전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	비중앙급전발전기 운전원에 대한 계통운영 교육 확대 적용을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-정기2차 (2025.9.8)
2	석탄화력 미분기 동작특성을 반영한 출력증가율·감소율 현실화 관련 전력시장운영규칙 개정(안)
3	전력설비 휴전에 의한 송전제약의 하루전발전계획 확대 반영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
4	전력량계용 변성기의 설치기준 명확화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
5	대금결제 환경 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
6	다조합 복합발전기 운전조합별 비용제도 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
7	전력설비 휴전에 따른 송전제약 시 계통제약 보정정산금(AASMWP) 반영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-긴급5차 (2025.9.30)

Ⅱ. 개정 내용

□ 비중앙급전발전기 운전원에 대한 계통운영 교육 확대 적용을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 전력거래소는 계통운전원의 비상 시 대응능력을 확보하기 위해 계통운전 담당자 교육훈련을 시행하고, 해당 전기사업자는 교육 이수자를 현장에 배치·근무토록 해야 함

ㅇ (근거) 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」제15조

< 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준 >

제15조(계통운전원 교육 및 자격확보) ① 전력거래소는 계통운전원의 비상 시 대응능력을 확보하기 위하여 계통운전 담당자에 대해 교육훈련을 시행하고, 해당 전기사업자는 동 교육훈련을 이수한 자를 현장에 배치하여 근무할 수 있도록 하여야 한다.

② 제1항의 계통운전에 대한 교육훈련의 세부사항은 전력시장운영규칙에서 정한다.

ㅇ (시장운영규칙) [별표3] 전력계통 운영기준 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보

⦁교육대상 : 급전소 운전원(거래소 관제센터, 한전 지역계통운영센터), 변전소 운전원(345kV이상), 발전소 제어실 운전원(중앙급전발전기)

☞ 교육대상에 비중앙급전발전기 운전원은 미포함

⦁연간 교육대상 인원수 : 교대조별 근무인원의 최소 1인 이상

⦁교육이수시간 : 6시간 이상/연간   ⦁교육과정 : 계통운영, 설비실무

2) 문제점

□ 전력계통 내 비중앙급전발전기 비중 급증*에 따라 경부하기 공급과잉 및 송전제약 등의 사유로 비중앙발전기 출력제어 지시 빈번**

* 25년 4월 발전기(전력거래소 회원사) 수 기준 비중앙급전발전기 95.8%(9,677개소) 차지

** 비중앙급전발전기 출력제어 : `23년 2회 → `24년 27회 → `25년(5월末) 39회

□ 비중앙급전발전기 운전원이 계통에 관한 규정 및 급전지시 절차에 대한 이해 부족 등의 사유로 출력제어 지시를 이행하지 않는 사례 발생

→ 전력계통 안정성을 저해하며, 출력제어 이행의 형평성과 실효성 확보에 부정적 영향

3) 개정방향

□ 비중앙급전발전기 운전 담당자를 계통운영 교육대상*에 포함

ㅇ 現 500kW 이상 비중앙급전발전기는 출력제어 지시 이행대상으로, 해당 발전기의 운전원은 계통운영 담당자로서 비상 시 대응능력 제고 필요

ㅇ 전력계통운영, 급전지시 체계 및 절차 등 실무 중심의 교육을 통해 출력제어 지시 이행력 제고

* 현 비중앙급전발전기(거래소 회원사 + 한전PPA)는 약 15만7천 개소가 운영 중이며, 교육과정 도입 초기 수용성 및 시급성을 고려하여 500kW 이상 전력거래소 회원사(약 5,300개소)를 우선 적용

⇒ 단계적 확대 : ① 전력거래소 회원사 대상 교육 정착(`26), ② 한전 PPA 등 확대 적용 추진(`27)

나. 개정 내용

□ (교육대상 확대적용) 계통운전 담당자 교육대상에 비중앙급전발전기 운전원 포함 ☞ [별표3] 16.1.1

ㅇ (교육대상) 실제 설비를 운전하는 비중앙급전발전기 운전원

ㅇ (연간 교육대상 인원 수) 근무인원의 최소 1인 이상

ㅇ (교육 이수시간) 연간 2시간 이상

ㅇ (교육과정) 전력거래소가 시행하는 계통운영 과정으로 한정

기 존	개 정
[별표3] 전력계통 운영 기준 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보 16.1 전력거래소 및 전기사업자는 객관적이고 신뢰받는 계통운영을 위하여 계통운전 담당자에 대해 교육훈련을 시행하고, 교육을 이수한 운전원이 현장에 배치되어 근무할 수 있도록 하여야 한다. 16.1.1 교육대상 <중 략> <신 설> 16.1.2 연간 교육대상 인원수 : 교대조별 근무인원의 최소 1인 이상 16.1.3 교육이수시간 : 6시간 이상/연간 16.1.4 교육과정 : 계통운영, 설비실무 <신 설>	[별표3] 전력계통 운영 기준 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보 16.1 전력거래소는 계통운전원의 비상 시 대응능력을 확보하기 위하여 계통운전 담당자에 대해 교육훈련을 시행하고, 해당 전기사업자는 동 교육훈련을 이수한 자를 현장에 배치하여 근무할 수 있도록 하여야 한다. 16.1.1 교육대상 <중 략> 16.1.1.4 비중앙급전발전기 운전원 : 전력거래소 회원사 중 500kW 이상 비중앙급전발전기를 직접 운영하거나, 운영을 위탁받아 처리하는 자 등 실질적으로 운전 및 제어 업무를 하는 자 16.1.2 연간 교육대상 인원수 : 교대조별 근무인원의 최소 1인 이상 (단, 교대근무를 수행하지 않는 경우에는 근무인원의 최소 1인 이상) 16.1.3 교육이수시간 16.1.3.1 급전소 운전원, 발전소 제어실 운전원, 변전소 운전원 : 6시간 이상/연간 16.1.3.2 비중앙급전발전기 운전원 : 2시간 이상/연간 16.1.4 교육과정 : 계통운영, 설비실무 (단, 비중앙급전발전기 운전원은 ‘계통운영’ 과정만 해당) <부 칙> 제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. ② 별표3의 16.0(계통운전 담당자 교육 및 자격확보) 관련 개정규정은 교육관리시스템 및 관련 교육과정을 보완·반영하여, 규칙 시행일로부터 5개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

< 참고 : 비중앙급전발전기 전력거래소 회원사 대상 의견수렴 >

댓

• (공지방식) 전력거래시스템(e-power market) 공지 및 안내 문자 메시지 발송 (`25.5.20)

• (수렴기간) 5월20일(화)부터 6월2일(월)까지 약 2주간 시행 [조회수 20,898회]

• (제시의견) 총 7 건 중 찬성 1건, 개정에 관한 의견 3건, 기타의견 3건

- 주요의견 : 온라인 및 무상 교육요구 ⇒ 교육과정 온라인(무상) 운영 예정

다. 개정 효과

□ 교육대상 비중앙급전발전기 기준 5,308 개소(`25.4) 비상대응 능력 제고

□ 계통교육 사각지대를 해소하고, 운전자의 계통운영 이해도 향상을 통해 전력계통의 안정적 운영 기반을 확보

□ 대상 운전자에 계통운영 책임 주체로서의 인식을 부여하여 평시 급전 협조체계를 구축하고 비상 시 공동 대응체계 강화에 기여

※ (참고_소요예산) 교육관리시스템 개선* 비용 약 2.5억원예상

* 서버 증설(HW : 2억원) 및 비중앙급전발전기 회원사 관리 기능 등(SW : 0.5억원) 소요 예상

< 참고 : 본 개정(안)의 목적 및 실효성 >

① (목적) 본 개정은 비중앙급전발전기의 급전지시 이행력 제고 및 전력계통 안정성 확보를 위한 예방적이고 교육 중심의 개선 조치 임

② (실효성) 교육이수 관리 및 증빙자료는 전력거래소와 전기사업자가 3년간 보관하도록 규정하고 있으며, 제도 정착 이후에는 급전지시 미이행 사업자에 대한 제재가 발생하는 경우 교육이수 여부 등을 고려 가능

□ 석탄화력 미분기 동작특성을 반영한  출력증가율·감소율 현실화 관련 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 석탄화력발전기의 기술적 특성자료(출력증가율, 출력감소율)는 미분기 동작 특성을 전혀 반영하지 못하고 있음

※ 미분기(Pulverizer): 석탄화력발전소에서 석탄을 잘게 부수어 연소 효율을 높이는 장치. 석탄을 분쇄하여 보일러로 공급

ㅇ 발전소가 출력을 감발하기 위해서는 운전되고 있는 미분기를 정지시켜야 하고 증발 시에는 정지한 미분기를 재기동 필요

ㅇ 미분기를 기동·정지할 경우, 예열 및 운전 준비 과정이 필요해 지연 시간(약 10~60분)이 불가피하게 발생

기술적특성자료	실제 동작특성

2) 문제점

□ 석탄화력의 실제 공급가능한 예비력이 과대평가되어 하루전 및 실계통 운영의 차이가 더욱 커지고 계통운영의 어려움* 증가

* 특정 구간에서 AGC Off 및 미분기 투입대수 변경에 따른 AGC 연속운전 불가

ㅇ 또한 과대 산정된 예비력을 기반으로 발전계획에 계속 포함되며, 유연성 개선을 위한 설비 개선 및 투자에 소극적

3) 개정방향

□ 석탄화력의 미분기 동작특성을 반영하여 출력증가율, 출력감소율을 현실화하고 하루전 발전계획에 적용

ㅇ 실계통 운영은 발전사가 미분기 운전대수에 따라 AGC 운전범위를 변경 및 입력하기 때문에 실제 출력 증감발률 적용 가능

구분	하루전 발전계획(D-1)	실계통운영
현황	· 출력증가율, 출력감소율 · 예비력: AGCMax–AGCmin (미분기 운전대수 미고려)	· 출력증가율, 출력감소율 · 예비력: 미분기 운전대수를 고려한 구간별 AGCMax–AGCmin
개정 방향	· 미분기 동작특성을 반영한 출력증가율, 출력감소율 적용 · 예비력: 변경사항 없음	변경사항 없음

나. 개정 내용

□ 석탄화력발전기 미분기 동작특성(지연시간) 반영 ☞제2.1.1.1조, 제2.3.2조

ㅇ 석탄화력의 미분기 동작특성을 고려한 출력증가율, 출력감소율을 하루전발전계획에 적용

기 존	개 정
제2장 가격결정 제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사) (생략) 3) 출력증가율 <신 설> 4) 출력감소율 <신 설>	제2장 가격결정 제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사) (생략) 3) 출력증가율 (미분기를 사용하는 석탄발전기의 경우 미분기 동작 특성을 고려한 출력증가율) 4) 출력감소율 (미분기를 사용하는 석탄발전기의 경우 미분기 동작 특성을 고려한 출력감소율)

다. 개정 효과

□ 석탄화력발전기의 실제 운전대수를 반영한 하루전발전계획 수립 정확도 개선

□ 하루전발전계획에 석탄화력발전기의 미분기 동작특성을 반영하여 출력증가율, 출력감소율 현실화

□ 석탄화력의 유연성 개선을 위한 가격신호 제시 및 자발적인 설비개선 유도

□ 전력설비 휴전에 의한 송전제약의 하루전발전계획 확대 반영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 하루전발전계획 수립 시 전력설비 휴전*에 의한 송전제약 중 10일 이상 휴전에 의한 송전제약**만 반영 中 (`24.10.29***~, `24-4차 규칙개정)

