전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	소규모전력중개사업자 결제 안정성 강화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-정기3차 (2025.12.4.)
2	비중앙급전발전기 계통운영 급전지시 통신수단 관련 전력시장운영규칙 개정(안)
3	재생e 준중앙 제도 참여를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
4	기동비용 지급기준 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
5	열공급발전기의 입찰정확도 향상 등을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
6	「정부조직법」 개정에 따른 전력시장운영규칙 개정(안)
7	다조합 복합발전기 운전조합별 비용제도 순연을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-긴급6차 (2025.12.4.)
8	전력시장 참여에 대한 한시적 적용을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2025-긴급7차 (2025.12.4.)
9	비중앙급전자원 발전계획 반영 방식 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2026-긴급1차 (2026.1.8.)

Ⅱ. 개정 내용

□ 소규모전력중개사업자 결제 안정성 강화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (시장확대) ‘24.6월제주 시범사업 본격 운영으로 실시간시장, 재생e

입찰제도가 시행 중이며, ’26년본 시장*으로 점진적 확대 예정

* 본 시장(육지계통 기반)은 제주 시장의 약 75배 규모에 해당

□ (재정보증제도 운영) 소규모전력중개사업자(이하 : 중개사업자)와 소규모전력자원(이하 : 하위자원)간 안정적 전력대금 지급 여건 보장 목적

ㅇ (보증방법) 현금성‧비현금성(보증보험 등) 방식을 모두 인정하여 사업자가 여건을 고려하여 선택하도록 제도 운영

* 보증제도는 일반적으로 전력거래소에 대한 채무불이행 대비가 목적이나 실시간시장에서는 안정적 지급 보장과 중개사업자의 원활한 자원모집을 위해 운영중

2) 문제점

□ (여건미흡) 중개사업자의 경우 하위자원에 대한 전력대금 지급 시 횡령 등 결제사고 위험에 상시 노출

□ (진입장벽) 중소 중개사업자는 낮은 신용도로 인해 높은 보험요율을 적용받거나 보험가입이 거부되는 경우 현금담보만 가능

* 현재 제주시범 사업에서 중소 중개사업자의 비중은 전체 23.8%에 해당하며, 약 18.8억 원의 재정보증금액을 부담중으로 원활한 사업참여에 장애요소로 작용

3) 개정방향

□ (실효성 제고) 재정보증제도의 실수요자인 중개사업자의 요구를 적극 반영하여 지급 안정성 강화 및 사업자 부담 완화를 도모

□ (적시적 대응) 향후 실시간시장의 본 계통 도입 이전에 재정보증제도를 완비하여 중개사업자의 원활한 자원 모집을 지원

나. 개정 내용

□ (결제안정성 확보) 중개사업자의 하위자원에 대한 결제사고 위험을 원천 차단할 수 있는 전용 결제시스템 도입

ㅇ (횡령위험 차단) 결제시스템의 특수 기능을 적용하여 중개사업자가 지급할 하위자원 대금에 대한 접근 가능성 원천 차단

ㅇ (도산위험 차단) 신탁 기능을 적용하여 중개사업자의 도산에 따른 하위자원 결제대금에 대한 (가)압류를 방어

< 현 대금결제 문제점과 전용 결제시스템 도입 시 기대효과 >

현 대금결제의 문제점	전용 결제시스템 도입 기대효과

□ (면제조항 추가) 중개사업자가 전력거래소가 인정하는 결제시스템을 통해 하위자원에게 전력거래대금을 지급하는 경우 재정보증 면제

기 존	개 정
제16.2.14.1조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① (중략) 「공공기관의 운영에 관한 법률」에 따른 공공기관이거나「자본시장과 금융투자업에 관한 법률」에 따라 금융위원회의 인가를 받은 신용평가사로부터 채권 또는 기업신용등급에 대해 최우수등급(AAA)을 받은 자는 재정보증을 면제할 수 있고,	제16.2.14.1조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① (중략) 단, 다음 각호에 해당하는 소규모전력중개사업자의 경우 재정보증을 면제할 수 있다. 1.「공공기관의 운영에 관한 법률」에 따른 공공기관 2.「자본시장과 금융투자업에 관한 법률」에 따라 금융위원회의 인가를 받은 신용평가사로부터 채권 또는 기업신용등급에 대해 유효한 최우수등급(AAA)을 받은 자 3. 전력거래소가 지정한 [별표 8]에 규정된 결제시스템을 통해 소규모전력자원에게 전력거래대금을 지급하는 자

