와 판매자는「공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙」에 따라 발급된 공급인증서를 「전력시장운영규칙」에 따라 판매 및 구매할 것을 확약하며 이 계약의 증거로서 계약서를 작성하여 당사자가 전자서명한 후 각각 1통씩 보관한다. (생 략) ※ 참고사항 1. 본 계약서에 입력된 거래조건에 따라 REC 거래는 자동으로 이루어지므로 위 거래조건 이외 거래는 불가하며, 일반(특수)조건의 계약종류, 계약기간, 계약단가는 본 계약서와 동일하게 작성하여야 한다. ① 단, 본 계약서가 사후재정산 방식인 경우 일반(특수)조건에서 계약단가를 달리할 수 있다. (사후재정산 : 계약체결 시점의 확정 계약단가가 아니라 일반(특수)조건에 따라 사후 재정산하는 방식) ② 일반(특수)조건 등과 상충 시 본 계약서가 우선한다. ③ 계약사항의 변경이 발생하여 변경계약을 체결하는 경우에도 계약종류, 계약기간, 계약단가(단, 가중치 변경에 따른 계약단가 변경은 제외)는 변경할 수 없다. 2. 공급인증서 매매거래는 계약일이 속한 월부터 계약만료일(또는 계약 파기일)까지 공급된 전력량에 대한 공급인증서를 거래하는 것으로 한다. 위 계약조건에 해당하는 공급인증서는 현물거래가 금지된다. 여기서, 계약일(계약일 이후 상업운전을 개시한 경우는 상업운전개시일)은 공급인증서 거래시스템에 계약당사자 쌍방이 전자서명을 완료한 날을 말한다. 여기서, 계약 파기일은 계약당사자가 계약의 파기를 동의하여 공급인증서 거래시스템에 쌍방이 전자서명을 완료한 날을 말한다.	· 규정 명확화 · 본 계약서와 일반(특수)조건 관계 명확화 · 사후재정산 설명 추가 · 제11.1.7조제4항 반영 · RPS고시10조의 3① 및 규칙 11.1.7조 준용 · 계약일 명문화 · 파기일 명문화
[별지 제89-1호 서식] (생 략) 구매자와 판매자는「공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙」에 따라 발급된 공급인증서를 판매 및 구매할 것을 확약하며 이 계약의 증거로서 계약서를 작성하여 당사자가 전자서명한 후 각각 1통씩 보관한다. (생 략) ※ 참고사항 1. 본 계약서에 입력된 거래조건에 따라 REC 거래는 자동으로 이루어지므로 위 거래조건 이외 거래는 불가하며, <신 설> 일반(특수)조건 등과 상충 시 본 계약서가 우선한다. <신 설> 2. 위 계약조건에 해당하는 발전 월의 REC는 현물거래가 금지된다. <신 설> (생 략) 6. 계약기간은 신재생에너지 공급인증서 거래시스템에 계약당사자 쌍방이 전자서명법 제2조 제2호에 따른 전자서명을 완료한 날로부터 시작된다. 단, 계약일 이후에 상업운전을 개시한 경우는 상업운전 개시일로부터 시작한다.	[별지 제89-1호 서식] (생 략) 구매자와 판매자는「공급인증서 발급 및 거래시장 운영에 관한 규칙」에 따라 발급된 공급인증서를 「전력시장운영규칙」에 따라 판매 및 구매할 것을 확약하며 이 계약의 증거로서 계약서를 작성하여 당사자가 전자서명한 후 각각 1통씩 보관한다. (생 략) ※ 참고사항 1. 본 계약서에 입력된 거래조건에 따라 REC 거래는 자동으로 이루어지므로 위 거래조건 이외 거래는 불가하며, 일반(특수)조건의 계약종류, 계약기간, 계약단가는 본 계약서와 동일하게 작성하여야 한다. ① 단, 본 계약서가 사후재정산 방식인 경우 일반(특수)조건에서 계약단가를 달리할 수 있다. (사후재정산 : 계약체결 시점의 확정 계약단가가 아니라 일반(특수)조건에 따라 사후 재정산하는 방식) ② 일반(특수)조건 등과 상충 시 본 계약서가 우선한다. ③ 계약사항의 변경이 발생하여 변경계약을 체결하는 경우에도 계약종류, 계약기간, 계약단가(단, 가중치 변경에 따른 계약단가 변경은 제외)는 변경할 수 없다. 2. 공급인증서 매매거래는 계약일이 속한 월부터 계약만료일(또는 계약 파기일)까지 공급된 전력량에 대한 공급인증서를 거래하는 것으로 한다. 위 계약조건에 해당하는 공급인증서는 현물거래가 금지된다. 여기서, 계약일(계약일 이후 상업운전을 개시한 경우는 상업운전개시일)은 공급인증서 거래시스템에 계약당사자 쌍방이 전자서명을 완료한 날을 말한다. 여기서, 계약 파기일은 계약당사자가 계약의 파기를 동의하여 공급인증서 거래시스템에 쌍방이 전자서명을 완료한 날을 말한다. (생 략) 6. 계약기간은 신재생에너지 공급인증서 거래시스템에 계약당사자 쌍방이 전자서명법 제2조 제2호에 따른 전자서명을 완료한 날로부터 시작된다. 단, 계약일 이후에 상업운전을 개시한 경우는 상업운전 개시일로부터 시작한다.	· 규정 명확화 · 본 계약서와 일반(특수)조건 관계 명확화 · 사후재정산 설명 추가 · 제11.1.7조제4항 반영 · RPS고시10조의 3① 및 규칙 11.1.7조 준용 · 계약일 명문화 · 파기일 명문화 · 용어 통일

□ 중앙계약전기저장장치의 세부 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

1장 총칙

제1절  통칙

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

<중 략>

77. “전기저장장치”란 전기를 충전하여 이를 다른 에너지로 변환하여 저장 후 방전하는 방식으로 전기를 공급하는 장치를 말한다. 다만, 신재생에너지 발전기와 연계하여 운영하는 전기저장장치는 제외한다.

77의1. “중앙급전전기저장장치”란 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 전기사업자가 소유한 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치와 부칙의 별도기준에 따른 1차예비력 서비스만 제공하는 전기저장장치를 말한다.

77의2. “비중앙급전전기저장장치”란 중앙급전전기저장장치가 아닌 발전사업자가 소유한 전기저장장치를 말한다.

77의3. “송전사업자용전기저장장치”란 송전사업자가 운영하는 1차 예비력서비스 제공을 위한 주파수조정용 전기저장장치와 계통신뢰도 개선, 발전제약 완화를 위한 계통안정화용 전기저장장치를 말한다.

77의4. “재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치”란 재생에너지전기저장판매사업을 하기 위해 재생에너지전기저장판매사업자가 운영하는 전기저장장치를 말한다.

1장 총칙

제1절  통칙

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

<중 략>

77. “전기저장장치”란 전기를 충전하여 이를 다른 에너지로 변환하여 저장 후 방전하는 방식으로 전기를 공급하는 장치를 말한다. 다만, 신재생에너지 발전기와 연계하여 운영하는 전기저장장치는 제외한다.

77의2. “중앙급전전기저장장치”란 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 전기사업자가 소유한 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치와, 부칙의 별도기준에 따른 1차예비력 서비스만 제공하는 전기저장장치를와 규칙 제15장에 따라 저탄소 전원 중앙계약시장에서 계약한 전기저장장치(“이하 중앙계약전기저장장치”)를 말한다.

77의3. “비중앙급전전기저장장치”란 중앙급전전기저장장치가 아닌 발전사업자가 소유한 전기저장장치를 말한다.

77의4. “송전사업자용전기저장장치”란 송전사업자가 운영하는 1차 예비력서비스 제공을 위한 주파수조정용 전기저장장치와 계통신뢰도 개선, 발전제약 완화를 위한 계통안정화용 전기저장장치를 말한다.

77의5. “재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치”란 재생에너지전기저장판매사업을 하기 위해 재생에너지전기저장판매사업자가 운영하는 전기저장장치를 말한다.

·중앙계약 ESS
용어의 정의 및
번호 수정

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준)

<중 략>

② 전기저장장치의 중앙급전 등록 여부는 다음 각 호에 따라 결정한다.

1. 전기저장장치 1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 경우 중앙급전전기저장장치로, 그 외의 경우에는 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 단, 1차예비력서비스만 제공할 경우 부칙의 별도기준을 충족시키는 경우 중앙급전전기저장장치로 등록한다.

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준)

<중 략>

② 전기저장장치의 중앙급전 등록 여부는 다음 각 호에 따라 결정한다.

1. 중앙계약전기저장장치와 1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치는 중앙급전전기저장장치로, 그 외의 경우에는 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 단, 1차예비력서비스만 제공할 경우 부칙의 별도기준을 충족시키는 경우 중앙급전전기저장장치로 등록한다.