* 어떤 장치에 대한 점검이나 보수 등을 목적으로 전력설비의 운전을 정지하는 것

** 휴전으로 전력설비가 정지하면, 운전중인 다른 설비로 전력이 몰리며 설비과부하 등 문제가 발생할 수 있으므로, 일부 발전기들의 발전량을 적절히 배분하여 송전설비에 문제가 발생하지 않도록 하는 제약

*** `24.10.29 이전에는 전력설비 휴전에 의한 송전제약은 반영하지 않음

□ `24-4차 규칙개정 당시 ‘10일 이상 휴전’에 대해 1년간의 운영 기간을 거친 후, 추가적으로 확대 반영 예고

【 하루전발전계획 수립 절차 (전력시장운영규칙 발췌, ’24.10.29.시행) 】

[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

□ 하루전발전계획에 반영하지 않는 10일 미만 휴전에 의한 송전제약으로 불필요한 부가정산금(Uplift)* 발생

* 하루전발전계획과 실시간 운영 간 차이에 따라 발생하는 정산금

< 반영하지 않는 휴전제약에 의한 하루전발전계획~실시간 운영 간 차이 예시 >

하루전발전계획	실시간 운영
[전제]
(전력수요) 500MW, (발전비용) 발전기A<발전기B, (휴전제약) 발전기B 200MW 이상 운전
하루전발전계획에 반영하지 않는 휴전제약에 의해, 하루전발전계획과 실시간 운영 간 발전기별 발전량 차이 총 400MW 발생 (휴전제약의 2배)

□ 또한, 향후 실시간시장의 전국 확대를 위해서는 전력시장(하루전발전계획)과 계통운영(실시간 운영)간 차이를 줄여가야 함

3) 개정방향

□ 전력설비 휴전에 의한 송전제약을 하루전발전계획에 확대 반영

나. 개정 내용

□ 하루전발전계획 수립 시 전력설비 휴전에 의한 송전제약 확대 반영 ☞ [별표9] 7.1.6 ③ 및 [별표9] 붙임8.2

ㅇ (기존) 10일 이상 휴전 반영 → (개정) 2일 이상 휴전 반영

- 1일 이상 모든 휴전을 반영하는 시점은, 2일 이상 휴전 반영에 대해 1년 이상 운영을 거친 후 검토 예정

< 참고 : 휴전일수별 휴전건수(`25년 상반기 기준) >

구분	1일 이상(전체)	2일 이상	10일 이상
건수(비율)	4,604(100%)	2,303(50%)	529(12%)

기 존

개 정

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.1.6	송전제약의 검토

<중 략>

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

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.1.6 송전제약의 검토

<중 략>

③ 전력설비의 고장에 의한 송전제약은 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함하지 아니하고, 휴전에 의한 송전제약은 휴전일수가 2일 이상인 경우 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함한다. 단 긴급휴전에 해당하는 경우에는 포함하지 않는다.

[붙임8.2] 발전계획별 수립 및 계통제약 반영기준

구 분		하루전발전계획
계통제약	송전	휴전제약(미반영) * 단, 긴급휴전을 제외한 10일 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약은 반영

[붙임8.2] 발전계획별 수립 및 계통제약 반영기준

구 분		하루전발전계획
계통제약	송전	휴전제약(미반영) * 단, 긴급휴전을 제외한 2일 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약은 반영

다. 개정 효과

□ 전력시장과 계통운영 간 차이 완화로 실계통에 기반한 시장 운영을 통해, 불필요한 부가정산금 발생 최소화 및 전국 실시간 시장 기반 마련

□ 전력량계용 변성기의 설치기준 명확화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 전력량계 설치 목적

구분	전력량계 설치 목적
주전력량계	· 전력시장에 참여하는 사업자가 전력거래를 위해 설치(설비용량 무관, 필수) · 전력거래 정산에 직접 사용되는 기준 전력량계
비교전력량계	· 주전력량계 고장 시 중단없는 계량을 위해 설치(설비용량 20MW 초과 시) · 주전력량계의 백업 및 신뢰성 검증을 위한 보조 전력량계
기타전력량계	· 신재생에너지연계형 전기저장장치의 공급인증서 가중치 계산 등을 위해 설치(필요시) · 규칙에서 시장 참여자에게 주·비교 전력량계 외 설치 의무를 부과하는 전력량계

□ 변성기 설치 기준

ㅇ 주·비교·기타전력량계용 변성기는 각각 구분하여 별도 설치하는 것이 원칙이며, 예외적으로 현장여건상 설치가 곤란한 경우에는 하나의 변성기로 각 전력량계 상호간 공용* 허용 [(주·비교), (주·기타), (비교·기타)]

* 하나의 변성기에 다수의 전기설비를 접속하여 사용

□ 변성기 사용 기준 및 공용 방식

ㅇ (사용기준) 주전력량계용 변성기는 전력거래 목적의 사용을 원칙으로 하되, 예외적으로 타 용도와 공용이 가능하며, 비교전력량계용 변성기는 별도의 제한 없이 타 용도와 공용 가능, 기타전력량계용 변성기는 관련 규정 부재

ㅇ (공용방식) 기본적으로 2권선＊ 방식으로 공용하며, 특수한 경우(전력거래소와 사전 협의 및 비교전력량계)에는 단권선＊＊ 방식 공용 허용

* 2권선 : 2차권선을 2개로 분리하여 다수의 전기설비를 별도 권선에 개별로 접속하여 사용하는 방식

** 단권선 : 1개의 2차권선에 다수의 전기설비를 병렬로 접속하여 공용하는 방식

< 참고 : 주·비교·기타 전력량계용 변성기 사용 기준 및 공용 방식 비교 >

구분	사용기준		공용방식
	원칙(전용)	예외(공용)
주전력량계	전력거래용	1) 판매사업자의 수전용 전력량계 2) 계통운영시스템(EMS)의 자료취득을 위한 현장설비 3) 중앙급전 구역전기발전기의 기타 전력설비	1) 2권선 2·3) 2권선·단권선
비교전력량계	전력거래용(주전력량계의 백업용)으로 사용하되, 제한 없이 타 용도와도 공용 가능		2권선·단권선
기타전력량계	관련 규정 없음(전력거래용으로 해석)		관련 규정 없음

2) 문제점

□ 기타전력량계용 변성기의 공용 규정 부재

ㅇ 기타전력량계용 변성기는 주·비교전력량계용 변성기와 달리, 타 용도와의 공용 규정이 존재하지 않아 전력거래용으로만 한정

□ 변성기 공용 시의 허용오차 및 단권선 방식의 정격 기준 부재

ㅇ 변성기 공용 시의 허용오차 기준 부재로, 허용오차 초과 변성기 사용 가능한 것으로 해석될 우려 有

ㅇ 단권선 공용 시의 정격 기준 부재로, 출력(전압·전류) 왜곡에 따른 전력량계 측정 오차 증가 및 변성기 과열에 따른 기기 수명 저하 문제 발생 가능

3) 개정방향

□ 기타전력량계용 변성기의 공용 규정 마련

□ 변성기 공용 시의 허용오차 기준 및 단권선 방식의 정격 기준 마련

ㅇ 변성기를 공용하는 경우, 공용하는 변성기의 허용오차 기준 명확화

ㅇ 변성기를 단권선 방식으로 공용하는 경우, 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합과 변성기의 정격부담 간 관계 명시

나. 개정 내용

□ 기타전력량계용 변성기의 공용 규정 신설

ㅇ (변성기 공용 허용) 공간 부족 등 현장 여건상 설치가 곤란한 경우에는 타 용도의 변성기와 공용할 수 있도록 허용하여 주·비교전력량계용 변성기 설치기준과의 형평성 제고

ㅇ (변성기 공용 방식) 기타전력량계는 비교전력량계와 달리 그 자체로 고유의 역할을 수행하는 전력량계이며, 비교전력량계와 비교하여 보다 높은 정확도 및 안정성이 요구되므로 변성기 공용 시 2권선(CT는 2개의 Core, PT는 별도의 2차 권선) 방식으로 공용 방식 제한

기 존	개 정
[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차 7.1 계량설비의 설치 7.1.3 설치기준 <중 략> <신 설>	[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차 7.1 계량설비의 설치 7.1.3 설치기준 <중 략> 4) 기타전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로만 이용하여야 한다. 다만, 현장여건상 기타전력량계용 변성기의 설치가 곤란한 경우에는 타 용도의 변성기와 공용할 수 있으나, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT 는 별도의 2차 권선)을 적용하여야 하며 공용하는 변성기는 별표7의 7.1.5의 주 계량설비의 허용오차를 준수하여야 한다.

□ 변성기 공용 시의 허용오차 및 단권선 방식의 정격 기준 마련

ㅇ (허용오차 준수 원칙) 변성기를 공용하는 경우에도 [별표7] 7.1.5의 허용오차를 준수하도록 명시

ㅇ (허용오차 기준) 공용하는 전력량계 중 허용오차 기준이 가장 높은 변성기의 허용오차를 기준으로 하며, 기타 계량설비의 허용오차는 주 계량설비의 허용오차를 따르도록 함

ㅇ (단권선 방식 공용 시 정격부담 초과 금지 원칙) 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하지 못하도록 명시

기 존	개 정
[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차 7.1 계량설비의 설치 7.1.3 설치기준 1) 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계용 변성기는 각각 구분하여 별도 설치하는 것을 원칙으로 하되, 현장여건상 비교전력량계용 및 기타전력량계용 변성기의 설치가 곤란한 경우에는 주전력량계 및 비교전력량계용 변성기를 공용할 수 있으나, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT 는 별도의 2차 권선)을 적용하여야 한다. <신 설> 2) 주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있다. <중략> 나) 비교전력량계용 변성기의 부담이 초과되어 계통운영시스템(EMS)의 자료취득을 위한 현장설비를 비교전력량계용 변성기와 공용할 수 없는 경우, 계통운영시스템의 현장설비와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 한다. <신 설> 다) 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 현장여건상 계기용변성기의 설치가 곤란한 경우에는 기타 전력설비의 변성기와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 한다. <신 설> 3) 비교전력량계용 변성기는 타 용도와 공동으로 이용할 수 있다. <신 설>	[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차 7.1 계량설비의 설치 7.1.3 설치기준 1) 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계용 변성기는 각각 구분하여 별도 설치하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 현장여건상 구분하여 별도 설치가 곤란한 경우에는 하나의 변성기를 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계 상호간에 공용할 수 있으나, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT 는 별도의 2차 권선)을 적용하여야 하며 공용하는 변성기는 별표7 7.1.5의 주 계량설비의 허용오차를 준수하여야 한다. 2) 주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로만 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있으며, 공용하는 변성기는 별표7 7.1.5의 주 계량설비의 허용오차를 준수하여야 한다. <중략> 나) 비교전력량계용 변성기의 부담이 초과되어 계통운영시스템(EMS)의 자료취득을 위한 현장설비를 비교전력량계용 변성기와 공용할 수 없는 경우, 계통운영시스템의 현장설비와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 하며, 단권선 방식(CT는 1개의 Core, PT는 1개의 2차 권선)으로 공용하는 경우에는 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다. 다) 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 현장여건상 계기용변성기의 설치가 곤란한 경우에는 기타 전력설비의 변성기와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 하며, 단권선 방식(CT는 1개의 Core, PT는 1개의 2차 권선)으로 공용하는 경우에는 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다. 3) 비교전력량계용 변성기는 타 용도의 변성기와 공용할 수 있다. 단, 공용하는 변성기는 별표7의 7.1.5의 비교 계량설비의 허용오차를 준수하여야 하며, 단권선 방식(CT는 1개의 Core, PT는 1개의 2차 권선)으로 공용하는 경우에는 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다.