다. 개정 효과

□ (결제 안정성 강화) 중개사업자-하위자원 전용 결제시스템 제공으로 중개사업자의 횡령‧도산 위험으로부터 하위자원의 대금채권 보호

□ (사업자 부담 완화) 전력거래소가 인정하는 결제시스템 이용시 중개사업자의 재정보증을 면제하여 사업자 부담 완화

ㅇ (계량적 효과) ‘26년 본 시장 확대를 고려할 때 중소 중개사업자의 재정보증부담 연간 1,429억 원 경감 기대

* 18.8억 원(’25년 2차 기준 중소 중개사업자 현금보증액) × 76배(본 시장 규모 포함)

ㅇ (비계량적 효과) 사업참여 진입장벽 제거로 스타트업을 포함한 중소 사업자의 원활한 사업참여 여건 개선

□ 비중앙급전발전기 계통운영 급전지시 통신수단 관련 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 제안 배경

□ 비중앙급전발전기의 계통운영을 위한 급전지시의 이행성과 효율성을 제고하기 위해, 급전지시 통신수단 관련 규칙 개선 추진

* 3월 비중앙발전기 출력제어 미이행 발전사업자 과징금 부과(9.26)에 따른 권고 후속대응

2) 현황

□ 전력시장운영규칙은 거래소의 급전지시 방법을 자동발전제어, 전화, 문서 등으로 규정하고, 지시수단으로 급전전화를 설치토록 의무 부여

ㅇ 단, 비중앙은 20MW 초과분에 대해 세부통신수단 규정 명시

【 전력시장운영규칙 내 급전지시 수단 관련 규정 현황 】

전력시장운영규칙 5.3.4조(급전지시의 방법 등)

□ 전력거래소의 급전지시는 자동발전제어(AGC), 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여야 하며, 급전전화는 어떠한 경우에도 최우선적인 통화가 가능하도록 하여야 한다.

설비구분별 내 세부통신수단 명시규정 요약표

구분	설비용량	통신수단
중앙급전발전기	용량무관	급전전화
준중앙급전발전기	용량무관	급전지시용 일반전화
비중앙급전발전기	200MW 이상	급전전화
	20MW초과 200MW 미만	급전지시용 일반전화

세부통신수단별 성능 요구사항 요약표

구분	세부 요구사항
급전전화	중앙관제센터 우선 통화를 위한 자동응답기능(확성기능) 통화중 할입기능 등 요구
급전지시용 일반전화	급전지시용 유무선 통화 가능 연락처 요구

3) 문제점

□ 비중앙 개소수 증가에 따라, 개별통화가 곤란하여 문자동보체계
등을 통한 급전지시 필요, 기존 규정을 통한 계통운영 곤란

ㅇ (20MW 초과 설비) 급전전화/급전지시용 일반전화의 문자수신 성능미비로 문자동보체계 활용 곤란

ㅇ (20MW 미만 설비) 급전지시 관련 세부통신수단이 명시되지 않아, 통신수단 확보를 위한 별도조치 필요

⇒ 현재, 사업자 및 운영자 개별연락을 통해 별도로 수집한 전화 및
문자(SMS) 수신가능 연락처* 활용 중

* 수집대상이 문자 및 전화수신을 통해 제어이행이 가능한 급전지시용 연락처임을 고지하고, 사업자가 응답한 문자수신가능 연락처를 비중앙급전발전기 계통운영에 활용

4) 개정방향

□ 비중앙 사업자가 급전지시 수신을 위한 전화통화, SMS수신기능을 구비토록 명시하여 개별연락을 통한 비중앙 연락처 등록절차 규정화

나. 개정 내용

□ 급전전화, 급전지시용 일반전화 성능요건 명확화

ㅇ (급전전화) 기존 성능요건 문구 정비

ㅇ (급전지시용 일반전화) 전화통화, SMS 수신기능 요구

□ 비중앙급전발전기 급전지시용 일반전화 설치의무 대상 확대

ㅇ (대상) 20MW초과 200MW 미만 비중앙 → 비중앙급전발전기

설비용량	현행규정 요약	개정규정 요약
200MW 이상	급전전화	급전전화, 급전지시용 일반전화
20MW초과 200MW 미만	급전지시용 일반전화	급전지시용 일반전화
20MW 이하	-	급전지시용 일반전화