·중앙계약 ESS
중앙급전  등록
의무 부여

제2장	가격결정

제3절  발전입찰과 전력수요예측

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

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

<중 략>

<신 설>

제2장	가격결정

제3절  발전입찰과 전력수요예측

제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 소유한 발전사업자는 각 발전기를 기준으로 발전을 위한 입찰서, 양수계획서(양수발전기를 소유한 발전사업자에 한한다.) 및 전기저장장치 충전계획서(1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치를 소유한 발전사업자에 한한다.)를 거래일 전일 11시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

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

<중 략>

33. 중앙계약전기저장장치의 방전가능전력량, 소내전력량, 운전주기효율

·기존 문구 수정 및
중앙계약 ESS
입찰서 제출
기준 신설

·중앙계약 ESS
입찰서 내용
정의 및 문구 수정

제4장	계량과 정산 및 결제

제1절	계량

제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지․관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기 및 전기저장장치, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.

제4장	계량과 정산 및 결제

제1절	계량

제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지․관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기, 및 전기저장장치 및 중앙계약전기저장장치, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.

·기존 계량점 기준
준용

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

제4.3.2조(거래대금 결제) ① 전력거래소와 거래당사자간 거래차수별 전력거래대금, 거래수수료, 구매수수료 및 결제수수료, 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금 및 계약거래수수료 등의 결제일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

제4.3.2조(거래대금 결제) ① 전력거래소와 거래당사자간 거래차수별 전력거래대금, 거래수수료, 구매수수료 및 결제수수료, 수소발전입찰시장 계약전력량 차액계약정산금, 및 계약거래수수료 및 중앙계약시장 계약용량정산금 등의 결제일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.

·거래대금 결제
항목 추가

제7장	분쟁조정

제1절	통칙

제7.1.2조(분쟁조정) 전력거래소 및 모든 회원은 전력시장, 중개시장, 수소발전입찰시장 및 전력계통의 운영에서 발생하는 각종 분쟁을 해결하고자 하는 경우에는 제7.2.1조의 규정에 의한 분쟁조정위원회(이하 "조정위원회"라 한다)의 조정을 거쳐야 한다. 다만, 동일한 분쟁 사항에 대해 이미 법적 소송이 진행 중인 경우에는 분쟁조정신청이 접수되기 전에 법적 소송이 취하되거나 각하된 경우를 제외하고는 분쟁조정을 중복해서 신청할 수 없다.

제7장	분쟁조정

제1절	통칙

제7.1.2조(분쟁조정) 전력거래소 및 모든 회원은 전력시장, 중개시장, 수소발전입찰시장, 저탄소 전원 중앙계약시장 및 전력계통의 운영에서 발생하는 각종 분쟁을 해결하고자 하는 경우에는 제7.2.1조의 규정에 의한 분쟁조정위원회(이하 "조정위원회"라 한다)의 조정을 거쳐야 한다. 다만, 동일한 분쟁 사항에 대해 이미 법적 소송이 진행 중인 경우에는 분쟁조정신청이 접수되기 전에 법적 소송이 취하되거나 각하된 경우를 제외하고는 분쟁조정을 중복해서 신청할 수 없다.

·분쟁조정
사항 추가

제15장	저탄소 전원 중앙계약시장

제1절  총칙

제15.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

<중 략>

6. “중앙계약수요자”라 함은 중앙계약 물량을 통해 전력시장에서 공급능력, 보조서비스 등을 제공받고 대가를 지급하는 주체로서 전력거래소를 말한다.

10. “중앙계약전기저장장치”라 함은 저탄소 전원 중앙계약시장을 통해 계약한 전기저장장치를 말한다.

<신 설>

제15장	저탄소 전원 중앙계약시장

제1절  총칙

제15.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

<중 략>

6. “중앙계약수요자”라 함은 안정적인 전력수급과 계통운영을 위해 전력시장에서 중앙계약 물량의 공급능력, 보조서비스 등을 제공받고 대가를 지급하는 주체로서 전력거래소를 말한다.

10. “중앙계약전기저장장치”라 함은 저탄소 전원 중앙계약시장을 통해 계약한 전기저장장치를 말한다.

11. “ESS 충전가능시간”이란 현재 배터리 충전상태를 고려하여 ESS가 전력을 저장(충전) 할 수 있도록 PCS 계약용량 기준 운영상(계약상) 허용된 시간대를 말한다.

12. “ESS 방전가능시간”이란 현재 배터리 충전상태를 고려하여 ESS가 전력을 공급(방전) 할 수 있도록 PCS 계약용량 기준 운영상(계약상) 허용된 시간대를 말한다.

13. “PCS”란 ESS에서 DC와 AC전력을 상호 변환하고 배터리와 전력계통간 전력 흐름을 제어하는 장치를 말한다.

·중앙계약
전기저장장치
관련 용어
수정 및 신설

·중앙계약
전기저장장치
정의 제1.1.2조
이동

제3절  설비 운영 및 결제

제15.3.1조(발전입찰) 중앙계약공급자는 중앙계약 물량의 계약조건을 이행하기 위해 제2.3.1조(입찰서의 제출)부터 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우)까지의 발전입찰 절차에 따라 하루전 시장에 입찰하여야 한다. 이 경우 입찰서의 내용은 계약서를 따른다.

<신 설>

제15.3.2조(중앙계약전기저장장치 운영기준)

<중 략>

<신 설>

제15.3.3조(정산 및 결제)

① 중앙계약공급자의 중앙계약 물량 이행에 따른 정산금(이하 “중앙계약 정산금”이라 한다)은 계약단가와 계약물량을 바탕으로 계약서에 정해진 산식에 따라 정산한다.

② 중앙계약대금납부자는 제1항에 따른 중앙계약 정산금을 지급하기 위하여 전력시장운영규칙에서 정하는 바에 따라 산정한 대금(이하 “중앙계약대금”이라 한다)을 전력거래소에 지급하여야 한다.

제3절  설비 운영 및 결제

제15.3.1조(발전입찰 및 운영계획 수립) ① 중앙계약공급자는 중앙계약 물량의 계약조건을 이행하기 위해 제2.3.1조(입찰서의 제출)부터 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우)까지의 발전입찰 절차에 따라 하루전 시장에 입찰하여야 한다. 이 경우 입찰서의 내용은 계약서를 따른다.

② 중앙계약전기저장장치의 세부 입찰절차 및 입찰내용은 별표4에 따른다.

③ 중앙계약전기저장장치의 발전계획 수립 절차는 별표9를 따른다.

④ 전력거래소는 제2항에 따라 제출된 입찰서를 고려하여 운영계획(충방전계획)을 수립하고, 제5.1.2조 및 제5.1.3조에 따라 발전계획 수립 결과를 통지한다. 단, 공급가능용량이 변경되어 변경 입찰서가 제출된 경우, 운영계획(충방전계획)을 재수립하여야 한다.

⑤ 전력거래소는 안정된 계통운영을 위하여 제4항에 따른 운영계획을 조정하여 중앙계약공급자에게 충전 또는 방전을 지시할 수 있다.

제15.3.2조(중앙계약전기저장장치 운영기준)

<중 략>

⑥ 전력계통 운영에 관하여는 제5장을 준용한다. 이 경우 “발전사업자”는 “중앙계약전기저장장치를 보유한 자“로, ”발전기“는 ”중앙계약전기저장장치“로 본다.
⑦ 중앙계약전기저장장치를 소유한 중앙계약공급자는 전력거래소의 급전지시를 성실히 이행하여야 한다.

⑧ 중앙계약전기저장장치에 대한 자료연계, 자료취득 및 제어기준은 별표13의 중앙급전저장장치 기준에 따른다.

제15.3.3조(정산 및 결제)

① 중앙계약공급자의 중앙계약 물량 이행에 따른 정산금(이하 “중앙계약 정산금”이라 한다)은 계약단가와 계약물량을 바탕으로 계약서에 정해진 산식에 따라 정산한다.

② 중앙계약대금납부자는 제1항에 따른 중앙계약 정산금을 지급하기 위하여 전력시장운영규칙에서 정하는 바에 따라 산정한 대금(이하 “중앙계약대금”이라 한다)을 전력거래소에 지급하여야 한다.

·입찰 및 발전
계획 반영 내용
추가

<신 설>

제4절  정산

제1관 중앙계약공급자에 대한 정산

제15.4.1.1조(정산금 산정 및 지급) ① 전력거래소는 중앙계약전기저장장치를 보유한 중앙계약공급자에게 다음 각 호를 고려하여 별표2 및 별표8에 따라 정산금을 산정한다.

1. 중앙계약전기저장장치의 계약용량에 대한 정산

제2관 중앙계약대금납부자에 대한 정산

제15.4.2.1조(계약용량에 대한 정산) 중앙계약대금납부자인 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자에게 적용할 중앙계약전기저장장치의 계약용량에 대한 정산금은 별표2에 따라 산정한 전체 중앙계약전기저장장치의 계약용량에 대한 정산금을 시간대별 구매자별 구매전력량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제3관 중앙계약시장 정산명세서 및 청구

제15.4.3.1조(정산명세서) 중앙계약시장 정산명세서에 관한 사항은 제4.2.5.1조부터 제4.2.5.7조의 규정에 따른다.

제15.4.3.2조(청구) ① 중앙계약공급사업자로 선정된 발전사업자는 전력거래차수별 결제일 이전에 별표2에 따른 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산금을 전력거래소에 청구하여야 한다.

② 전력거래소는 발전사업자로부터 청구서를 접수받은 후 별표 2에 따라 각 전력거래차수별 결제일 이전에 별표 2에 따른 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산금을 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자에게 청구하여야 한다.