3. 개정 효과

□ (기타전력량계용 변성기 공용) 전력시장 참여자의 경제적 부담 완화

구 분	결 과	비 용
공용 불가능	· 변성기 구입 및 설치 · 변성기 설치 공간 확보를 위한 공사 필요 · 공사기간이 상대적으로 장기간 소요	높음 [판넬 확장공사(판넬 구조물 증설, 배선 추가)]
⇩
공용 가능	· 2권선 타입 변성기 구입 및 설치 (기설치된 변성기가 2권선인 경우 구입 X) · 변성기 교체를 위한 공사 필요 · 공사기간이 상대적으로 단기간 소요	낮음 [판넬 개조공사(기존 판넬 내부 배선 교체)]

□ (전력시장 적기 참여 유도) 변성기 설치기준을 명확히 하여 전력시장 적기 참여를 가능토록 함

□ 대금결제 환경 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (복수계좌) 시장참여자의 정산계좌는 단일계좌가 원칙이나 회원사의 채권양도에 따른 대금관리 편의성 제고를 위해 제한적으로 복수계좌 허용

□ (계좌명의) 전력구매자, 재생에너지전기공급사업자, 재생에너지전기저장판매사업자 및 분산에너지사업자는 채무불이행에 대비한 현금 재정보증 계좌를 운영 중

□ (입금근거) 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 재생에너지전기공급사업자, 재생에너지전기저장판매사업자 등 전력구매자에 한하여 입금 근거를 규정에 마련

□ (공급시기 조정) 세금계산서상 공급시기는 각 차수별 청구일로 규정

□ (기타사항) 전력산업기반기금 등 기타 정산요소를 포함한 직접구매자 구매분 청구요청 및 정산 시행

2) 문제점

□ (일부불허) 복수의 발전기 보유 회원사가 일부 발전기의 채권을 양도한 경우 회원사 계좌 외에 양수인 계좌를 복수계좌로 추가 지정 불가

< 복수의 정산계좌 지정 가능 여부 >

복수계좌 지정 가능	복수계좌 지정 불가능

※ 오른쪽 그림처럼 복수발전기 중 일부만 양수인의 계좌로 지정하려는 경우는

복수계좌 허용 불가

□ (인출제한) 회원사의 현금 재정보증계좌에 회원사 채권자가 압류를 설정할 경우 재정보증을 위한 전력거래소 예치금 인출에 제한 발생 가능

< 보증금 인출 관련 법률검토 주요내용 >

질의	• 사업자의 현금 재정보증계좌에 사업자의 채권자가 압류를 설정할 경우 전력거래소의 예치금 인출에 제한이 발생하는지 여부
답변	• 사업자의 현금 재정보증 계좌에 사업자의 채권자가 압류를 할 경우, 당 거래소의 예치금 인출은 제한될 것으로 판단됨

ㅇ (일관성 필요) 현재 다양한 시장별로 재정보증금 계좌를 지정하여 운영하고 있으나 계좌 명의를 상이하게 규정하고 있음

< 시장별 재정보증금 계좌 명의 현황 >

전력시장	직접PPA	분산에너지사업자	REC 거래증거금
회원사 명의	거래소 명의	거래소 명의	거래소 명의

□ (입금 근거 부재) 환수금 발생 등 발전사로부터 입금 소요 발생시 입금시한 및 지정계좌 등에 대한 업무 처리 근거 필요

□ (공급시기 불명확) 최근 모 회원사가 법인세 환급을 목적으로 수정정산분의 공급시기를 원청구 시기로 임의 조정하여 시장 혼란 발생

□ (청구요청‧정산 근거 미흡) 직접구매자의 전력시장 참여에 따라 기반기금을 포함한 기타 정산 요소에 대한 청구요청 및 정산 근거 필요

3) 개정방향

□ 복수계좌 허용 및 재정보증금 계좌명의를 거래소 명의로 일원화 함

□ 발전사 입금 처리, 수정정산분 공급시기 및 직접구매자의 전력산업기반기금 등 기타 정산 요소에 대한 청구요청 및 정산 근거를 규정에 마련함

나. 개정 내용

□ (복수계좌 허용) 복수의 발전기에 대하여 일부만 단일 채권양수인에게 채권양도 하는 경우에도 복수의 정산계좌 허용 ☞ 제4.3.6조

기 존	개 정
제4장 계량과 정산 및 결제 제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) ③ 제1항의 제2호에 해당하는 계좌를 시장참여자별 각1개로 한다는 제2항의 규정에도 불구하고, 다음 각호 모두에 해당될 경우 복수의 정산계좌를 지정할 수 있다. 1. 복수의 발전기를 보유한 발전사업자가 별표 8의 7.11.6에 따라 전력거래 대금채권을 제3자에게 채권양도한 경우 2. 개별 발전기의 채권양수인이 다른 경우	제4장 계량과 정산 및 결제 제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) ③ 제1항 제2호에 해당하는 계좌를 시장참여자별 각1개로 한다는 제2항의 규정에도 불구하고, 복수의 발전기를 보유한 발전사업자가 별표8의 7.11.6에 따라 전부 또는 일부 발전기의 전력거래 대금채권을 제3자에게 채권양도한 경우 복수의 정산계좌를 지정할 수 있다. 단, 모든 발전기의 전력거래 대금채권을 단일의 제3자에게 채권양도한 경우에는 그러하지 아니한다.

□ (명의변경) 현금 재정보증 용도로 개설하는 전력구매자 보증금계좌의 명의를 회원사에서 전력거래소로 변경 ☞ 제3.4.1조

※ (참고) 현재 전력구매자 중 면제받는 공공기관을 제외하고, 모두 자금의 유동성을 고려하여 비현금성 재정보증(보증보험)을 활용하고 있어 개정에 따른 회원사 영향은 없을 것으로 사료됨

기 존	개 정
제3장 전력의 거래 제3.4.1조(재정보증의 설정) ③ 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 전력구매자의 보증금계좌에 예치된 자금으로 하며 다음 각호의 요건을 충족하여야 한다.	제3장 전력의 거래 제3.4.1조(재정보증의 설정) ③ 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 전력구매자의 현금 재정보증을 위한 전력거래소 명의의 보증금계좌에 예치된 자금으로 한다.

□ (입금 근거 명확화) 발전사 입금 소요 발생시 입금시한, 입금계좌 등 발전사 입금을 위한 제반 사항을 규정하여 입금 근거 마련 ☞ 별표8

기 존	개 정
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.11.4.1 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 결제계좌에 입금된 총액이 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 기타 지급처에 이체되어야 될 총액과 일치된다고 판단하는 경우에는 결제이체시스템을 이용하여 내부결재를 거친후 해당 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 기타 지급처에 이체되어야 할 금액을 확정한다. <신설>	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.11.4.1 발전사업자 등은 전력거래소로부터 정산받아야 할 금액보다 차감하여야 할 금액이 큰 경우, 그 차액을 거래차수별 결제일 1영업일전 15:00까지 전력거래소 결제계좌로 입금하여야 하며, 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 ...... (이하 내용 동일) 7.17.4.2 정정통지에 따라 환수조치가 필요한 회원은 통지일 이후 도래하는 첫번째 결제일 1영업일전 15:00 까지 반환금액을 전력거래소가 지정하는 계좌로 입금하여야 한다.

□ (임의 조정 금지) 수정정산분에 대한 세금계산서 공급시기 임의 조정으로 인한 전력시장 혼란 방지를 위해 청구일로 공급시기 명문화 ☞ 별표8

기 존	개 정
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9.4.1 전력거래소와 회원사가 7.9.1.1 및 7.9.1.4, 7.9.2.3, 7.9.2.4의 규정에 따라 발행하는 세금계산서는 부가가치세법령에 정해진 전자적 방법으로 7.12에서 정한 각 차수별 청구일에 발행하여야 한다.	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9.4.1 전력거래소와 회원사가 7.9.1.1 및 7.9.1.4, 7.9.2.3, 7.9.2.4의 규정에 따라 발행하는 세금계산서는 부가가치세법령에 정해진 전자적 방법으로 7.12에서 정한 각 차수별 청구일을 공급시기로 발행하여야 한다. 다만, 제4.2.5.4조(최종정산)에 대한 수정정산이 발생하는 경우 해당 수정정산의 청구일을 공급시기로 세금계산서를 발행하여야 한다.

□ (청구요청‧정산 명확화) 전력산업기반기금 등 기타 정산 요소를 규정에 반영하여 청구요청‧정산 근거 명확화 ☞ 별표8

기 존	개 정
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9.1.2 전력거래소 결제담당자는 판매사업자가 판매한 양수동력정산금 및 직접구매자가 지급할 복지특례할인비용 정산금에 대해서 각 차수별 결제일 기준 5일전까지 해당회원에게 별지 제41호서식에 따른 청구요청서를 발송한다.	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9.1.2 전력거래소 결제담당자는 판매사업자가 판매한 양수동력정산금 및 직접구매자가 지급할 복지특례할인비용 등에 대해서 각 차수별 결제일 기준 5일전까지 해당회원에게 별지 제41호서식에 따른 청구요청서를 발송한다.

다. 개정 효과

□ (고객불편 해소) 복수계좌 확대로 고객의 대금 관리 편의성 향상

□ (결제 안정화) 보증금계좌 명의를 전력거래소로 변경하여 채무불이행 문제 발생시 신속한 보증금 인출을 통해 발전사 대금지급 이행

□ (업무근거 명확화) 발전사 입금시한·계좌 및 수정정산분 공급시기를 분명히 정하여 업무의 절차적 타당성 확보

□ 다조합 복합발전기 운전조합별 비용제도 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

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

ㅇ 제주 시범사업(‘24.6~)에 先적용하여 영향검토 및 개선사항 발굴 중

【 다조합 복합발전기 조합별 비용함수 추진 경과 】

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

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

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

ㅇ(’23.10월) ➀비용평가 수행률, ➁제도 보완 검토, ➂발전계획 개선을 위해 조합별 비용함수 제도 도입 연기 (‘26.1월 시행)

ㅇ(’24.6월) 제주 시범사업에 조합별 비용제도 우선 도입

2) 필요성 및 문제점

□ (확대적용) 제주 시범사업에서 보완된 다조합 복합발전기의 시장가격 산정방식을 육지 제도 시행을 위해 확대적용 필요

□ (단순 수정) 기대이익정산금 개정사항*을 조합별 비용제도 규정에 적용 및 기타사항(누락ㆍ오타 보완, 용어 설명** 개선 등) 수정 필요

* (23-8차) 고정출력발전기 및 하한제약발전기에 대한 기대이익정산금 규칙개정

** 비용평가 규정에서 CC, GT 기동비를 의결받은 바, ST기동비를 명확하게 적용 필요

3) 개정방향

□ 다조합 복합발전기의 가격ㆍ결정자격에서 운전조합을 고려하도록 개선하고, 기타 단순 수정사항을 규칙에 반영

나. 개정 내용

□ (시장가격 산정) 제주 시범사업에 先적용된 다조합 복합발전기 시장가격 산정규정을 육지에 적용할 수 있도록 개선 ☞ 제2.4.2조, 별표1

ㅇ (무부하가격) 다조합 복합발전기의 운전조합을 고려하여 무부하가격을 산정하토록 변경

< 무부하가격* 산정방법 변경(안) >

구분	기 존	변 경
정상출력 판별기준	최저 운전조합 최소출력 이상 운전	발전계획에서 결정된 운전조합 최소출력 이상 운전
무부하가격 산정방법	∑ 정상출력 무부하결손액 ÷ ∑ 정상출력 발전량

* 증분가격만으로는 회수할 수 없는 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로서, 각 발전기의 연속운전시간에 대하여 발전량 합계로 나누어 계산

ㅇ (결정자격) 다조합 복합발전기의 운전조합을 고려하여 가격결정자격*을 부여하도록 변경

* 상ㆍ하방 응동 가능한 발전기로, 하방응동이 불가한 ①최소출력 이하 운전, ②자체 하한제약량 이하, ③계통 안정운영을 위한 하한용량 이하로 발전계획된 경우 가격결정자격 제외

< 비한계발전기 가격결정자격 변경(안) >

운전상태	기 존	변 경
최소출력 이하 운전	최소조합 기준 최소출력(MG) 이하 운전 시 가격결정 제외	발전계획 결정조합 기준 최소출력(N×MG*) 이하 운전 시 가격결정 제외

* 1:1조합으로 운전계획 된 경우 : MG, 2:1조합으로 운전계획 된 경우 : 2×MG

□ (단순 수정) 규칙 개정사항 반영, 누락ㆍ오탈자 수정, 용어 설명 보완 등

ㅇ (규칙 변경사항) 고정출력발전기 및 하한제약발전기에 대한 기대이익정산금 규칙개정 내용(제23-8차)을 조합별 정산 규정에도 반영 ☞ 별표2

ㅇ (누락ㆍ용어보완 등) ❶GT단독운전을 발전계획 시 GT단독의 특성계수를 사용하는 부분이 규칙에 누락되어 정정, ❷ST 기동비 용어설명 보완, ❸항목 위치 변경 및 중복삭제 ☞ 제2.4.2조, 별표2