□ 급전지시용 일반전화 등록·최신유지 주체를 발전사업자로 명시

다. 개정 효과

1) 계량적 효과

□ 사업자의 급전지시용 일반전화(휴대전화 등) 통신요금 월 6만5천원 내외 소요

* 한국소비자원 대한민국 이동통신가입자 1인당 월평균 통신요금 기준(’23.06)

2) 비계량적 효과

□ 비중앙급전발전기 급전전화 등록규정 현행화 및 등록절차 개선을 통해 급전지시 이행력 및 발전사업자 등록편의성 제고

□ 재생e 준중앙 제도 참여를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 탄소중립 목표 달성을 위해서는 재생e 확대가 필요❶하나, 전력 계통 변동성·불확실성 문제로 재생e의 계통 수용이 한계 수준에 도달❷

❶ 탄소중립 목표 달성을 위해 재생e 보급 전망 상향 조정(11차 전기본)

* ’25년 39.0GW → ’30년 78.0GW → ’35년 107.8GW → ’38년 121.9GW

❷ ’24년 봄철 경부하기 전력공급 과잉 및 계통 불안정 사유로 원전 및 비중앙발전기 출력제어 총 32일, 최대 7.2GW 제어 수행

⇒ 탄소중립 목표를 안정적으로 달성하기 위해서는 전력계통 변동성·불확실성을 해소할 수 있는 온라인 제어* 가능 재생e 확보 필수

* 계통운영자의 급전지시에 따라 실시간으로 출력조정이 가능한 발전 제어 성능

2) 문제점

□ 재생e 온라인 제어 성능 확보를 유인할 전력시장 제도 부재

ㅇ 비중앙 자원의 변동성·불확실성 완화를 위해 ❶재생e 예측제도, ❷준중앙 제도를 운영중이나, 재생e 제어성능 확보를 위한 제도는 부재

ㅇ 제주지역 내 시범 운영 중인 재생e 입찰제를 육지로 확대할 예정이나, 재생e 및 VPP 사업자의 제도 참여 기반 부족 우려

⇒ ‘육지 재생e 입찰제도’의 성공적 도입을 위해서는 사업자 제도 참여 준비를 도모할 수 있는 중간 단계의 시장 제도 기반 필요

< ❶ 재생e 예측 제도 개요(’20.10.~) >

1. 운영방식 : 거래 전일 재생e 사업자가 제출한 시간대별 발전예측량을 전력계통 운영에 활용하고, 예측 기여분에 대한 사업자 보상 수행

2. 참여대상 : 20MW 초과 태양광, 풍력발전기 개별자원 및 집합자원

3. 보상방안 : 설비이용률 10% 이상인 시간대에 사업자가 제출한 발전예측량이 기준오차율 이내일 경우 오차율 수준별로 차등 보상

(예측 오차율이 6% 이내일 경우 3원/kWh, 4% 이내일 경우 4원/kWh 보상)