③ 제1항 및 제2항의 규정에 따른 정산금 청구 일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.

④ 제4.2.5.3조 제2항 및 제4.2.5.5조 제2항에 따라 제7장 제3절의 분쟁조정절차로 처리할 경우에는 제7장 분쟁조정의 결과에 따라 정산한다.

⑤ 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자 등 회원사의 고의 또는 과실로 발생하는 각종 가산세 등의 비용은 회원사가 부담하며, 전력거래소는 회원사에게 이를 청구하여야 한다. 이 경우 고의 또는 과실에 대한 증명책임은 회원사에게 있다.

⑥ 중앙계약시장 계약용량 정산금에 대한 결제 및 전력거래전담 금융기관에 관한 규정은 규칙 제4장 제3절 및 별표8에 따른다.

·정산 관련 절
신설(기존의
제4절 이후의
조문은 제5절
이후로 수정)

·중앙계약공급자
대상 정산금 정의

·중앙계약대금
납부자 대상 정산금
정의

·정산명세서 및
청구 절차 정의

제4절  중앙계약시장위원회

<중 략>

제15.4.4조의 2(서면결의) ① 위원장은 긴급한 의안으로서 회의의 소집이 곤란하다고 인정할 때에는 서면결의에 의한 의안처리를 결정할 수 있다.

제15.4.1조(설치 및 구성) ~ 제15.4.8조(세부운영규정)

제5절  중앙계약시장위원회

<중 략>

제15.5.4조의 2(서면결의) ① 위원장은 긴급한 의안 등의 사유로 회의의 소집이 곤란하다고 인정, 기타  서면결의에 의한 의안처리를 결정할 수 있다.

제15.5.1조(설치 및 구성) ~ 제15.5.8조(세부운영규정)

·제4절(정산) 신설에
따른 조문 순서
조정 및 서면결의
범위 확대

·15.4.1 ~ 15.4.8조

사항은 15.5.1 ~

15.5.8조로 조문

번호 변경)

제5절  중앙계약시장실무협의회

제15.5.1조(실무협의회 구성) ~제15.5.3조(실비지급)

제6절  중앙계약시장실무협의회

제15.6.1조(실무협의회 구성) ~제15.6.3조(실비지급)

·제4절(정산) 신설에
따른 조문 순서
조정

·(15.5.1 ~ 15.5.3조

→ 15.6.1 ~

15.6.8 조로 변경)

<신 설>

부 칙

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 중앙계약 전기저장장치의 입찰서 양식(별지 제31-10호, 제33-9호) 관련 개정규정은 차기 전력IT시스템 개발기간을 규칙 시행일부터 12개월 이내 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

제2조(중앙계약시장 계약용량 정산에 대한 경과조치) 제15.2.1조(계약용량에 대한 정산)에 있어, 2023년에 개설된 중앙계약시장에 따라 발생한 ESS 계약용량에 대한 정산금은 중앙계약시장 전력거래계약을 체결한 판매사업자가 정산한다.

·IT 시스템 준공
시기 고려

·계약용량 정산
범위 명확화

[별표1] 기호 및 변수의 정의

<신 설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
TECPi,t	중앙계약 전기저장장치 시간대별 정산금 (Total ESS long-term Contract Price)	원	중앙계약시장 전기저장장치의 시간대별 정산금
TECCk	직접구매자에 대한 중앙계약전기저장장치의 계약용량 정산금 (Total EESS long-term Contract Settlement for Consumer)	원	중앙계약시장 전기저장장치의 직접구매자에 대한 계약용량 정산금
TECSk	판매사업자에 대한 중앙계약전기저장장치의 계약용량 정산금 (Total ESS long-term Contract Settlement for Sales Company)	원	중앙계약시장 전기저장장치의 판매사업자에 대한 계약용량 정산금
TECLk	구역전기사업자에 대한 중앙계약전기저장장치의 계약용량 정산금 (Total ESS long-term Contract Settlement for Local Sales Company)	원	중앙계약시장 전기저장장치의 구역전기사업자에 대한 계약용량 정산금
TECFi	중앙계약 전기저장장치 계약가격 (Total ESS long-term Contract Fee)	원/kW-h	중앙계약시장 전기저장장치의 시간대별 정산금 산정을 위한 계약가격
EOSEi,t	중앙계약 전기저장장치의 방전가능전력량 (ESS long-term Operation Storage Energy)	MWh	중앙계약시장 전기저장장치가 송전단 기준 최대운전시간 동안 공급할 수 있는 방전량(MWh)
EMOT	중앙계약 전기저장장치의 최대운전시간 (ESS long-term Max Operation Time)	t	중앙계약시장에서 공고된 전기저장장치의 최대운전시간(최대 방전용량 기준으로 운전가능한 시간)
EFRi,t	중앙계약 전기저장장치의 급전지시 이행률 (ESS long-term fullfillment rate)	%	중앙계약시장 전기저장장치의 충·방전 지시값 대비 충·방전 계량값 비율
EACFi	중앙계약 전기저장장치의 계약가격 (ESS long-term Auctioned Contract Fee)	원/kW-h	중앙계약시장에서 계약된 전기저장장치의 낙찰된 계약가격
ECDi	중앙계약 전기저장장치의 계약된 최대방전용량 (ESS long-term Contracted Max Discharge capacity)	MW	중앙계약시장 전기저장장치의 계약기간 동안 계약된 최대방전용량
EAPi,t	중앙계약 전기저장장치의 소내전력량 (ESS long-term Auxiliary Power)	MWh	중앙계약시장 전기저장장치의 시간대별 소내전력량
EGMOi,t	중앙계약 전기저장장치의 발전단 계량전력량 (ESS Generation-side Metered Output)	MWh	중앙계약시장 전기저장장치의 발전단 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량
ENPPi	중앙계약 전기저장장치의 미이행 페널티가격 (ESS Non-compliance Penalty Price)	원/kW-h	중앙계약 전기저장장치의 미이행 페널티 가격

·중앙계약 ESS
계약용량 정산금
및 충방전력량
정산금 산정을
위한 기호 및 변수
정의

[별표2] 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

<중 략>

라. 중앙급전전기저장장치

① 중앙급전전기저장장치의 전력량에 대한 정산은 양수발전의 전력량에 대한 정산규칙을 준용하되, 주파수조정 서비스만 제공하는 중앙급전전기저장장치의 경우 충·방전 전력량을 다음과 같이 SMP로 정산한다.

2. 공급가능용량에 대한 정산

<중 략>

라. 중앙급전전기저장장치

① 중앙급전전기저장장치의 용량정산금(TPCPi,t)은 아래와 같이 정산한다.

3.1 전기저장장치의 충전전력 정산

가. 중앙급전전기저장장치의 충전전력은 양수발전기의 양수동력에 대한 정산규칙을 준용한다.

<중 략>

7. 시운전 전력의 정산

<중 략>

나. 전기저장장치의 시운전전력에 대한 정산은 ‘가’의 발전기의 시운전전력 정산 규칙을 준용한다.

<중 략>

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 1차주파수제어서비스

<중 략>

④ 발전사업자가 소유한 준중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 1차예비력서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 1차예비력서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

2) 2차주파수제어서비스

<중 략>

⑥ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 2차주파수제어서비스에 대한 정산은 1항 내지 5항의 발전기의 주파수제어예비력 서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

<중 략>

14.1 전기저장장치 충전전력 변동비 산정절차

가. 전기저장장치 충전전력 변동비는 양수발전기의 양수동력 변동비 산정절차를 준용한다.

<중 략>

<신 설>

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

[별표2] 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

<중 략>

라. 중앙급전전기저장장치

① 중앙계약전기저장장치를 제외한 중앙급전전기저장장치의 전력량에 대한 정산은 양수발전의 전력량에 대한 정산규칙을 준용하되, 주파수조정 서비스만 제공하는 중앙급전전기저장장치의 경우 충·방전 전력량을 다음과 같이 SMP로 정산한다.

2. 공급가능용량에 대한 정산

<중 략>

라. 중앙급전전기저장장치

① 중앙계약전기저장장치를 제외한 중앙급전전기저장장치의 용량정산금(TPCPi,t)은 아래와 같이 정산한다.

3.1 전기저장장치의 충전전력 정산

가. 중앙계약전기저장장치를 제외한 중앙급전전기저장장치의 충전전력은 양수발전기의 양수동력에 대한 정산규칙을 준용한다.

<중 략>

7. 시운전 전력의 정산

<중 략>

나. 중앙계약전기저장장치를 제외한 전기저장장치의 시운전전력에 대한 정산은 ‘가’의 발전기의 시운전전력 정산 규칙을 준용하되, 중앙계약전기저장장치의 시운전 전력(충·방전량)의 경우 별도 정산을 시행하지 아니한다.