구 분

기 존

변 경

❶ 누락사항

한 시간 이내로 운전이 계획된 ~

한 시간 이내로 운전이 계획된 ~

단, GT모드로 계획되었을 경우  GT단독 입출력특성계수 적용

❷ ST 기동비
용어설명 보완

~ 스팀터빈발전기의 기동비용

~ 스팀터빈발전기의 기동비용으로, 비용위원회에서 의결된 CC기동비용에서 GT기동비용을 차감하여 산정

❸ 중복삭제 및
위치 이동

5. 무부하가격

가. 연속운전 정의

나. 계산 방식

다. 계산 제외 단서조항

단. (다조합)계산 방식

6. 기동가격

가. 연속운전 정의

나. 계산 방식

다. 계산 제외 단서조항

단. (다조합)계산 방식

다. 계산 제외 단서조항

5. 무부하가격

가. 연속운전 정의

나. 계산 방식

단. (다조합)계산 방식

다. 계산 제외 단서조항

6. 기동가격

가. 연속운전 정의

나. 계산 방식

단. (다조합)계산 방식

다. 계산 제외 단서조항

다. 계산 제외 단서조항

다. 개정 효과

□ 복합발전기 운전조합을 고려하여 정확한 시장가격 산정 가능

□ 규칙 변경사항 적용, 누락ㆍ용어설명 보완으로 시장운영규칙 정합성 개선

□ 전력설비 휴전에 따른 송전제약 시 계통제약 보정정산금(AASMWP) 반영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (AASMWP) 다조합 복합발전기 계통제약 운전시, 시장등록 기준 연료비와 실제 연료비 차이로 인한 손실 보전을 위해 보정정산 시행 중

ㅇ 계통제약 운전 중 최대용량의 80% 이하 출력에서 재산정된 비용곡선을 적용하여 구간별 연료비 손실 보전(계통제약보정정산금, AASMWP)

□ (DAOS) 긴급휴전을 제외한 10일* 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약(이하 “휴전제약”)을 하루전발전계획(DAOS)에 반영(24-4차 규칙개정, `24.10.29.)

*1년의 시범 운영 기간을 거친 뒤, ‘1일 이상 휴전’으로 확대 적용 예정

ㅇ 휴전제약을 하루전발전계획 포함하여 전력 시장·계통 운영 일원화 및 불필요한 부가정산금(MAP, 기대이익 정산금) 발생 최소화

2) 문제점

□ 휴전제약도 계통운영 보전정산금(SMWP)으로 정산됨에도 불구하고 “하루전발전계획(DAOS)”에 포함된 이후 일부 저부하 구간에서 연료비 손실보전을 위한 “계통제약 보정정산금(AASMWP)”이 정산되지 않는 문제 발생

< 한전 전력망보강을 위한 계통제약발전시 정산(일부 저부하 시간대) >

기 존	→	현 행* (24-4차 규칙개정, `24.10.29시행)
SMWP + AASMWP (휴전제약 DAOS 미포함)		SMWP + AASMWP (휴전제약 DAOS 포함)

* 동일한 휴전제약승인서(선로공사)에 따른 계통제약발전에도 24-4차 규칙개정 전후로 정산금 차이 발생

ㅇ 기동·정지를 위한 증·감발 구간에서 “SMF = 1, DAOS > 0”*가 되어 AASMWP를 정산받지 못해 연료비 손실 발생

* 계통운영발전기표시기로써 가격결정자격이 있고, 하루전발전계획에 반영된 발전기

< 전력시장운영규칙 [별표 2] 정산기준 – 12. 기타 정산 >

사. 복합발전기의 계통제약 보정정산금

2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기는 계통제약 운전 시 계통제약 보정정산금 (AASMWP : Additional Adjusted SMWP)을 다음과 같이 산정한다. 즉,

다음의 경우는 AASMWPi,t = 0 이다.

1) SMFi,t = 1 이고 DAOSi,t > 0

2) MEGWi,t > 0

< 예시 : 휴전제약에 따른 정산 결과(`25.6.25.) >

구 분		10H	11H	12H	13H	14H
`
송전량		55	155	147	148	148
기존	DAOS	0	0	0	0	0
	SMF	1	1	1	1	1
	AASMWP	정산	정산X (80%출력 초과)	정산	정산	정산
현행	DAOS	33	131	131	131	131
	SMF	1	0	0	0	0
	AASMWP	정산X	정산X (80%출력 초과)	정산	정산	정산

⦁ (기존) 10일 이상 휴전제약의 하루전발전계획(DAOS)에 반영 前

⦁ (현행) 10일 이상 휴전제약의 하루전발전계획(DAOS)에 반영 後

⦁ DAOS : 하루전발전계획량(MWh)

⦁ SMF : 계통운영발전표시기로서 가격결정자격 없는 경우 “0”, 있는 경우 “1”

휴전작업승인서에 반영된 송전제약 시간(11H ~ 20H)만 “0” 부여

ㅇ 하루전발전계획 수립시 반영되는 휴전에 의한 송전제약 확대 예상(10일 이상 → 2일이상 휴전제약 하루전발전계획 포함)

* 제25-정기2-5호 “전력설비 휴전에 의한 송전제약의 하루전발전계획 확대 반영을 위한 규칙개정(안)”

3) 개정방향

□ “하루전발전계획 송전제약검토서*”의 휴전제약으로 운전하는 저부하 구간의 연료비 보전이 가능하도록 AASMWP 정산조건 변경

* 전력시장운영규칙 - [별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계공개 절차 7.1.6

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

나. 개정 내용

□ 하루전발전계획 휴전제약으로 운전하는 정지·기동특성을 고려 송전제약검토서의 휴전제약시간 전·후 1시간 동안의 연료비 보전이 가능하도록 AASMWP 정산조건 변경

기 존	개 정
사. 복합발전기의 계통제약 보정정산금 2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기는 계통제약 운전 시 계통제약 보정정산금 (AASMWP : Additional Adjusted SMWP)을 다음과 같이 산정한다. 즉, 다음의 경우는 AASMWPi,t = 0 이다. 1) SMFi,t = 1 이고 DAOSi,t > 0 <신 설> 2) MEGWi,t > 0	사. 복합발전기의 계통제약 보정정산금 2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기는 계통제약 운전 시 계통제약 보정정산금 (AASMWP : Additional Adjusted SMWP)을 다음과 같이 산정한다. 즉, 다음의 경우는 AASMWPi,t = 0 이다. 1) SMFi,t = 1 이고 DAOSi,t > 0 (단, 하루전발전계획 휴전제약으로 운전하는 경우, 송전제약검토서 휴전제약 전후 1시간은 제외한다) 2) MEGWi,t > 0

다. 개정 효과

□ 전력설비 휴전에 의한 송전제약 시 저부하 구간에 대한 연료비 보전 정산(AASMWP)을 바로잡아 발전기 손실 보상

[ 송도열병합 손실 추정액 ]

[단위 : 백만원]

구 분	`24.10. ~`25.5,	`25.6.~`25.8. 예상	`25.9. 이후 예정
AASMWP 미정산	75	389	휴전작업 계획 중
누 적		464

ㅇ 특히, `25. 6.23 ~ 8.31 연속 운전이 아닌, 평일 10~19시 휴전제약으로 손실규모 증가 중(기동·정지 횟수↑)이며, `25. 9월 이후(9월∼12월) 한전 휴전작업 예정* * 인천남동산업단지 지장 송전선로 지중화 공사(154kV 신시흥 ~ 남동T/L)

□ 전력설비 휴전작업 시 송전제약에 대한 합리적 보상으로 전력계통 안정화에 기여

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 비중앙급전발전기 운전원에 대한 계통운영 교육 확대 적용을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표3] 전력계통 운영 기준 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보 16.1 전력거래소 및 전기사업자는 객관적이고 신뢰받는 계통운영을 위하여 계통운전 담당자에 대해 교육훈련을 시행하고, 교육을 이수한 운전원이 현장에 배치되어 근무할 수 있도록 하여야 한다. 16.1.1 교육대상 16.1.1.1 급전소 운전원 : 중앙전력관제센터, 제주급전소, 지역계통운영센터 16.1.1.2 발전소 제어실 운전원 : 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전소 16.1.1.3 변전소 운전원 : 345kV 이상 변전소 (단, 제주지역은 154kV 이상 변전소(유인변전소) 및 급전분소) <신 설> 16.1.2 연간 교육대상 인원수 : 교대조별 근무인원의 최소 1인 이상 16.1.3 교육이수시간 : 6시간 이상/연간 16.1.4 교육과정 : 계통운영, 설비실무 <신 설> 16.1.5 교육시행자 16.1.5.1 설비실무과정은 해당 전기사업자가 시행한다. 16.1.5.2 계통운영과정은 전력거래소가 시행하되 필요시 해당 전기사업자에게 위탁할 수 있다. 16.2 전력거래소는 전기사업자와 협의하여 16.1에서 정한 교육을 시행하기 위한 세부운영방안을 별도로 정하여 운영하고, 전력거래소 및 해당 전기사업자는 교육이수를 증명하는 자료를 3년간 보관 관리하여야 한다.	[별표3] 전력계통 운영 기준 16.0 계통운전 담당자 교육 및 자격확보 16.1 전력거래소는 계통운전원의 비상 시 대응능력을 확보하기 위하여 계통운전 담당자에 대해 교육훈련을 시행하고, 해당 전기사업자는 동 교육훈련을 이수한 자를 현장에 배치하여 근무할 수 있도록 하여야 한다. 16.1.1 교육대상 16.1.1.1 급전소 운전원 : 중앙전력관제센터, 제주급전소, 지역계통운영센터 16.1.1.2 발전소 제어실 운전원 : 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전소 16.1.1.3 변전소 운전원 : 345kV 이상 변전소 (단, 제주지역은 154kV 이상 변전소(유인변전소) 및 급전분소) 16.1.1.4 비중앙급전발전기 운전원 : 전력거래소 회원사 중 500kW 이상 비중앙급전발전기를 직접 운영하거나, 운영을 위탁받아 처리하는 자 등 실질적으로 운전 및 제어 업무를 하는 자 16.1.2 연간 교육대상 인원수 : 교대조별 근무인원의 최소 1인 이상 (단, 교대근무를 수행하지 않는 경우에는 근무인원의 최소 1인 이상) 16.1.3 교육이수시간 16.1.3.1 급전소 운전원, 발전소 제어실 운전원, 변전소 운전원 : 6시간 이상/연간 16.1.3.2 비중앙급전발전기 운전원 : 2시간 이상/연간 16.1.4 교육과정 : 계통운영, 설비실무 (단, 비중앙급전발전기 운전원은 ‘계통운영’ 과정만 해당) 16.1.5 교육시행자 16.1.5.1 설비실무과정은 해당 전기사업자가 시행한다. 16.1.5.2 계통운영과정은 전력거래소가 시행하되 필요시 해당 전기사업자에게 위탁할 수 있다. 16.2 전력거래소는 전기사업자와 협의하여 16.1에서 정한 교육을 시행하기 위한 세부운영방안을 별도로 정하여 운영하고, 전력거래소 및 해당 전기사업자는 교육이수를 증명하는 자료를 3년간 보관 관리하여야 한다.	·「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」제15조 1항과 동일문구 적용 · 교육대상은 500kW 이상 비중앙급전발전기 운전원으로 정의 · 교대근무 미시행 사업장에 대한 단서(但書) 추가 · 비중앙급전발전기 운전원 교육이수 시간 분리하여 명시 · 비중앙급전발전기 운전원은 계통운영 교육과정을 대상으로 함
<신 설>	부 칙 제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. ② 별표3의 16.0(계통운전 담당자 교육 및 자격확보) 관련 개정규정은 교육관리시스템 및 관련 교육과정을 보완·반영하여, 규칙 시행일로부터 5개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.	· 규칙 시행일 별도 명시

□ 석탄화력 미분기 동작특성을 반영한  출력증가율·감소율 현실화 관련 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) (생략) ③ 다음 각 호의 자료는 특별한 사유로 인해 변경이 필요한 경우 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출하여야 한다. 단, 석탄발전기의 경우 미분기 운전 대수를 고려한 보조서비스 특성자료를 제출하여야 한다. 1. 발전기 운전비용 관련 자료 (생략) 2. 발전기 기술적 특성자료 가. 급전관련 특성자료 1) 최대발전용량(Maximum Generating Capability, MGCi) 2) 최소발전용량(Minimum Generation, MGi) 3) 출력증가율 <신 설> 4) 출력감소율 <신 설> 5) 기타 제약사항 6) 최소발전용량 이하 운전 시 출력하한치(옵션) 7) 최소발전용량 이하 운전 시 유지시간(옵션) <신 설> 나. 기동·정지관련 특성자료 (생략)	제2장 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제1관 발전비용의 결정 제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사) (생략) ③ 다음 각 호의 자료는 특별한 사유로 인해 변경이 필요한 경우 매달 말일 기준 9일전(실근무일 기준)까지 제출하여야 한다. 단, 미분기를 사용하는 석탄화력발전기의 경우 미분기 동작특성을 고려한 출력증가율, 출력감소율과 미분기 운전 대수를 고려한 보조서비스 특성자료를 제출하여야 한다. 1. 발전기 운전비용 관련 자료 (생략) 2. 발전기 기술적 특성자료 가. 급전관련 특성자료 1) 최대발전용량(Maximum Generating Capability, MGCi) 2) 최소발전용량(Minimum Generation, MGi) 3) 출력증가율 (미분기를 사용하는 석탄발전기의 경우 미분기 동작 특성을 고려한 출력증가율) 4) 출력감소율 (미분기를 사용하는 석탄발전기의 경우 미분기 동작 특성을 고려한 출력감소율) 5) 기타 제약사항 6) 최소발전용량 이하 운전 시 출력하한치(옵션) 7) 최소발전용량 이하 운전 시 유지시간(옵션) 나. 기동·정지관련 특성자료 (생략)	미분기 동작특성 고려 출력증가율, 출력감소율 제출
제2장 가격결정 제3절 발전입찰과 전력수요예측 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. <신 설> 1. 열간/온간/냉간 기동소요시간 2. 최대발전용량(MGCi) 3. 최소발전용량(MGi) 4. 출력증가율(RURi) 5. 출력감소율(RDRi) (생략)	제2장 가격결정 제3절 발전입찰과 전력수요예측 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. 다만, 제4호 및 제5호는 미분기를 사용하는 석탄화력발전기의 경우 제2.1.1.1조의 미분기 동작특성을 고려한 출력증가율, 출력감소율을 기재하여야 한다. 1. 열간/온간/냉간 기동소요시간 2. 최대발전용량(MGCi) 3. 최소발전용량(MGi) 4. 출력증가율(RURi) 5. 출력감소율(RDRi) (생략)	·미분기 동작특성 고려 출력증가율, 출력감소율 제출
제5장 전력계통 운영 제1절 발전계획 제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 하루전발전계획은 송전단 기준 거래일 하루전 최초로 수립하여 통지되는 발전계획으로, 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 가, 나 목 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다. 1. 별표3 1.2.2의 운영예비력 및 별표3 1.2.4.1의 하향주파수예비력 2. 하루전발전계획 송전제약 검토서(단, 비중앙급전발전기 설비요건(신뢰도 고시 기준 등) 미비로 인한 추가예비력 및 양수펌핑은 제외) 3. 수력 및 양수발전기의 발전계획량, 중앙급전전기저장장치의 방전계획량과 양수발전기의 양수계획량, 중앙급전전기저장장치의 충전계획량은 전력계통의 신뢰성을 고려하여 조정 <신 설>	제5장 전력계통 운영 제1절 발전계획 제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 하루전발전계획은 송전단 기준 거래일 하루전 최초로 수립하여 통지되는 발전계획으로, 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 가, 나 목 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다. 1. 별표3 1.2.2의 운영예비력 및 별표3 1.2.4.1의 하향주파수예비력 2. 하루전발전계획 송전제약 검토서(단, 비중앙급전발전기 설비요건(신뢰도 고시 기준 등) 미비로 인한 추가예비력 및 양수펌핑은 제외) 3. 수력 및 양수발전기의 발전계획량, 중앙급전전기저장장치의 방전계획량과 양수발전기의 양수계획량, 중앙급전전기저장장치의 충전계획량은 전력계통의 신뢰성을 고려하여 조정 4. 미분기를 사용하는 석탄발전기의 경우 미분기 동작 특성을 고려한 출력증가율 및 출력감소율	· 제1.1.2조 (용어의 정의)로 이동 ·하루전발전계획 반영 근거마련
제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 127. “하루전발전계획” 이라 함은 거래일에 대하여 최초로 수립 및 통지되는 발전계획으로서, 한계가격 계산에 사용되며, 거래전일 17시까지 발표함을 원칙으로 한다. 단, 계통여건 변화, 휴일 및 기타 부득이한 경우에는 거래전일까지 발표할 수 있다.	제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 127. “하루전발전계획” 이라 함은 송전단 기준 거래일 하루전 최초로 수립하여 통지되는 발전계획으로, 한계가격 계산에 사용되며, 거래전일 17시까지 발표함을 원칙으로 한다. 단, 계통여건 변화, 휴일 및 기타 부득이한 경우에는 거래전일까지 발표할 수 있다.	· 용어정의 명확화
[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.0 절 차 7.1 자료의 취득 7.1.1 발전비용 자료취득 7.1.2 입찰 자료취득 하루전발전계획담당자는 입찰운영담당자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다. ① 규칙 제2.3.1조, 제2.3.2조, 제2.3.2조의2, 제2.3.4조에 따른 입찰자료 <신 설> ② 규칙 제12.4.2.2조 제1항 제1호에 따른 수요반응자원 입찰자료	[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.0 절 차 7.1 자료의 취득 7.1.1 발전비용 자료취득 7.1.2 입찰 자료취득 하루전발전계획담당자는 입찰운영담당자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다. ① 규칙 제2.3.1조, 제2.3.2조, 제2.3.2조의2, 제2.3.4조에 따른 입찰자료. 단, 미분기를 사용하는 석탄화력발전기는 제2.1.1.1조의 미분기 동작특성을 고려한 출력증가율, 출력감소율을 사용한다. ② 규칙 제12.4.2.2조 제1항 제1호에 따른 수요반응자원 입찰자료	·하루전발전계획 반영 근거마련
< 신 설 >	부 칙 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(미분기 동작특성을 반영한 출력증가율, 감소율 현실화 대한 경과조치) 다만, 제2.1.1.1조, 제2.3.2조, 제5.1.1조, 별표9 및 별지 제31호 개정사항은 발전사의 특성자료 변경 등을 고려하여 2026년 7월 1일부터 시행한다.	·부칙 신설
[별지 제31호서식] 발 전 입 찰 서 (최초)	[별지 제31호서식] 발 전 입 찰 서 (최초) * 미분기를 사용하는 석탄화력발전기의 경우 미분기 동작특성을 고려한 출력증가율, 출력감소율 입찰

□ 전력설비 휴전에 의한 송전제약의 하루전발전계획 확대 반영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.1.6	송전제약의 검토

① ~ ② <생 략>

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

<중 략>

[붙임8.2] 발전계획별 수립 및 계통제약 반영기준

구 분		하루전발전계획
계통제약	송전	휴전제약(미반영) * 단, 긴급휴전을 제외한 10일 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약은 반영

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.1.6	송전제약의 검토

① ~ ② <생 략>

③ 전력설비의 고장에 의한 송전제약은 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함하지 아니하고, 휴전에 의한 송전제약은 휴전일수가 2일 이상인 경우 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함한다. 단 긴급휴전에 해당하는 경우에는 포함하지 않는다.

<중 략>

[붙임8.2] 발전계획별 수립 및 계통제약 반영기준

구 분		하루전발전계획
계통제약	송전	휴전제약(미반영) * 단, 긴급휴전을 제외한 2일 이상 전력설비 휴전에 의한 송전제약은 반영

· 하루전발전계획에 반영하는 휴전제약 확대

· 하루전발전계획에 반영하는 휴전제약 확대

<신 설>

부  칙 (2025. 0. 00.)

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 별표9의 7.1.6(송전제약의 검토) 관련 개정규정은 규칙 시행일로부터 2개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