<중 략>

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 1차주파수제어서비스

<중 략>

④ 발전사업자가 소유한 준중앙급전발전기, 중앙계약 전기저장장치를 제외한 중앙급전전기저장장치의 1차예비력서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 1차예비력서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

2) 2차주파수제어서비스

<중 략>

⑥ 발전사업자가 소유한 중앙계약 전기저장장치를 제외한 중앙급전전기저장장치의 2차주파수제어서비스에 대한 정산은 1항 내지 5항의 발전기의 주파수제어예비력 서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

<중 략>

14.1 전기저장장치 충전전력 변동비 산정절차

가. 중앙계약 전기저장장치를 제외한 전기저장장치 충전전력 변동비는 양수발전기의 양수동력 변동비 산정절차를 준용한다.

<중 략>

18. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

<중 략>

9. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

<중 략>

10. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

<중 략>

10. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

·기존 중앙급전
전기저장장치와
정산 구분

·중앙계약

전기저장장치는

계약서에 따라

계약기간에 공급

가능용량으로 정산

하므로 시운전에

대한 별도 정산

미시행

·시운전 전력 정산
제외

·정산기준 목차
중앙계약 ESS
정산금 항목 신설

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

<중 략>

18. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

중앙계약전기저장장치 계약용량에 대한 정산금은 다음과 같이 각 전기저장장치의 계약가격에 시간대별 방전가능전력량을 최대운전시간으로 나눈 값을 곱하고, 급전지시 이행률에 따라 정산한다. 즉,

TECPi,t =(TECFi×EOSEi,t/EMOTi)×EFRi,t×1000

여기서,

TECPi,t : 중앙계약전기저장장치의 계약용량정산금(원)

TECFi : 중앙계약전기저장장치의 계약가격(원/kW-h)으로 아래와 같이 계산한다.

TECFi = EACFi – ENPPi

EACFi : 중앙계약전기저장장치의 계약가격(원/kW-h)

ENPPi : 중앙계약전기저장장치의 페널티 가격으로 별도의 페널티 가격(거래지연 페널티 가격 및 비가격평가 불충족 페널티가격)이 없는 경우 0을 적용함(원/kW-h)

EOSEi,t : 중앙계약전기저장장치 방전가능전력량(MWh)

EMOTi : 중앙계약전기저장장치의 최대운전시간(h)

EFRi,t : 중앙계약전기저장장치의 시간당 급전지시 이행률로 아래와 같이 계산한다.

i) |SET_POINTi,t| ≠ 0 인 경우

EFRi,t = Max[1 - {(|SET_POINTi,t – MGOi,t|) /
|SET_POINTi,t|} , 0]

다만, |SET_POINTi,t – MGOi,t| ≤ ε 이면 EFRi,t = 1을 적용한다.

ii) |SET_POINTi,t| = 0 인 경우

EFRi,t = Max{(1 - (|EGMOi,t| ÷ ECD)i ), 0}

다만, ||EAPi,t| － |MGOi,t|| ≤ ε 이고 ||EGMOi,t| ≤ ε이며,  EFRi,t = 1을 적용한다.

SET_POINTi,t : 중앙계약전기저장장치의 거래시간에 대한 60분 평균 EMS 급전지시 출력(MWh)

EGMOi,t : 중앙계약전기저장장치의 시간대별 발전단 발전전력량(MWh)

EAPi,t : 중앙계약전기저장장치의 시간대별 소내전력량(MWh)

ECDi : 중앙계약전기저장장치의 계약된 최대방전용량(MW)

허용오차(ε) : 중앙계약전기저장장치는 ±RAi,t × 0.005를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.05㎿h, 최대허용오차는 5㎿h를 적용한다.

·계약용량 정산금
신설(발전사업자용)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

<중 략>

9. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 중앙계약전기저장장치 계약용량에 대한 정산금은 중앙계약전기저장장치 시간대별 정산금에 전력시장 거래시간에 대한 총 전력거래량 대비 직접구매자의 거래시간별 구매전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.

즉, TECCk,t = TECPi,t × PECk,t / TETt

TECCk : 직접구매자의 중앙계약전기저장장치의 계약용량 정산금(원)

TECPi,t : 중앙계약 전기저장장치의 정산금(원)

PECk,t : 직접구매자 별 거래시간에 대한 구매전력량

TETt : 전력시장 거래시간에 대한 총전력거래량

·계약용량 정산금
신설(직접구매자용)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

<중 략>

10. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 중앙계약전기저장장치 계약용량에 대한 정산금은 중앙계약전기저장장치 시간대별 정산금에 전력시장 거래시간에 대한 총 전력거래량 대비 판매사업자의 거래시간별 구매전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.

즉, TECSk,t = TECPi,t × PESk,t / TETt

TECSt : 판매사업자의 중앙계약전기저장장치의 계약용량 정산금(원)

TECPi,t : 중앙계약 전기저장장치의 정산금(원)

PESk,t : 판매사업자의 거래시간에 대한 구매전력량

TETt : 전력시장 거래시간에 대한 총전력거래량

·계약용량 정산금
신설(판매사업자용)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

<중 략>

<신 설>

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

<중 략>

10. 중앙계약시장 계약용량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 중앙계약전기저장장치 계약용량에 대한 정산금은 중앙계약전기저장장치 시간대별 정산금에 전력시장 거래시간에 대한 총 전력거래량 대비 구역전기사업자의 거래시간별 구매전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.

TECLd,t = TECPi,t × PELd,t / TETt

TECLd,t : 구역전기사업자의 중앙계약전기저장장치의 계약용량 정산금(원)

TECPi,t : 중앙계약 전기저장장치의 정산금(원)

PELd,t : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 구매전력량

TETt : 전력시장 거래시간에 대한 총전력거래량

·계약용량 정산금
신설
(구역전기사업자용)

[별표4] 입찰 운영 절차

6.3     입찰방법

<중 략>

<신 설>

[별표4] 입찰 운영 절차

6.3     입찰방법

<중 략>

6.6 중앙계약 전기저장장치의 입찰

제15장 중앙계약시장의 전기저장장치에 대해서는 본 항목의 규정을 따른다.

6.6.1 입찰자료의 제출

6.6.1.1	입찰은 거래일 24시간에 대하여 한다.

6.6.1.2 중앙계약공급자는 거래일 24시간에 대하여 별지 제31-10호 서식(중앙계약 전기저장장치 입찰서)을 마감시간까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

6.6.1.3 중앙계약공급자가 입찰을 변경할 경우에는 거래일 전일 17:30까지 별지 제33-9호 서식(중앙계약전기저장장치 변경 입찰서)을 제출하여야 한다.

6.6.1.4 중앙계약공급자는 거래일 전일 17:30 이후에는 변경 입찰을 할 수 없다. 다만, 중앙계약공급자의 사유가 아닌 불가항력적인 사유나 설비의 중대고장이 발생한 경우에는 예외로 할 수 있다.

6.6.2 공급가능용량

6.6.2.1 입찰 시 시간대별 공급가능용량은 송전단 기준 시간대별 최대 방전량(MW)을 제출하되, 발전기정비관리시스템의 발전기 정비계획(승인)과 일치하여야 한다.

6.6.3 방전가능전력량

6.6.3.1 입찰시 시간대별 방전가능전력량은 송전단 기준 최대운전시간 동안 공급할 수 있는 방전량(MWh)을 제출하여야 한다.

6.6.3.2 방전가능전력량은 공급가능용량이 0인 경우에는 입찰을 할 수 없으며, 전기저장장치의 PCS와 배터리 조합을 고려하여 입찰을 하여야 한다.

6.6.4 소내전력량

6.6.4.1 입찰시 시간대별 소내전력량은 전기저장장치의 급전지시 이행 또는 대기 등 운전을 위해 필요한 부하에서 소비되는 전력량(MWh)을 계량점 기준으로 계산하여 제출하여야 한다.

6.6.5 제약운전

6.6.5.1 계획예방정비 후 전기저장장치를 시험할 목적으로 입찰시 제약운전을 필요로 할 경우에는 시험계획에 따른 공급가능용량을 제약공급가능용량과 동일하게 입찰하여야 하고, 제약사유란에 성능시험, 시운전 등 해당 사유를 명기하여야 한다.

·중앙계약 ESS
세부 입찰절차 및
입찰내용 정의

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

7.0	절차

7.1     계량설비의 설치

<중 략>

7.1.3    설치기준

<중 략>

<신 설>

7.1.5    허용오차

<중 략>

<신 설>

[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

7.0	절차

7.1     계량설비의 설치

<중 략>

7.1.3    설치기준

<중 략>

10) 중앙계약전기저장장치는 계량설비를 제1.1.2조 40호에서 정하는 계량점과 전기저장장치의 발전단에 설치하여야 한다.

7.1.5    허용오차

<중 략>

4)  중앙계약전기저장장치를 계량하기 위한 설비는 설비용량이 20MW 이하인 경우에도 20MW 초과에 해당하는 계량설비를 적용한다.

·중앙계약 ESS
세부 계량점
기준 정의

·정산 정확성 제고

관련 계량설비 설치

기준 및 허용오차는

20MW 초과 적용

(전력량 0.2급, PT

0.3급, 비교계량기

0.5급/0.5급)

[별표8] 정산 및 결제 절차

7.0	절차

7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등

<중 략>

7.1.4  전력거래대금, 예측제도정산금, 수소발전입찰시장 차액계약정산금, 전력거래수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 및 결제수수료의 단수처리는 「국고금관리법」제47조에 따라 청구금액의 10원미만은 절사한다. .