· 부칙 신설

□ 전력량계용 변성기의 설치기준 명확화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차 7.1 계량설비의 설치 7.1.3 설치기준 1) 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계용 변성기는 각각 구분하여 별도 설치하는 것을 원칙으로 하되, 현장여건상 비교전력량계용 및 기타전력량계용 변성기의 설치가 곤란한 경우에는 주전력량계 및 비교전력량계용 변성기를 공용할 수 있으나, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT 는 별도의 2차 권선)을 적용하여야 한다.	[별표7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차 7.1 계량설비의 설치 7.1.3 설치기준 1) 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계용 변성기는 각각 구분하여 별도 설치하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 현장여건상 구분하여 별도 설치가 곤란한 경우에는 하나의 변성기를 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계 상호간에 공용할 수 있으나, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT 는 별도의 2차 권선)을 적용하여야 하며, 공용하는 변성기는 별표7 7.1.5의 주 계량설비의 허용오차를 준수하여야 한다.	- 하나의 변성기를 주전력량계, 비교전력량계 및 기타전력량계 상호간 공용 가능 규정 명확화 - 허용오차 준수 명확화
2) 주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있다. 가) 현장 여건상 변성기의 설치가 곤란한 경우 판매사업자의 수전용 전력량계의 변성기를 공동으로 이용할 수 있다. 이 경우에 전력거래용 변성기는 기술적 성능 및 계량 정합성에 문제가 없어야 하며, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT는 별도의 2차 권선)과 별도 봉인할 수 있는 구조를 갖추어야 한다. 나) 비교전력량계용 변성기의 부담이 초과되어 계통운영시스템(EMS)의 자료취득을 위한 현장설비를 비교전력량계용 변성기와 공용할 수 없는 경우, 계통운영시스템의 현장설비와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 한다. 다) 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 현장여건상 계기용변성기의 설치가 곤란한 경우에는 기타 전력설비의 변성기와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 한다.	2) 주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로만 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있으며, 공용하는 변성기는 별표7 7.1.5의 주 계량설비의 허용오차를 준수하여야 한다. 가) 현장 여건상 변성기의 설치가 곤란한 경우 판매사업자의 수전용 전력량계의 변성기를 공동으로 이용할 수 있다. 이 경우에 전력거래용 변성기는 기술적 성능 및 계량 정합성에 문제가 없어야 하며, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT는 별도의 2차 권선)과 별도 봉인할 수 있는 구조를 갖추어야 한다. 나) 비교전력량계용 변성기의 부담이 초과되어 계통운영시스템(EMS)의 자료취득을 위한 현장설비를 비교전력량계용 변성기와 공용할 수 없는 경우, 계통운영시스템의 현장설비와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 하며, 단권선 방식(CT는 1개의 Core, PT는 1개의 2차 권선)으로 공용하는 경우에는 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다. 다) 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 현장여건상 계기용변성기의 설치가 곤란한 경우에는 기타 전력설비의 변성기와 공용할 수 있다. 다만, 이 경우에는 사전에 전력거래소와 협의하여야 하며, 단권선 방식(CT는 1개의 Core, PT는 1개의 2차 권선)으로 공용하는 경우에는 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다.	주전력량계용 변성기의 사용원칙 강조 - 허용오차 준수 명확화 단권선 방식으로 공용 시 공용회로 내 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하지 않도록 명시
3) 비교전력량계용 변성기는 타 용도와 공동으로 이용할 수 있다.	3) 비교전력량계용 변성기는 타 용도의 변성기와 공용할 수 있다. 단, 공용하는 변성기는 별표7 7.1.5의 비교 계량설비의 허용오차를 준수하여야 하며, 단권선 방식(CT는 1개의 Core, PT는 1개의 2차 권선)으로 공용하는 경우에는 공용 2차 권선에 접속된 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하여서는 아니된다.	용어의 통일(공용) - 허용오차 준수 명확화 단권선 방식으로 공용 시 공용회로 내 부하의 합이 변성기의 정격부담을 초과하지 않도록 명시
<신 설>	4) 기타전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로만 이용하여야 한다. 다만, 현장여건상 기타전력량계용 변성기의 설치가 곤란한 경우에는 타 용도의 변성기와 공용할 수 있으나, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT 는 별도의 2차 권선)을 적용하여야 하며, 공용하는 변성기는 별표7 7.1.5의 주 계량설비의 허용오차를 준수하여야 한다.	- 기타 전력량계용 변성기의 타 용도 공용 규정 신설 - 공용 방식(2권선) 신설 - 허용오차 준수 명확화
4) 모든 전력량계는 적정규격의 판넬내에 시험용단자대(TTB)와 조합하여 설치되어야 한다. 5) 변성기와 전력량계의 거리는 가능한 한 최단거리가 되도록 시공하여야 하며, 변성기 2차 배선의 도중에 접속점을 만들어서는 아니된다. 6) 규칙 제1.2.4조 제1항에 따라 다수의 발전기를 1기 발전기로 보는 경우는 하나의 계량설비를 설치하는 것을 원칙으로 한다. 단, 이중 제3호에 해당되는 경우는, 아래 그림과 같이 복합발전기의 일부를 타 복합발전기의 일부와 공유하여 계량설비를 설치할 수 있으며, 계량설비를 공유하는 경우에는 각각의 발전기에 발전단 계량설비를 추가로 설치하여야 하며, 각 발전기의 계량값은 발전단 계량값의 비율에 따라 배분한 계량값을 적용하여 아래와 같이 산출한다. <중 략> 7) 규칙 제1.2.4조 제1항 2호에 따라 다수의 발전기를 1기 발전기로 보는 경우는 하나의 계량설비를 설치하여야 한다. 단, 신재생에너지 발전기에 한해 동일 사업자가 다수의 발전기를 1기의 발전기가 아닌 각각의 발전기로 구분하여 계량설비를 설치하고자 할 경우에는 계량점에 계량기를 추가로 설치하여 별표7의 7.1.3 6)의 방법에 따라 계량값을 산출한다. 8) 판매사업자와의 거래를 위한 계량설비가 설치되어 있는 경우에는 해당 설비를 비교 계량설비로 이용할 수 있다. 이 경우, 계량자료의 취득은 필요한 시기에 전력거래소와 회원사가 협의하여 취득방법을 결정한다. 9) 기타 계량설비의 허용오차, 통신회선, 데이터 취득 및 관리, 봉인, 시험 등 계량설비 요구사항 및 운영절차는 전력거래용 계량설비의 일반조건에 따른다. 10) 중앙계약전기저장장치는 계량설비를 제1.1.2조 40호에서 정하는 계량점과 전기저장장치의 발전단에 설치하여야 한다.	5) 모든 전력량계는 적정규격의 판넬내에 시험용단자대(TTB)와 조합하여 설치되어야 한다. 6) 변성기와 전력량계의 거리는 가능한 한 최단거리가 되도록 시공하여야 하며, 변성기 2차 배선의 도중에 접속점을 만들어서는 아니된다. 7) 규칙 제1.2.4조 제1항에 따라 다수의 발전기를 1기 발전기로 보는 경우는 하나의 계량설비를 설치하는 것을 원칙으로 한다. 단, 이중 제3호에 해당되는 경우는, 아래 그림과 같이 복합발전기의 일부를 타 복합발전기의 일부와 공유하여 계량설비를 설치할 수 있으며, 계량설비를 공유하는 경우에는 각각의 발전기에 발전단 계량설비를 추가로 설치하여야 하며, 각 발전기의 계량값은 발전단 계량값의 비율에 따라 배분한 계량값을 적용하여 아래와 같이 산출한다. <중 략> 8) 규칙 제1.2.4조 제1항 2호에 따라 다수의 발전기를 1기 발전기로 보는 경우는 하나의 계량설비를 설치하여야 한다. 단, 신재생에너지 발전기에 한해 동일 사업자가 다수의 발전기를 1기의 발전기가 아닌 각각의 발전기로 구분하여 계량설비를 설치하고자 할 경우에는 계량점에 계량기를 추가로 설치하여 별표7의 7.1.3 7)의 방법에 따라 계량값을 산출한다. 9) 판매사업자와의 거래를 위한 계량설비가 설치되어 있는 경우에는 해당 설비를 비교 계량설비로 이용할 수 있다. 이 경우, 계량자료의 취득은 필요한 시기에 전력거래소와 회원사가 협의하여 취득방법을 결정한다. 10) 기타 계량설비의 허용오차, 통신회선, 데이터 취득 및 관리, 봉인, 시험 등 계량설비 요구사항 및 운영절차는 전력거래용 계량설비의 일반조건에 따른다. 11) 중앙계약전기저장장치는 계량설비를 제1.1.2조 40호에서 정하는 계량점과 전기저장장치의 발전단에 설치하여야 한다.	- 신규 조항 신설로 인한 조항 번호 변경

□ 대금결제 환경 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

1) 복수계좌 지정 허용 및 2) 현금 재정보증 계좌 명의 변경 관련 규정

현  행

개 정 (안)

비 고

제3장 전력의 거래

제3.4.1조(재정보증의 설정) ① < 생 략 >

③ 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 전력구매자의 보증금계좌에 예치된 자금으로 하며 다음 각호의 요건을 충족하여야 한다.

1. 전력거래대금 지급만을 위한 재정보증일 것

2. 전력거래대금의 결제를 이행하지 아니할 때는 전력거래소가 전력구매자의 동의 없이 인출할 수 있을 것

3. 전력거래소의 동의없이는 전력구매자가 보증금을 인출할 수 없을 것

제3장 전력의 거래

제3.4.1조(재정보증의 설정) ① < 생 략 >

③ 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 해당 전력구매자의 현금 재정보증을 위한 전력거래소 명의의 보증금계좌에 예치된 자금으로 하며 다음 각호의 요건을 충족하여야 한다.

1. 전력거래대금 지급만을 위한 재정보증일 것

2. 전력거래대금의 결제를 이행하지 아니할 때는 전력거래소가 전력구매자의 동의 없이 인출할 수 있을 것

3. 전력거래소의 동의없이는 전력구매자가 보증금을 인출할 수 없을 것

· 계좌 명의변경

(회원사→거래소)

제4장 계량과 정산 및 결제

제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

4. 직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자 보증금계좌

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자, 분산에너지사업자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요

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

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

2. 개별 발전기의 채권양수인이 다른 경우

제4장 계량과 정산 및 결제

제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

4. 직접구매자, 분산에너지사업자, 및 구역전기사업자, 재생에너지전기공급사업자, 재생에너지전기저장판매사업자 및 소규모전력중개사업자 현금 재정보증 계좌

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
직접구매자, 분산에너지사업자, 및 구역전기사업자, 재생에너지전기공급사업자, 재생에너지전기저장판매사업자 및 소규모전력중개사업자 보증금계좌	직접구매자, 분산에너지사업자, 및 구역전기사업자, 재생에너지전기공급사업자, 재생에너지전기저장판매사업자 및 소규모전력중개사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요

③ 제1항의 제2호에 해당하는 계좌를 시장참여자별 각1개로 한다는 제2항의 규정에도 불구하고, 다음 각호 모두에 해당될 경우 복수의 발전기를 보유한 발전사업자가 별표8의 7.11.6에 따라 전부 또는 일부 발전기의 전력거래 대금채권을 제3자에게 채권양도한 경우 복수의 정산계좌를 지정할 수 있다. 단, 모든 발전기의 전력거래 대금채권을 단일의 제3자에게 채권양도한 경우에는 그러하지 아니한다.

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

2. 개별 발전기의 채권양수인이 다른 경우

· 신규시장 운영에 따른 시장은행의 보증금계좌 추가

· 보증금계좌 명의 변경에 따른 인출권한 변경

· 복수의 발전기에 대하여 일부를

채권양도하는

경우에도

복수의 정산계좌

지정 허용

<신설>

부  칙

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 제4.3.6조 제3항의 개정규정은 차기 전력IT시스템 개발기간을 고려하여 규칙 시행일로부터 12개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

· 복수계좌 허용은 시스템 기능 구현이 완료된 이후 적용

3) 발전사 입금 처리 명확화 관련 규정

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표8] 정산 및 결제 절차

7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등

7.11.4 발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자의 전력거래대금 결제

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

7.11.4.3 전력거래소 결제담당자는 발전사업자 정산계좌에 결제대금 이체시 발전사업자의 결제금액 총액에서 발전사업자가 전력거래소에 지급하여야 할 전력거래수수료, 연회비, 양수동력 정산금, 차감사유 발생에 따른 RPS의무이행비용, 배출권 거래비용 및 제4.2.5.7조에 의한 비용을 차감하여 이체한다.

7.17    정산정정통지

7.17.4   정산금 정정통지서 교부 및 변경 정산금 수수

<신 설>

[별표8] 정산 및 결제 절차

7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등

7.11.4 발전사업자, 수요관리사업자 및 예측제도 참여자의 전력거래대금 결제

7.11.4.1 발전사업자 등은 전력거래소로부터 정산받아야 할 금액보다 차감하여야 할 금액이 큰 경우, 그 차액을 거래차수별 결제일 1영업일 전 15:00까지 전력거래소 결제계좌로 입금하여야 하며, 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 결제계좌에 입금된 총액이 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 기타 지급처에 이체되어야 될 총액과 일치된다고 판단하는 경우에는 결제이체시스템을 이용하여 내부결재를 거친후 해당 발전사업자, 수요관리사업자, 예측제도 참여자 및 기타 지급처에 이체되어야 할 금액을 확정한다.

7.11.4.3 전력거래소 결제담당자는 발전사업자 정산계좌에 결제대금 이체시 발전사업자의 결제금액 총액에서 발전사업자가 전력거래소에 지급하여야 할 전력거래수수료, 연회비, 양수동력 정산금, 차감사유 발생에 따른 RPS의무이행비용, 배출권 거래비용, 제4.2.5.5조의2에 따른 환수금 및 제4.2.5.7조에 의한 비용을 차감하여 이체한다.

7.17    정산정정통지

7.17.4   정산금 정정통지서 교부 및 변경 정산금 수수

7.17.4.2  정정통지에 따라 환수조치가 필요한 회원은 통지일 이후 도래하는 첫번째 결제일 1영업일 전 15:00 까지 반환금액을 전력거래소가 지정하는 계좌로 입금하여야 한다.

· 발전사 입금시한 및 입금계좌 명시

※참고규정

제4.2.5.5조의 2

전력거래소는 과다·과소정산 및 계량 오류 등 명백한 정산오류 발견시 이를 정정하고 그 결과를 통지하여야 함

· 발전사 입금시한 및 입금계좌 명시

[별지 제40호서식]

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

<중 략>

[별지 제40호서식]

◦청구서

전력거래대금  등

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금 등을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년 ○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌(발전사업자의 경우 전력거래소 결제계좌)에 입금하여 주시기 바랍니다.

<중 략>

· 발전사 입금계좌 추가

[별지 제40-1호서식]

◦청구서

전력거래대금  등                 <비과세분>

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년

○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌에 입금하여 주시기 바랍니다.

<중 략>

[별지 제40-1호서식]

◦청구서

전력거래대금  등                 <비과세분>

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년

○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌(발전사업자의 경우 전력거래소 결제계좌)에 입금하여 주시기 바랍니다.