<중 략>

<신 설>

[별표8] 정산 및 결제 절차

7.0	절차

7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등

<중 략>

7.1.4  전력거래대금, 예측제도정산금, 수소발전입찰시장 차액계약정산금, 전력거래수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 및 결제수수료, 중앙계약시장 계약용량정산금의 단수처리는「국고금관리법」제47조에 따라 청구금액의 10원미만은 절사한다.

<중 략>

7.1.15 제15장 중앙계약시장에서 계약된 전기저장장치의 계약가격(TECF), 낙찰된 계약가격(EACF), 중앙계약 전기저장장치의 페널티 가격(ENPP)는 [원/kW-h] 단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 중앙계약전기저장장치의 방전가능전력량(EOSE), 급전지시량(SET_POINT), 계량값(MGO), 발전단 계량값(EGMO)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림하여 여섯째 자리까지 계산한다.(Wh까지 계산)

·중앙계약시장
일별 계약용량
정산금에 대한
단수 정의

·중앙계약시장
일별 계약용량
청구금에 대한
단수정의

·중앙계약 ESS의
세부 변수에
대한 단위 및
단수처리 기준 정의

7.8 전력거래수수료, 연회비 및 연회비 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, 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자에 대해서는 직접전력거래량을 기준으로 하고, 분산에너지사업자에 대해서는 송·배전사업자가 제공하는 초과발전거래량 및 분산특구 내 전력 직접거래계약을 체결한 전기사용자의 전기사용량 기준으로 한다.

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, 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자에 대해서는 직접전력거래량을 기준으로 하고, 분산에너지사업자에 대해서는 송·배전사업자가 제공하는 초과발전거래량 및 분산특구 내 전력 직접거래계약을 체결한 전기사용자의 전기사용량 기준으로 하며, 중앙계약전기저장장치에 대해서는 방전 계량값을 기준으로 한다.

·중앙계약 ESS의
전력거래수수료
부과기준 정의

7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등

7.11.1	전력거래대금 결제일자는 매월 4차수에 걸쳐 수행되며 결제일자는 7.12(정산및결제 일정표)에 따른다. 단, 제4.3.2조 제6항 내지 제9항에 따라 판매사업자와 발전사업자간 별도의 결제일자를 합의한 경우, 합의된 결제일로 한다.

<중 략>

<신 설>

7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등

7.11.1	전력거래대금 결제일자는 매월 4차수에 걸쳐 수행되며 결제일자는 7.12(정산및결제 일정표)에 따른다. 단, 제4.3.2조 제6항 내지 제9항에 따라 판매사업자와 발전사업자간 별도의 결제일자를 합의한 경우, 합의된 결제일로 한다.

<중 략>

7.11.1.6 중앙계약 전기저장장치의 전력거래대금은 7.12(정산 및 결제 일정표)의 1차∼4차 전력거래대금을  7.12(정산 및 결제 일정표)의 4차에 총괄하여 월 1회 지급한다.

·중앙계약 ESS의
전력거래대금
결제 주기 정의

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

5.0	용어의 정의

<중 략>

<신 설>

7.0	절  차

7.4	하루전발전계획의 입력자료 작성

<중 략>

<신 설>

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

5.0	용어의 정의

<중 략>

5.14 운전주기(Cycle)
전기저장장치의 충방전 운전 주기를 뜻하며, 전기저장장치의 충방전 횟수에 상관없이 누적된 방전량을 최대전력저장량(중앙계약전기저장장치는 계약된 최대전력저장량)만큼 운전한 경우를 1운전주기라고 한다.

7.0	절  차

7.4	하루전발전계획의 입력자료 작성

<중 략>

7.4.7	중앙계약전기저장장치 자료입력
중앙계약전기저장장치를 보유한 중앙계약공급자가 입찰한 방전가능전력량(MWh)의 거래일 24시간 최소값(방전 기준 방전가능전력량)과 해당 값을 운전주기효율로 나눈 값(충전 기준 방전가능전력량) 이내에서 1운전주기(1day 1cycle)를 만족시키는 제약식을 구성하여 입력한다.
단, 계통 운영상 필요 시 하루 최대 2운전주기(1day 2cycle)까지 만족시키도록 입력할 수 있다.

·운전주기(Cycle)에
대한 정의 신설

·중앙계약 ESS의
하루전발전계획
입력자료 정의

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.

<중 략>

⑭ 계통신뢰도 확보를 우선 고려한 양수발전계획

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.

<중 략>

⑭ 계통신뢰도 확보를 우선 고려한 양수발전계획 및 전기저장장치 충전 또는 방전계획

·비상시 중앙계약
ESS의 신뢰도
발전계획 조정
절차 반영

[별표13] 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

<중 략>

8.1.1.5 중앙급전전기저장장치

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
◆중앙급전 전기저장장치	․154kV* 이상 CB ․154kV* 이상 DS ․ESS CB ․AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․UFR Ry상태 ․주파수추종 On/Off	MW	․발전단 MW/ 송전단 MW (ESS 접속 TR 2차) ․Target MW(Set Point)	AGC (Set Point :기본 4초, 가변가능)
		Hz	․상용 주파수 (필요 개소)
		MW	․154kV* 이상 T/L ․154kV* 이상 M.Tr ․Local Load
		MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (ESS 접속 TR 2차) ․154kV* 이상 T/L ․154kV* 이상 M.Tr	On/Off** (저장장치 기동/정지 신호)
		kV	․154kV* 이상 BUS 별 ․ESS 접속 BUS 별
		MW Limit	․ESS High/Low
		Gen MW 출력증가/ 감소율	․ESS MW/Min.
		잔여저장 전력량	․MWh
		ESS SOC	․ESS 충전상태(%)
		운전Cycle**	․운전Cycle(횟수)
		충ㆍ방전** (PCS 용량 기준)	․ESS 충전가능시간 ․ESS 방전가능시간
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)
	* 22.9kV 선로에 접속하는 중앙계약전기저장장치인 경우, 22.9kV의 데이터를 계통운영시스템에 제공해야 함 ** 중앙계약전기저장장치에 한함

[별표13] 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

<중 략>

8.1.1.5 중앙급전전기저장장치

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
◆중앙급전 전기저장장치	․154kV* 이상 CB ․154kV* 이상 DS ․ESS CB ․AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․UFR Ry상태 ․주파수추종 On/Off	MW	․발전단 MW/ 송전단 MW (ESS 접속 TR 2차) ․Target MW(Set Point)	AGC (Set Point :기본 4초, 가변가능)
		Hz	․상용 주파수 (필요 개소)
		MW	․154kV* 이상 T/L ․154kV* 이상 M.Tr ․Local Load
		MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (ESS 접속 TR 2차) ․154kV* 이상 T/L ․154kV* 이상 M.Tr	On/Off** (저장장치 기동/정지 신호)
		kV	․154kV* 이상 BUS 별 ․ESS 접속 BUS 별
		MW Limit	․ESS High/Low
		Gen MW 출력증가/ 감소율	․ESS MW/Min.
		잔여저장 전력량	․MWh
		ESS SOC	․ESS 충전상태(%)
		운전Cycle**	․운전Cycle(횟수)
		충ㆍ방전** (PCS 용량 기준)	․ESS 충전가능시간 ․ESS 방전가능시간
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)
	* 22.9kV 선로에 접속하는 중앙계약전기저장장치인 경우, 22.9kV의 데이터를 계통운영시스템에 제공해야 함 ** 중앙계약전기저장장치에 한하여 추가 취득 (SOC는 MWh값을 취득)

·중앙계약전기저장장치 SOC는 발전계획수립을 위해 MWh값으로 취득

[붙임8.5]

급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 중부전력관제센터 ․ 경인전력관제센터	․ 중앙급전발전기 ․ 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 ․ 지역계통운영센터(후비 지역계통운영센터 포함) ․ 345kV이상 변전소(발전소 스위치야드 포함) 및 직류변환소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 154kV 발전소(중앙급전발전기) 연계선로 운영 변전소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 제주지역 급전(분)소 ․ 중앙급전발전기를 보유한 구역전기사업자 ․ 준중앙급전발전기 ․ 중앙계약전기저장장치
․ 제주급전소	․ 제주지역 중앙급전발전기 ․ 지역급전분소(후비포함) ․ 제주지역 154kV이상 변전소 및 변환소 (무인변전소 제외) ․ 제주지역 중앙계약전기저장장치

[붙임8.5]

급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 중부전력관제센터 ․ 경인전력관제센터	․ 중앙급전발전기 ․ 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 ․ 지역계통운영센터(후비 지역계통운영센터 포함) ․ 345kV이상 변전소(발전소 스위치야드 포함) 및 직류변환소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 154kV 발전소(중앙급전발전기) 연계선로 운영 변전소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 제주지역 급전(분)소 ․ 중앙급전발전기를 보유한 구역전기사업자 ․ 준중앙급전발전기 ․ 중앙급전전기저장장치
․ 제주급전소	․ 제주지역 중앙급전발전기 ․ 지역급전분소(후비포함) ․ 제주지역 154kV이상 변전소 및 변환소 (무인변전소 제외) ․ 제주지역 중앙급전전기저장장치

·급전전화 설치기준의 중앙계약전기저장장치를 중앙급전전기저장장치로 변경

[붙임8.7]