<중 략>

· 발전사 입금계좌 추가

4) 발전사 수정정산분 세금계산서상 공급시기 명확화 관련 규정

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9 전력거래대금 청구 및 청구요청서 발송 7.9.4 전자세금계산서 발행 7.9.4.1 전력거래소와 회원사가 7.9.1.1 및 7.9.1.4, 7.9.2.3, 7.9.2.4의 규정에 따라 발행하는 세금계산서는 부가가치세법령에 정해진 전자적 방법으로 7.12에서 정한 각 차수별 청구일에 발행하여야 한다.	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9 전력거래대금 청구 및 청구요청서 발송 7.9.4 전자세금계산서 발행 7.9.4.1 전력거래소와 회원사가 7.9.1.1 및 7.9.1.4, 7.9.2.3, 7.9.2.4의 규정에 따라 발행하는 세금계산서는 부가가치세법령에 정해진 전자적 방법으로 7.12에서 정한 각 차수별 청구일을 공급시기로 발행하여야 한다. 다만, 제4.2.5.4조(최종정산)에 대한 수정정산이 발생하는 경우 해당 수정정산의 청구일을 공급시기로 세금계산서를 발행하여야 한다.	· 수정정산분 세금계산서 공급시기 청구일로 명확화

5) 직접구매자의 전력산업기반기금 정산 명확화 관련 규정

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9.1.2 전력거래소 결제담당자는 판매사업자가 판매한 양수동력정산금 및 직접구매자가 지급할 복지특례할인비용 정산금에 대해서 각 차수별 결제일 기준 5일전까지 해당회원에게 별지 제41호서식에 따른 청구요청서를 발송한다.	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.9.1.2 전력거래소 결제담당자는 판매사업자가 판매한 양수동력정산금 및 직접구매자가 지급할 복지특례할인비용 등에 대해서 각 차수별 결제일 기준 5일전까지 해당회원에게 별지 제41호서식에 따른 청구요청서를 발송한다.	· 7.11.2.2 정산 규정과 정합성을 고려하여 수정
7.11.2.2 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 분산에너지사업자, 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자가 자기의 정산계좌에 결제금액 입금시 양수동력정산금 등 전력거래소로부터 정산 받아야 할 금액을 차감하여 입금한다.	7.11.2.2 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자, 분산에너지사업자, 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자가 자기의 정산계좌에 결제금액 입금시 양수동력정산금, 복지특례할인비용 등 전력거래소로부터 정산 받아야 할 금액을 차감하여 입금한다.	· 7.9.1.2 청구요청 규정과 정합성을 고려하여 수정

□ 다조합 복합발전기 운전조합별 비용제도 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제2장	가격결정

제4절  가격결정

제2.4.1조(가격결정발전계획)

제2.4.2조(계통한계가격의 결정) ① 전력거래소는 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 각 거래시간에 대한 지역별(육지 및 제주) 계통한계가격을 계산하여야 한다.

< 생략 >

⑤ 지역별 계통한계가격은 지역별 각 발전기의 유효가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다.

<생략>

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

가. 각 발전기의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래전일 19시부터 거래익일 4시까지 총 34시간의 하루전발전계획에 의한다. 단, 거래전일 19시부터 24시까지는 거래일 하루전발전계획의 1시 결과를 준용하고, 거래익일 1시부터 4시까지는 거래일 하루전발전계획의 24시 결과를 준용한다.

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

1) DAOSi,t < MGi 이면 NLPi,t = 0

2) DAOSi,t ≥ MGi 이면,

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

x : 연속운전시간의 첫 거래시간으로서,

DAOSi,t 〉0이고, x = 거래전일 19시이거나 DAOSi,x-1 = 0 이면 거래시간 x에서 연속운전 시작

y : 거래시간 x 이후 연속운전시간의 마지막 거래시간으로서, DAOSi,y 〉 0이고,  y = 거래익일 04시이거나  DAOSi,y+1 = 0이면 거래시간 y에서 연속운전 종료

GSIi,t : 발전기 i의 유효 운전여부로서, DAOSi,t ≥ MGi 인 경우 1, 그 외의 경우에는 0으로 한다.

< 이 동 >

< 신 설 >

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

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

단, 다조합 복합발전기의 무부하가격(NLPi,t)은 다음과 같이 계산한다.

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

여기서,

QPCi,DAOS,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,DAOS,t:1조합 2차증분가격계수

NLPCi,DAOS,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,DAOS,t:1조합 가격상수

NGTi,DAOS,t  : 하루전발전계획 상에서 다조합 복합발전기 i가 거래시간 t에서 DAOSi,t를 발전하기 위해 발전에 참여한 가스터빈 발전기의 운전대수

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

가. 각 발전기의 연속운전시간은 제5호 가목을 준용한다.

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

1) DAOSi,t = 0 이면 SUPi,t = 0

2) DAOSi,t-1 = 0 이고 DAOSi,t > 0 이면 SUCi,t=SUCi

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

< 이 동 >

< 삭 제 >

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

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

단, 다조합 복합발전기의 기동비용(SUCi,t)은 각 개별 가스터빈 및 스팀터빈발전기의 기동비용 합계로 다음과 같이 계산한다.

SUCi,t = GSUCi×[eqn: sum _{j=1} ^{N} GSUN _{i,j,t}] + SSUCi×SSUNi,t

여기서,

GSUCi : 복합발전기i의 가스터빈 1대에 대한 기동비용

SSUCi : 복합발전기i의 스팀터빈 1대에 대한 기동비용

<생략>

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

7. 한 시간 이내로 운영이 계획된 발전기에 대해서는 아래와 같은 조정 절차를 거쳐 발전가격(GPi,t)을 계산한다.

DAOSi,t-1 = 0 이고 DAOSi,t > 0, DAOSi,t+1 = 0이면

GPi,t     = Min [ IPi,t + NLPi,t + SUPi,t ,

{ 2 × QPCi × Ai,t + LPCi + (NLPCi - QPCi × A2i,t)/Ai,t  + SUPi,t / Ai,t } / TLF / 1,000 ]

단, 한 시간 이내로 운영이 계획된 다조합 복합발전기의 발전가격(GPi,t)은 아래와 같이 조정한다.

GPi,t = Min [ IPi,t + NLPi,t + SUPi,t ,

{ 2 × QPCi,A,t × Ai,t + LPCi,A,t+ (NLPCi,A,t- QPCi,A,t× A2i,t)/Ai,t  + SUPi,t / Ai,t } / TLF / 1,000 ]

여기서,

QPCi,A,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,A,t:1조합 2차증분가격계수

LPCi,A,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,A,t:1조합 1차증분가격계수

NLPCi,A,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,A,t:1조합 가격상수

NGTi,A,t  : 하루전발전계획 상에서 다조합 복합발전기 i가 거래시간 t에서 공급가능용량(Ai,t)를 발전하기 위해 발전에 참여한 가스터빈 발전기의 운전대수로 거래시간 t에서 입찰한 가스터빈 발전기 운전대수

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

PSIi,t = NMFi,t×SMFi,t

NMFi,t : 비한계발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

SMFi,t : 계통운영발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

가. 비한계발전기로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 발전기가 최소발전용량(MGi), 자체 하한제약용량(MEGWi,t), 계통 하한제약용량(CMGi,t) 중 큰 값과 하향주파수예비력 계획량 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ Max(MGi,, MEGWi,t, CMGi,t) + DASRDRi,t + TO_MGi

단, 발전기들의 하향주파수예비력 계획량 합계가 별표3 제1.3.5의 하향주파수예비력 확보 기준량보다 큰 경우에는 아래 식을 따른다.

DAOSi,t ≤ Max(MGi,, MEGWi,t, CMGi,t) + TO_MGi

MEGWi,t : 발전사업자가 발전을 요구한 최소 발전량

CMGi,t : 전력거래소가 안정적인 계통운영을 위하여 지정한 발전기의 최소 발전량

DASRDRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 하향주파수예비력 계획량

TO_MGi : 최소발전 허용한도로서 필요시 계통평가위원회의 의결을 거쳐 결정한다.

<신 설>

제2장	가격결정

제4절  가격결정

제2.4.1조(가격결정발전계획)

제2.4.2조(계통한계가격의 결정) ① 전력거래소는 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 각 거래시간에 대한 지역별(육지 및 제주) 계통한계가격을 계산하여야 한다.

< 생략 >

⑤ 지역별 계통한계가격은 지역별 각 발전기의 유효가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다.

<생략>

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

가. 각 발전기의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래전일 19시부터 거래익일 4시까지 총 34시간의 하루전발전계획에 의한다. 단, 거래전일 19시부터 24시까지는 거래일 하루전발전계획의 1시 결과를 준용하고, 거래익일 1시부터 4시까지는 거래일 하루전발전계획의 24시 결과를 준용한다.

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

1) DAOSi,t < MGi 이면 NLPi,t = 0

2) DAOSi,t ≥ MGi 이면,

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

x : 연속운전시간의 첫 거래시간으로서,

DAOSi,t 〉0이고, x = 거래전일 19시이거나 DAOSi,x-1 = 0 이면 거래시간 x에서 연속운전 시작

y : 거래시간 x 이후 연속운전시간의 마지막 거래시간으로서, DAOSi,y 〉 0이고,  y = 거래익일 04시이거나  DAOSi,y+1 = 0이면 거래시간 y에서 연속운전 종료

GSIi,t : 발전기 i의 유효 운전여부로서, DAOSi,t ≥ MGi 인 경우 1, 그 외의 경우에는 0으로 한다.

단, 다조합 복합발전기의 무부하가격(NLPi,t)은 다음과 같이 계산한다.

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

여기서,

QPCi,DAOS,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,DAOS,t:1조합 2차증분가격계수

NLPCi,DAOS,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,DAOS,t:1조합 가격상수

CGSIi,t : 다조합 복합발전기 i의 유효 운전여부로서,  DAOSi,t ≥ Max(MGi, [eqn: {MG _{i}} over {최소출력`GT운전대수} TIMES NGT _{i,DAOS,t}])인 경우 CGSIi,t = 1, 그 외의 경우에는 CGSIi,t = 0

NGTi,DAOS,t  : 하루전발전계획 상에서 다조합 복합발전기 i가 거래시간 t에서 DAOSi,t를 발전하기 위해 발전에 참여한 가스터빈 발전기의 운전대수

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

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

< 이 동 >

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

가. 각 발전기의 연속운전시간은 제5호 가목을 준용한다.

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

1) DAOSi,t = 0 이면 SUPi,t = 0

2) DAOSi,t-1 = 0 이고 DAOSi,t > 0 이면 SUCi,t=SUCi

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

단, 다조합 복합발전기의 기동비용(SUCi,t)은 각 개별 가스터빈 및 스팀터빈발전기의 기동비용 합계로 다음과 같이 계산한다.

SUCi,t = GSUCi×[eqn: sum _{j=1} ^{N} GSUN _{i,j,t}] + SSUCi×SSUNi,t

여기서,

GSUCi : 복합발전기i의 가스터빈 1대에 대한 기동비용

SSUCi : 복합발전기i의 스팀터빈 1대에 대한 기동비용으로 비용위원회에서 의결된 복합(CC)기동비용에서 가스터빈(GT)기동비용을 차감하여 산정한다

GSUNi,j,t : 하루전발전계획에서 거래시간t에 복합발전기i의 GT j호기 기동여부를 나타내는 것으로 DAOSi,j,t-1=0이고 DAOSi,j,t>0이면 1, 그 이외 0

SSUNi,t : 하루전발전계획에서 거래시간t에 복합발전기i의 ST 기동여부를 나타내는 것으로 DAOSi,st,t-1=0이고 DAOSi,st,t>0이면 1, 그 이외 0

DAOSi,j,t : 하루전발전계획에서 배분된 복합발전기i의 GT j호기 발전계획량으로, 하루전발전계획을 재수립한 경우 마지막 계획을 적용한다.

단, GT모드 운전시 SUCi,t는 비용평가에서 의결된 GT모드 기동비를 적용한다.

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

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

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

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

< 이 동 >

<생략>

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

7. 한 시간 이내로 운영이 계획된 발전기에 대해서는 아래와 같은 조정 절차를 거쳐 발전가격(GPi,t)을 계산한다.