비상용 대체 통신수단 설치기준

<중 략>

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

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

[붙임8.7]

비상용 대체 통신수단 설치기준

<중 략>

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

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

·비상용 대체 통신수단 설치대상의 중앙계약전기저장장치를 중앙급전전기저장장치로 변경

신 설

[별지 제13호의3 서식]

중앙계약시장위원회 서면위원회 통지서

	제 차 중앙계약시장윈원회 서 면 위 원 회 통 지 서 귀 하 다음 안건은 부득이한 사유로 서면에 의하여 의결코자 전력시장운영규칙 제15.5.4조의2 제2항에 의거 통지합니다.
	일 자	의 안 번 호	제 목
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	20 . . .	제 호
	첨부 : 1. 제 차 중앙계약시장위원회 부의안 부. 2. 서면결의표 부. 20 년 월 일 위원장의 명에 의하여 위원회 간사 (인)

[별지 제14호의3 서식]

중앙계약시장위원회 서면결의표

	제 차 중앙계약시장위원회 서 면 결 의 표 제 차 위원회 부의안건에 대하여 본인의 의사를 다음과 같이 표시합니다.
	일 자	제안번호	제 목	결 과
	20 . . .	제 호		찬 성	반 대
	20 년 월 일 위원 (인) (의사표시는 해당란에 서명날인함)

[별지 제31-10호 서식]

중앙계약 전기저장장치 입찰서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 전기저장장치명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
설비효율	운전주기효율			출력배분	출력증가율
					출력감소율

5. 세부 입찰내용

구 분	D
거래시간	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
공급가능용량
방전가능전력량
소내전력량

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상한값 및 AGC 여부, AGC 상한값

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

7. 제약운전여부

구 분	D
거래시간	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
제약량
제약사유

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-9호 서식]

중앙계약 전기저장장치 입찰서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 전기저장장치명(식별번호)	_______________________

4. 기술적 특성

특성 분류	구분	제출값	변경사유	특성분류	구분	제출값	변경사유
설비효율	운전주기효율			출력배분	출력증가율
					출력감소율

5. 세부 입찰내용

구 분	D
거래시간	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
공급가능용량
방전가능전력량
소내전력량

6. 예비력 입찰 : GF 여부, GF 상한값 및 AGC 여부, AGC 상한값

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

7. 제약운전여부

구 분	D
거래시간	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
제약량
제약사유

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별지 제39호 서식]

◦초기

정산금 통지서

◦최종

<생 략>

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

[별지 제39호 서식]

◦초기

정산금 통지서

◦최종

<생 략>

정산금(1번 항목–2번 항목+3번 항목)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금	원
12 용량정산금	원
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금	원원원원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금	KWh 원
15 중앙계약시장 계약정산금 151 전기저장장치 계약용량정산금	원
16 수수료 161 전력거래수수료	원
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 기타 정산금	원
3. 재생에너지 발전량 예측제도 정산금
예측제도 정산대상 발전량 31 예측제도 참여자 정산금	KWh 원

·정산금 통지서
내 중앙계약시장
계약정산금 신설

·위 항목 신설에
따른 수수료
항목번호 변경

[별지 제40호 서식]

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

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

[별지 제40호 서식]

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 중앙계약시장 계약정산금 151 전기저장장치 계약용량정산금
16 수수료 161 전력거래수수료
2. 차액정산금
3. 재생에너지 발전량 예측제도 정산금

·청구서
내 중앙계약시장
계약정산금 신설

·위 항목 신설에
따른 수수료
항목번호 변경

[별지 제41호 서식]

◦청구요청서

전력거래대금  등

◦수정청구요청서

<생략>

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

[별지 제41호 서식]

◦청구요청서

전력거래대금  등

◦수정청구요청서

<생략>

정산금(1번 항목-2번 항목+3번 항목)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금
12 용량정산금
13 부가정산금 131 에너지정산금 132 보조서비스정산금 133 의무이행비용정산금 134 배출권거래비용정산금 135 지역자원시설세정산금
14 양수동력 정산금 141 양수전력량정산금
15 중앙계약시장 계약정산금 151 전기저장장치 계약용량정산금
16 수수료 161 전력거래수수료
2. 차액정산금
3. 재생에너지 발전량 예측제도 정산금
4. 수소발전입찰시장 차액계약정산금

·청구요청서
내 중앙계약시장
계약정산금 신설

·위 항목 신설에
따른 수수료
항목번호 변경

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

□ 임밸런스페널티 개편

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

(라) 임밸런스페널티(IMBPi,t)

임밸런스페널티는 급전가능재생에너지자원에 대하여 급전지시량 대비 실제계량값이 허용오차를 초과하였을 경우 해당 전력량에 대한 정산금을 환수한다.

MGOi,t / ICDMi < 10%인 경우, IMBPi,t = 0

그 외의 경우,

IMBPi,t = ∑q(IMBPi,t,q)

IMBPi,t,q

= -[Max { ( MGOi,t – SET_POINTi,t ) - ICDMi × IMB_TOL, 0 } × TPR_Ei,t,q × IMBPPi,t,q × 1,000]

RT_MPi,t,q ≤ 0 인 경우,

IMBPPi,t,q = Max{ - MIN_OFFER_PRICE,  0 }

RT_MPi,t,q > 0 인 경우,

IMBPPi,t,q = Max{RT_MPi,t,q – Mins(OFFER_PRICEi,t,s), 0}

그 외의 경우, IMBPPi,t,q = 0

IMB_TOL : 급전가능재생에너지에 대한 임밸런스 허용오차로 아래 표에 따라 달리 적용한다.

구 분	2024년 12월 31일 까지	2025년 12월 31일 까지	< 신 설 >
임밸런스 허용오차	12%	8%	< 신 설 >

(중략)

IMBPPi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 구간(q)별 임밸런스페널티 적용가격(원/kWh)

(중략)

(3) 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치는 에너지정산금만 지급한다.

<신 설>

[별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

(라) 임밸런스페널티(IMBPi,t)

임밸런스페널티는 급전가능재생에너지자원에 대하여 급전지시량 대비 실제계량값이 허용오차를 초과하였을 경우 해당 전력량에 대한 정산금을 환수한다.

MGOi,t / ICDMi < 10%인 경우, IMBPi,t = 0

그 외의 경우,

IMBPi,t = ∑q(IMBPi,t,q)

IMBPi,t,q

= -[Max { | MGOi,t – SET_POINTi,t | - ICDMi × IMB_TOLi,t,q, 0 } × 0.25h × IMBPPi,t,q × 1,000]

여기서 IMBPPi,t,q는 아래 표에 따라 결정한다.

	RT_MPi,t,q ≤ 0	RT_MPi,t,q > 0
		SET_POINTi,t < RAi,t	SET_POINTi,t ≥ RAi,t
MGOi,t - SET_POINTi,t > 0 (초과발전)	Max { - MIN_OFFER_PRICE , 0 }×2.5 + RT_FCR_Pi,t,q	Max {RT_MPi,t,q – Mins(OFFER_PRICEi,t,s) , 0} + RT_FCR_Pi,t,q	RT_FCR_Pi,t,q
MGOi,t - SET_POINTi,t < 0 (미달발전)	0	0	RT_FCR_Pi,t,q

IMB_TOL : 급전가능재생에너지자원에 대한 임밸런스 오차구간으로 아래 표에 따라 달리 적용한다.

구 분	2024년 12월 31일 까지	2025년 12월 31일 까지	2026년 1월 1일 이후
임밸런스 오차구간	12%	8%	6%

IMB_TOLi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 구간(q)별 임밸런스 오차구간으로 아래 표에 따라 달리 적용한다.

구 분	2024년 12월 31일 까지	2025년 12월 31일 까지	2026년 1월 1일 이후
RT_MPi,t,q ≤ 0 또는 SET_POINTi,t < RAi,t	12%	8%	1.5%
그 밖의 경우			6%

[시행일 : 부칙(2025. XX. XX.) 제1조제2항의 별도 공지일]

(중략)

IMBPPi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 구간(q)별 임밸런스페널티 적용가격(원/kWh)

(중략)

(3) 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치는 에너지정산금만 지급한다.

(가) 에너지정산금(MEPi,t)

(나) 임밸런스페널티(IMBPi,t)

비중앙급전발전기 중 제16.1.10조제2항의 급전가능재생에너지자원 등록의무가 있음에도 등록하지 않은 발전기에 대해서는 급전가능재생에너지자원과 동일하게 임밸런스페널티를 적용한다.

・이용률에 따른 임밸런스 면제 제외

・하향임밸런스에 대한 페널티 부과를 위한 산식변경

・임밸런스 허용오차 → 오차구간 표현변경

・`26년 이후

오차구간 명시

・차기IT시스템 개발 이후 적용사항 별도표기(부칙제1조제2항 관련)

・의무대상 중 입찰제 미참여 자원에 대해서도 임밸런스페널티 동일 부과

□ 용량정산금 지급방식 개선

현 행	개 정 (안)	비 고
제16.6.1.2조(공급가능용량에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자가 입찰한 공급가능용량에 대하여 별표 33에 따라 정산한다.	제16.6.1.2조(공급가능용량에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자 및 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자의 실효용량에 대하여 별표 33에 따라 정산한다.	・정산산식 변경에 따른 본문내용 수정
[별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 나. 공급가능용량에 대한 정산 (2) 급전가능재생에너지자원 급전가능재생에너지자원에 대한 정산은 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 실효용량, 계량전력량 및 급전지시 출력 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다. SET_POINTi,t ≥ RAi,t 인 경우, TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, MGOi,t, EAi) × RCPi × 1,000 SET_POINTi,t < RAi,t 인 경우, TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, EAi) × RCPi × 1,000 (중략) Ai,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량(MW-h) RAi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h) EAi : 급전가능재생에너지자원(i)에 대한 실효용량(MW-h), EAi = ∑j (MGCi,j × EFCRj)	[별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 나. 공급가능용량에 대한 정산 (2) 급전가능재생에너지자원 급전가능재생에너지자원에 대한 정산은 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 실효용량, 계량전력량 및 급전지시 출력 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다. SET_POINTi,t ≥ RAi,t 인 경우, TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, MGOi,t, EAi) × RCPi × 1,000 SET_POINTi,t < RAi,t 인 경우, TPCPi,t = EAi × RCPi × RPCFi ×1,000 (중략) Ai,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 공급가능용량(MW-h) RAi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)별 변경 공급가능용량(MW-h) EAi : 급전가능재생에너지자원(i)에 대한 실효용량(MW-h), EAi = ∑j,t (MGCi,j × EFCRj × EA_FLAGi,j,t) EA_FLAGi,j,t : 급전가능재생에너지자원(i)에 속한 보유자원(j)의 실효용량 합산 플래그로서, 일간 전력공급 실적이 있는 자원에 대해서만 실효용량을 합산한다. ∑t|MGOi,j,t| > 0 인 경우 1, 그 밖의 경우 0 RPCFi : 급전가능재생에너지자원(i)의 성과연동형용량가격계수	・입찰 및 계량전력량 비교항목 삭제 ・입찰 및 계량전력량 비교항목 삭제에 따른 산식변경 ・성과연동계수 추가 ・불필요 항목 용어인용 제외 ・일간 공급 불능인 경우 실효용량 산정대상에서 제외 ・성과연동계수 용어 신설

□ 이행능력시험 기준 및 절차 개선

현 행	개 정 (안)	비 고
제16.1.8조(용어의 정의) (중략) < 신 설 > 제16.2.3조(급전가능재생에너지발전기의 기술요건) ① 설비용량이 20MW를 초과하는 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU)를 이용하여 4초 주기의 실시간정보를 전용망을 통해 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. 다만, 부득이한 사유로 원격소장치(RTU)를 설치하는 것이 불가능한 것으로 판단되는 경우 제2항의 규정을 적용할 수 있다. ④ 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU) 또는 신재생자료취득장치를 통해 전력거래소가 원격으로 송신하는 출력 제어지시를 15분 평균 발전량 기준으로 이행할 수 있어야 한다. 단, 시범사업 종료 후 전국 확대 시에는 5분 평균 발전량 기준으로 변경될 수 있다. 제16.2.9조(급전가능재생에너지자원에 대한 급전지시 이행능력 시험) ① 전력거래소는 제16.2.5조 제1항에 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록신청한 자원에 대하여 제16.2.6조에 따른 등록 전까지 제16.2.3조 제4항 및 제5항, 제16.2.4조 제3항 및 제4항에 따른 급전지시 이행능력을 갖춘 상태인지를 시험하여야 한다. < 신 설 > ② 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험에는 다음 각 호에 대한 사항이 포함된다. 1. 설비이용률이 10% 이상인 상태에서 현재출력의 60%, 80%, 100% 출력제어지시 이후 두 번째 실시간시장 단위거래기간 동안의 평균출력 오차를 다음 각 목의 허용오차 이내로 유지 가. ’24년 12월 31일까지 : 설비용량의 12% 이내 나. 2025년 1월 1일부터 시범사업 종료까지 : 설비용량의 8% 이내 2. 전기저장장치의 기술적특성 등 기타 급전지시 이행능력 검증을 위해 추가 검토가 필요한 사항 ③ 전력거래소는 급전가능재생에너지자원으로 신청한 자원이 제1항에 의한 급전지시 이행능력 시험에 탈락한 경우 또는 시험일정 동안 설비이용률이 10%를 미달하는 경우 최초 시험을 시행한 주의 다음 주까지 제1항 및 제2항과 동일한 조건으로 재시험을 시행하여야 한다. ④ 제16.2.5조에 따라 급전가능재생에너지자원의 등록을 신청한 사업자는 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험일정을 제3항의 재시험일정을 고려하여 전력거래소와 협의하여 결정하여야 한다.	제16.1.8조(용어의 정의) (중략) 24. “기준출력”이라 함은 급전지시 이행능력 시험에서 제어신호의 기준이 되는 출력을 말하며, 시험개시 이후 5분부터 10분까지의 평균 출력을 말한다. 25. “급전가능재생에너지자원 설비이용률(이하”설비이용률“이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 주요자원 전력거래량의 백분율(%)을 말한다. 여기서, 설비용량은 전력시장에 등록된 설비용량 중 고장, 정비 등 사유로 발전을 할 수 없는 설비의 용량을 제외한 것을 말한다. 제16.2.3조(급전가능재생에너지발전기의 기술요건) ① 주요자원의 설비용량이 20MW를 초과하는 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU)를 이용하여 4초 주기의 실시간정보를 전용망을 통해 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. 다만, 부득이한 사유로 원격소장치(RTU)를 설치하는 것이 불가능한 것으로 판단되는 경우 제2항의 규정을 적용할 수 있다. ④ 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU) 또는 신재생자료취득장치를 통해 전력거래소가 원격으로 송신하는 출력제어 지시를 15분 평균 발전량 기준으로 이행할 수 있어야 한다. 단, 시범사업 종료 후 전국 확대 시에는 5분 평균 발전량 기준으로 변경될 수 있다. 이행할 수 있어야 하며, 출력제어 지시의 이행가능여부는 제16.2.9조의 급전지시이행능력시험을 통해 검증한다. 제16.2.9조(급전가능재생에너지자원에 대한 급전지시 이행능력 시험) ① 전력거래소는 제16.2.5조 제1항에 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록신청한 자원에 대하여 제16.2.6조에 따른 등록 전까지 제16.2.3조 제4항 및 제5항, 제16.2.4조 제3항 및 제4항에 따른 급전지시 이행능력을 갖춘 상태인지를 시험하여야 한다. ② 제1항에도 불구하고, 이전 차시 전력거래기간에 참여한 급전가능재생에너지자원 중 자원구성에 변동이 없는 경우 시험을 면제할 수 있다. ③ 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험에는 다음 각 호에 대한 사항이 포함된다. 1. 설비이용률이 15% 이상인 상태에서 기준출력의 100%, 75%, 50%, 25%, 0% 순 출력제어지시 이후 각 10분 동안의 평균출력 오차를 다음 각 목의 허용오차 이내로 유지 가. ’24년 12월 31일까지 : 주요자원 설비용량의 12% 이내 나. ’25년 1월 1일부터 ’25년 12월 31일까지 : 주요자원 설비용량의 8% 이내 다. ’26년 1월 1일부터 시범사업 종료까지 : 주요자원 설비용량의 6% 이내 2. 전기저장장치의 기술적특성 등 기타 급전지시 이행능력 검증을 위해 추가 검토가 필요한 사항 가. 보조자원의 방전지속시간 측정시험 1) 시험 전 보조자원의 완전충전상태 유지 2) 전력거래소와 협의된 시간에 최대방전용량으로 방전 3) 기참여 보조자원(설비변동 없음)의 경우 시험 면제 나. 기타 사항 ④ 전력거래소는 급전가능재생에너지자원으로 신청한 자원이 제1항에 의한 급전지시 이행능력 시험에 탈락한 경우 최초 시험을 시행한 주의 다음 주까지 제1항 및 제2항과 동일한 조건으로 재시험(최대 2회 한도)을 시행하여야 한다. 단, 설비이용률 기준에 미달한 경우에는 재시험 한도를 적용하지 않는다. ⑤ 제16.2.5조에 따라 전력거래소는 급전가능재생에너지자원의 등록을 신청한 사업자에게 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험일정을 제3항의 재시험 일정을 고려하여 사업자에게 사전에 통지하여야 하고, 사업자는 불가피한 상황이 발생할 경우 전력거래소에 이를 즉시 알리고 협의하여야 한다.	・기준출력 관련 용어 명확화 ・설비이용률에 대한 용어 명확화(예측제도 용어 준용) ・문구수정 (설비용량 기준대상에 대한 명확화) ・급전지시이행능력 검증방법 구체화 ・급전지시 이행능력시험 기통과자원 시험 면제 ・급전지시 이행능력시험방법의 변경 및 시험기준, 설비용량 기준 명확화 ・보조자원 시험방식 명확화 ・재시험 가능횟수 설정 ・급전지시 이행능력 시험 일정 결정 방법 명확화