DAOSi,t-1 = 0 이고 DAOSi,t > 0, DAOSi,t+1 = 0이면

GPi,t  = Min [ IPi,t + NLPi,t + SUPi,t ,

{ 2 × QPCi × Ai,t + LPCi + (NLPCi - QPCi × A2i,t)/Ai,t  + SUPi,t / Ai,t } / TLF / 1,000 ]

단, 한 시간 이내로 운영이 계획된 다조합 복합발전기의 발전가격(GPi,t)은 아래와 같이 조정한다.

GPi,t = Min [ IPi,t + NLPi,t + SUPi,t ,

{ 2 × QPCi,A,t × Ai,t + LPCi,A,t+ (NLPCi,A,t- QPCi,A,t× A2i,t)/Ai,t  + SUPi,t / Ai,t } / TLF / 1,000 ]

여기서,

QPCi,A,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,A,t:1조합 2차증분가격계수

LPCi,A,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,A,t:1조합 1차증분가격계수

NLPCi,A,t : 다조합 복합발전기 i의 NGTi,A,t:1조합 가격상수

NGTi,A,t  : 하루전발전계획 상에서 다조합 복합발전기 i가 거래시간 t에서 공급가능용량(Ai,t)를 발전하기 위해 발전에 참여한 가스터빈 발전기의 운전대수로 거래시간 t에서 입찰한 가스터빈 발전기 운전대수

단, GT단독모드로 한시간 이내로 운영이 계획된 발전기에 대해서는 비용평가자료의 GT모드 입출력 특성계수를 적용한 비용계수를 사용한다.

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

PSIi,t = NMFi,t×SMFi,t

NMFi,t : 비한계발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

SMFi,t : 계통운영발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

가. 비한계발전기로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 발전기가 최소발전용량(MGi), 자체 하한제약용량(MEGWi,t), 계통 하한제약용량(CMGi,t) 중 큰 값과 하향주파수예비력 계획량 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ Max(MGi, [eqn: {MG _{i,}} over {최소출력`GT운전대수}]×NGTi,DAOS,t, MEGWi,t, CMGi,t) + DASRDRi,t + TO_MGi

단, 발전기들의 하향주파수예비력 계획량 합계가 별표3 제1.3.5의 하향주파수예비력 확보 기준량보다 큰 경우에는 아래 식을 따른다.

DAOSi,t ≤ Max(MGi, [eqn: {MG _{i,}} over {최소출력`GT운전대수}]×NGTi,DAOS,t, MEGWi,t, CMGi,t) + TO_MGi

MEGWi,t : 발전사업자가 발전을 요구한 최소 발전량

CMGi,t : 전력거래소가 안정적인 계통운영을 위하여 지정한 발전기의 최소 발전량

DASRDRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 하향주파수예비력 계획량

TO_MGi : 최소발전 허용한도로서 필요시 계통평가위원회의 의결을 거쳐 결정한다.

NGTi,DAOS,t : 하루전발전계획에서 복합발전기 i가 거래시간 t에서 DAOSi,t를 발전하기 위해 복합모드로 운전 시 발전에 참여한 가스터빈(GT) 발전기 운전대수

· 조항 위치 이동

· 유효운전 여부에 운전조합을 고려하도록 수정

· 다조합 복합발전기 유효운전 여부 표지기 신설

· 조항 위치 이동

· ST 기동비용 명확화

· 기존 조항 중복으로 삭제

· GT모드로 단시간 계획되었을 경우의 가격산정방식 누락사항 보완

· 운전조합에 따른 최소출력 반영

· 운전조합에 따른 최소출력 반영

· 용어 사용에 따른 설명 추가

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
GSIi,t	발전기 유효 운전여부 (Generator Status Indicator)		발전기 i의 유효 운전여부
<신설>	<신설>		<신설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
GSIi,t	발전기 유효 운전여부 (Generator Status Indicator)		발전기 i의 유효 운전여부
CGSIi,t	발전기 유효 운전여부 (Combined Generator Status Indicator)		다조합 복합발전기 i의 유효 운전여부

· 무부하가격 산정 관련 운전표지기 신설

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기)

① 계량전력량에 대한 정산

② 계통운영에 따른 변동비보전정산금

③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산

하루전발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소의 지시에 의해 감축한 전력량은 발전계획량으로 발전 시 기대이익(발전하지 못한 전력량에 대한 시장가격정산금과 변동비의 차액)으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰하여 하루전발전계획에 반영된 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우, MAP 산정을 위한 SCMAG는 CC모드 변동비를 적용한다.

즉,

MGOi,t ≥ Min(DAOSi,t, RAi,t) 이면, MAPi,t = 0,

그렇지 않으면,

MAPi,t = Max{(MPMAGi,t - SCMAGi,t– LOCMAGi,t, 0}

단, 고정출력발전기로서

Min(DAOSi,t, RAi,t) - ε ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0

<생략>

2. 공급가능용량에 대한 정산

<생략>

3. 양수발전기의 양수동력에 대한 정산

<생략>

4. 기동비용조정에 대한 정산

기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다.

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

<생략>

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

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

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 GT 1대에 대한 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 ST 1대에 대한 기동비용

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 0이며, [eqn: GSSI _{i,k,t-1} != 0] 이며 [eqn: GSSI _{i,k,t} =1] 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 1<개정 2023.6.30.>

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

MGOi,j,t : <삭제 2023.6.30.>

MGOi,k,t : <삭제 2023.6.30.>

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

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

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

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

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

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

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

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

<생략>

12. 기타 정산

가. 기동대기 발전기의 정산

계통의 안정적인 운영을 목적으로 전력거래소에서 발전사업자에게 기동대기를 지시한 경우에는 다음과 같이 정산한다.

① 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

전력거래소에서 발전사업자에게 계통연결을 지시하고, 계통연결 전에 계통연결 지시를 취소한 경우에는 기동대기 시작시간부터 기동대기 마지막시간에 들어간 비용은 다음과 같이 정산한다.  단, 계통연결 대기시간이 거래일 2일 이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다.

<생략>

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

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

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용

GSUHi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동소요시간

SSUHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동소요시간

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

[eqn: rm GTH _{i} = sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GTH _{i,j,t}] <개정 2023.6.30.>

STHi : 스팀터빈 발전기의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)

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

각 발전기의 거래일 기동대기발전기 정산금은 다음과 같다.

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

② 발전기가 열간(HOT) 기동대기한 경우의 비용정산

전력거래소가 안정적 계통운영을 위해 발전기의 신속한 계통연결을 목적으로 발전사업자에게 열간(HOT) 기동대기 지시를 한 경우 비용은 다음과 같이 정산한다. 단, 열간 기동 대기시간이 거래일 2일 이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다.

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

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

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용

<생략>

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기)

① 계량전력량에 대한 정산

② 계통운영에 따른 변동비보전정산금

③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산

하루전발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소의 지시에 의해 감축한 전력량은 발전계획량으로 발전 시 기대이익(발전하지 못한 전력량에 대한 시장가격정산금과 변동비의 차액)으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰하여 하루전발전계획에 반영된 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우, MAP 산정을 위한 SCMAG는 CC모드 변동비를 적용한다.

즉,

MGOi,t ≥ Min(DAOSi,t, RAi,t) 이면, MAPi,t = 0,

그렇지 않으면,

MAPi,t = Max{(MPMAGi,t - SCMAGi,t– LOCMAGi,t, 0}

단, 고정출력 또는 하한제약발전기의 경우 아래 조건에 따라 지급여부를 판단한다.

가) 고정출력발전기

Min(DAOSi,t, RAi,t) - ε ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0

나) 하한제약발전기

MEGWi,d,t≥DAOSi,t이고, Min(DAOSi,t, RAi,t, MEGWi,r,t) - ε ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0

<생략>

MEGWi,d,t : 하루전발전계획 수립 시점에 유효한 MEGWi,t 입찰값

MEGWi,r,t : 급전지시 시각에 유효한 MEGWi,t 입찰값

2. 공급가능용량에 대한 정산

<생략>

3. 양수발전기의 양수동력에 대한 정산

<생략>

4. 기동비용조정에 대한 정산

기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다.

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

<생략>

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

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

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 GT 1대에 대한 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 ST 1대에 대한 기동비용으로 비용위원회에서 의결된 복합(CC)기동비용에서 가스터빈(GT)기동비용을 차감하여 산정한다.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 0이며, [eqn: GSSI _{i,k,t-1} != 0] 이며 [eqn: GSSI _{i,k,t} =1] 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 1<개정 2023.6.30.>

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

MGOi,j,t : <삭제 2023.6.30.>

MGOi,k,t : <삭제 2023.6.30.>

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

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

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

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

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

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

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

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

<생략>

12. 기타 정산

가. 기동대기 발전기의 정산

계통의 안정적인 운영을 목적으로 전력거래소에서 발전사업자에게 기동대기를 지시한 경우에는 다음과 같이 정산한다.

① 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

전력거래소에서 발전사업자에게 계통연결을 지시하고, 계통연결 전에 계통연결 지시를 취소한 경우에는 기동대기 시작시간부터 기동대기 마지막시간에 들어간 비용은 다음과 같이 정산한다.  단, 계통연결 대기시간이 거래일 2일 이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다.

<생략>

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

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

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용으로 비용위원회에서 의결된 복합(CC)기동비용에서 가스터빈(GT)기동비용을 차감하여 산정한다.

GSUHi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동소요시간

SSUHi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동소요시간

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

[eqn: rm GTH _{i} = sum _{t} ^{} sum _{j} ^{} GTH _{i,j,t}] <개정 2023.6.30.>

STHi : 스팀터빈 발전기의 기동대기시작시간부터 기동대기마지막시간까지 소요되는시간(계통연결 대기시간)

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

각 발전기의 거래일 기동대기발전기 정산금은 다음과 같다.

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

② 발전기가 열간(HOT) 기동대기한 경우의 비용정산

전력거래소가 안정적 계통운영을 위해 발전기의 신속한 계통연결을 목적으로 발전사업자에게 열간(HOT) 기동대기 지시를 한 경우 비용은 다음과 같이 정산한다. 단, 열간 기동 대기시간이 거래일 2일 이상 지속되는 경우에는 연속되는 시간을 고려하여 거래일별로 정산한다.

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

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

여기서,

GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈발전기의 기동비용

SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈발전기의 기동비용으로 비용위원회에서 의결된 복합(CC)기동비용에서 가스터빈(GT)기동비용을 차감하여 산정한다.

<생략>

· (23-8차) 개정사항 반영

· ST 기동비용 명확화

· ST 기동비용 명확화

· ST 기동비용 명확화

<신 설>

부  칙

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 제1장, 제2장, 별표1, 별표2의 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 보완과 관련된 규정은 2026년 1월 1일부터 시행한다.

· 적용 경과규정 신설

□ 전력설비 휴전에 따른 송전제약 시 계통제약 보정정산금(AASMWP) 반영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 12. 기타 정산 사. 복합발전기의 계통제약 보정정산금 2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기는 계통제약 운전 시 계통제약 보정정산금 (AASMWP : Additional Adjusted SMWP)을 다음과 같이 산정한다. 즉, 다음의 경우는 AASMWPi,t = 0 이다. 1) SMFi,t = 1 이고 DAOSi,t > 0 2) MEGWi,t > 0 그렇지 않으면, AASMWPi,t = MAX(ASMWPi,t – MEPi,t - SMWPi,t, 0) < 중 략 >	[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 12. 기타 정산 사. 복합발전기의 계통제약 보정정산금 2기 이상의 발전기로 구성된 복합발전기는 계통제약 운전 시 계통제약 보정정산금 (AASMWP : Additional Adjusted SMWP)을 다음과 같이 산정한다. 즉, 다음의 경우는 AASMWPi,t = 0 이다. 1) SMFi,t = 1 이고 DAOSi,t > 0 (단, 하루전발전계획 휴전제약으로 운전하는 경우, 송전제약검토서 휴전제약 전후 1시간은 제외한다) 2) MEGWi,t > 0 그렇지 않으면, AASMWPi,t = MAX(ASMWPi,t – MEPi,t - SMWPi,t, 0) < 중 략 >	·전력설비 휴전에 따른 송전제약 시 저부하 구간에서 계통제약 보정정산금(AASMWP) 지급