□ 기타사항

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 가. 전력량에 대한 정산 (2) 급전가능재생에너지자원 (나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략) SET_POINTi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 60분 평균 EMS 급전지시 출력(MW) [별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 가. 전력량에 대한 정산 (1) 일반발전기 (나) 변동비보전정산금(MWPi,t) Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t > Min{RAi,t, Maxn(MEGWn,i,t)} 일 경우 SCMWG_FLAGi,t = 1, 그 외의 경우 SCMWG_FLAGi,t = 0 (중략) MWPi,t = Max(SCMWGi,t × γi – MPMWGi,t – RTRCPi,t, 0) × SCMWG_FLAGi,t (중략) MPMWGi,t = {DA_SEi,t × 1h – Min(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)} × DA_MPi,t × 1,000 + ∑q [{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t – Max(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)} × TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 1,000] SCMWG_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 플래그 Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t > Min{RAi,t, Maxn(MEGWn,i,t)} 일 경우 SCMWG_FLAGi,t = 1, 그 외의 경우 SCMWG_FLAGi,t = 0 (중략) (2) 급전가능재생에너지자원 (나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략) MWPi,t = Max(SCMWGi,t – MPMWGi,t , 0) MPMWGi,t = DA_SEi,t × 1h × DA_MPi,t × 1,000 +∑q[{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t, SET_POINTi,t×1h+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t - DA_SEi,t × 1h} × TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 1,000] (1) 일반발전기 (다) 기대이익정산금(MAPi,t) 기대이익정산금은 전력거래소의 급전지시에 의해 하루전에너지계획량과 다르게 운전한 경우, 하루전발전계획으로 발전했을 시의 기대이익을 보전하기 위한 금액을 정산하며, 에너지에 대한 기대이익정산금과 예비력에 대한 기대이익정산금의 합에서 변동비보전정산금을 차감한 금액이 0보다 큰 경우 아래 정산산식에 따라 지급한다. < 신 설 > [별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 < 신 설 > 제16.2.14조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자가 시범사업에 참여하여 거래를 하는 기간 동안에는 보유자원에 대한 원활한 정산대금 지급을 위하여 전력거래소에 지속적으로 제3.4.1조 제3항의 규정에 따른 현금 재정보증 또는 동조 제4항의 규정에 따른 비현금의 형태로 재정보증을 별도로 제공하여야 한다. 이때, 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 소규모전력중개사업자의 보증금계좌에 예치된 자금으로 한다. ② 제1항의 재정보증 기간은 제16.2.7조 제1항의 전력거래개시일부터 전력거래종료일에 해당하는 급전가능집합전력자원의 최종결제일 익일까지로 한다. < 신 설 > < 신 설 >	[별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 가. 전력량에 대한 정산 (2) 급전가능재생에너지자원 (나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략) SET_POINTi,t : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 60분 평균 EMS 급전지시 출력(MW), (다만, 시스템 장애 또는 작업 등으로 SET_POINTi,t 미발생 시, SERT,i,t을 EMS 급전지시 출력으로 볼 수 있다. SET_POINTi,t,q = ∑m Min( SET_POINTi,t,q,m, RAi,t)/60 [별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 가. 전력량에 대한 정산 (1) 일반발전기 (나) 변동비보전정산금(MWPi,t) Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t > Maxn(MEGWn,i,t) 일 경우 SCMWG_FLAGi,t = 1, 그 외의 경우 SCMWG_FLAGi,t = 0 (중략) MWPi,t = Max(SCMWGi,t × γi – MPMWGi,t – RTRCPi,t, 0) × SCMWG_FLAGi,t (중략) MPMWGi,t = {Min(RAi,t, DA_SEi,t)× 1h – Min(Maxn(MEGWn,i,t), RAi,t× 1h, DA_SEi,t × 1h)} × DA_MPi,t × 1,000 + ∑q [{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t – Max(Maxn(MEGWn,i,t), Min(RAi,t, DA_SEi,t) × 1h)} × TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 1,000] SCMWG_FLAGi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 변동비보전정산금 지급 플래그 Min(MGOi,t, RAi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t+εi,t > Min{RAi,t, Maxn(MEGWn,i,t)} 일 경우 SCMWG_FLAGi,t = 1, 그 외의 경우 SCMWG_FLAGi,t = 0 (중략) (2) 급전가능재생에너지자원 (나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략) MGOi,t ≤ 0인 경우, MWPi,t = 0 그 외의 경우, MWPi,t = Max(SCMWGi,t – MPMWGi,t, 0) MPMWGi,t = Min(RAi,t, DA_SEi,t) × 1h × DA_MPi,t × 1,000 +∑q[{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t, SET_POINTi,t×1h+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t - Min(RAi,t, DA_SEi,t) × 1h} × TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 1,000] (1) 일반발전기 (다) 기대이익정산금(MAPi,t) 기대이익정산금은 전력거래소의 급전지시에 의해 하루전에너지계획량과 다르게 운전한 경우, 하루전발전계획으로 발전했을 시의 기대이익을 보전하기 위한 금액을 정산하며, 에너지에 대한 기대이익정산금과 예비력에 대한 기대이익정산금의 합에서 변동비보전정산금을 차감한 금액이 0보다 큰 경우 아래 정산산식에 따라 지급한다. MGOi,t≥Min(DA_SEi,t, RAi,t)이면, MAPi,t=0 [별표 33] 3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산 자. 비중앙급전전기저장장치의 충전전력 정산 비중앙급전전기저장장치의 충전전력 정산은 별표2 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 3.1 전기저장장치의 충전전력 정산의 정산산식을 따른다. 제16.2.14.1조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① 급전가능집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자가 시범사업에 참여하여 거래를 하는 기간 동안에는 보유자원에 대한 원활한 정산대금 지급을 위하여 전력거래소에 지속적으로 제3.4.1조 제3항의 규정에 따른 현금 재정보증 또는 동조 제4항의 규정에 따른 비현금의 형태로 재정보증을 별도로 제공하여야 한다. 이때, 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 소규모전력중개사업자의 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 보증금계좌에 예치된 자금으로 한다. ② 제1항의 재정보증 기간은 제16.2.7조 제1항의 전력거래개시일부터 전력거래개시일에 대한 최초결제일부터 전력거래종료일에 해당하는 급전가능집합전력자원의 최종결제일 익일까지로 한다. ⑧ 급전가능집합전력자원의 재정보증에 관하여 본 조에서 규정된 사항을 제외하고는 제3.4.1조(재정보증의 설정)를 준용한다. 제16.2.14.2조(채무불이행시 조치) ① 소규모전력중개사업자가 제16.2.10조 제2항 제3호의 행위를 한 것으로 판단되는 경우 채무불이행이 발생한 것으로 본다. ② 채무불이행이 발생한 경우 전력거래소는 지체없이 소규모전력중개사업자에게 지급한 정산대금에서 채무불이행에 해당하는 금액을 회수 조치할 수 있으며, 회수가 어렵다고 판단하는 경우 재정보증 수단을 통해 전력거래소 보유자원에 대한 정산대금을 확보할 수 있다.	・급전지시값 미발생 시 대체값 명확화 ・입찰량 초과 시 MWP 오지급상황 예방을 위한 플래그 수정 ・자기사유 변경입찰에 따른 손실분은 미보상 ・급전정지에 따른 정산손실 보전을 위한 플래그 수정 ・충전비용은 MWP 미지급 ・자기사유 변경입찰에 따른 손실분은 미보상 ・하루전계획량 초과 발전 시 제약량 미만 발전량 미지급 ・충전전력 정산방식 명기 ・중개사업자의 채무불이행 발생 시 대금채권 확보를 위한 거래소의 재정보증금 인출권한 필요(현금재정보증의 경우) ・재정보증기간 중첩에 따른 보험료 이중부담 상황 예방 ・포괄적 재정보증 규정 준용 ・중개사업자의 채무불이행 발생상황에 대한 조치 명확화

□ 부칙

현 행	개 정 (안)	비 고
< 신 설 >	부 칙 (2025. 00. 00.) 제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. ② 별표33에 관한 내용 중 “기간별 임밸런스 오차구간(IMB_TOLi,t,q) 및 SET_POINT 용어 정의(SET_POINTi,t)”에 대한 부분을 제외한 개정규정은 차기 전력IT시스템 개발기간을 고려하여 규칙 시행일로부터 24개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다. 제2조(급전가능재생에너지자원의 성과연동형용량가격계수에 대한 적용례) ① 급전가능재생에너지자원의 성과연동형용량가격계수(RPCF)에 대하여 제1조 제2항에서 별도로 정한 시행일 전까지 비용평가위원회 의결을 거쳐 산정한다. 이 때 계수는 규칙개정 시행일로부터의 실적을 기반으로 산정한다. ② 제1항에 따라 비용평가위원회 의결을 거쳐 산정되기 전까지 급전가능재생에너지자원의 성과연동형용량가격계수는 1.00을 적용한다. 제3조(시범사업 유효기간) 부칙(2023. 8. 30) 제6조에도 불구하고, 전력시장 제도개선 제주 시범사업의 유효기간은 거래소가 별도로 정하여 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날까지로 한다.	・시스템 프리징 기간 관련 경과조치 적용 ・RPCF 산정 방식 및 대상기간 명확화 ・RPCF 산정 전 적용방식 명확화 ・시범사업 유효기간 문구 명료화