< ❷ 준중앙 제도 개요 (’24.10.~) >

1. 운영방식 : ‘제어가능용량’을 제공하는 비중앙급전발전기를 급전지시에 활용

2. 운영기간 : 봄·가을철 경부하기(3~5월, 9~11월, 설,추석 포함) 10:00~17:00

3. 참여대상 : 5MW 초과 바이오, 폐기물 등 연료를 사용하는 비중앙급전발전기

4. 보상방안 : ‘제어가능용량’에 대해 중앙급전발전기와 동일한 수준으로 보상

3) 개정방향

□ 연료 사용 발전기만 참여할 수 있었던 기존의 준중앙 제도에 재생e 및 VPP 사업자도 참여가 가능하도록 제도 확대 개편

ㅇ 재생e 자원이 갖춘 계통안정화 능력 수준별로 참여 가능한 제도를 단계적으로 구축함으로써 재생e 중심의 전력 생태계 기반 조성

기존 준중앙 제도에 재생e 참여를 시범적으로 허용하여

VPP자원 모집 및 온라인 제어성능을 확보함으로써

향후 본격적인 육지 재생e 입찰제 도입을 위한 기반 조성 추진

나. 개정 내용

□ (재생e형 준중앙자원 신설) 기존 준중앙 자원을 ‘연료형 준중앙급전발전기’로 분류하고, ‘재생에너지형 준중앙급전자원’ 정의 및 조항 신설

ㅇ (연료형 준중앙급전발전기) 바이오, 연료전지, 수력, 폐기물 등과 같이 풍력, 태양광 발전형태 외의 모든 준중앙급전발전기 ☞ 제18.1.1조

ㅇ (재생에너지형 준중앙급전자원) 풍력, 태양광 발전형태의 준중앙급전발전기 또는 준중앙집합전력자원 ☞ 제18.1.1조

□ 연료형 준중앙급전발전기의 휴일형 등록 조항 삭제

ㅇ 휴일에만 운영하는 휴일형 준중앙 자원 조항을 삭제하고, 휴일·평일 모두 운영 ☞ 제18.3.1조

□ 재생에너지형 준중앙급전자원 운영제도 신설  ☞ 제18장 7~11절

ㅇ (운영기간) 봄·가을철 경부하기 10:00~17:00

ㅇ (참여대상) 예측 능력*과 제어 성능**을 갖춘 태양광·풍력 발전자원

* 재생e 예측제도 의무 참여   ** 1분 이내 응동 가능한 온라인 제어성능 구축

ㅇ (모집형태) 사업자 자발적 참여를 원칙으로 하며, 20㎿ 이하 소규모 발전기는 VPP를 통해 참여 허용 (재생e 예측제도와 동일 기준 적용)

ㅇ (급전지시) 실시간 하향주파수예비력 1.2GW 미만 도달 또는 예상 시, 송전제약 한계점 도달 또는 예상 시 ➠ 온라인 출력제어 시행

ㅇ (정산방안) 연료형 준중앙발전기 정산 기준과 동일하게 적용

□ 준중앙급전자원 급전지시 이행률 산식 변경

ㅇ (기존) 급전지시 오차량을 ‘급전지시량’으로 나누어 산정 ⇒ 급전지시량이 낮을수록 급전지시 이행률이 낮아지는 문제 존재

ㅇ (개선) 급전지시 오차량을 ‘설비용량’으로 나누어 산정 ☞ 별표2

* (기존) 급전지시 이행률(%) = [eqn: min[1,`1- {(발전실적-급전지시량)} over {급전지시량} ] TIMES 100%]

(개선) 급전지시 이행률(%) = [eqn: min[1,`1- {(발전실적-급전지시량)} over {설비용량} ] TIMES 100%]

□ 준중앙급전자원 용어 변경에 따른 문구 수정 등 ☞ 별표8, 9, 13 및 별지서식 127호, 31-8호 수정

다. 개정 효과

□ 온라인 출력 조정이 가능한 재생e 급전자원을 최대한 확보함으로써 실시간 계통운영에 필요한 양만큼만 정교하게 출력제어 수행 가능

□ 재생e 및 VPP사업자 역량 강화 및 시스템 구축을 통해 향후 육지 재생e 입찰제도 성공적 도입을 위한 기반 마련

□ 육지 지역 내 본격적인 VPP 사업의 활성화, AI 기술 적용 등에 따른 일자리 창출 효과 기대

□ 기동비용 지급기준 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

□ (요약) 발전사업자 사유로 기동 시, 기동횟수가 이중으로 차감되어 하루전발전계획에 반영되지 않은 비계획 기동을 추가로 수행하더라도 기동비용을 지급받지 못하는 정산 오류 발생함

□ (현행) 하루전발전계획에 반영되지 않은 비계획 기동에 한하여, 기동비용을 별도 정산하며, 이때 정산 대상이 되는 비계획 기동횟수는 거래일 동안의 실제 기동횟수와 하루전발전계획 상의 기동횟수 차이로 산정함

기동비용 정산금
= 기동비 단가 x 거래일 동안의 총 비계획 기동횟수

= 기동비 단가 x [거래일 동안의 총 실제 기동횟수1) –  총 계획 기동횟수2)]

1) 송전량t-1 = 0 이고,  송전량t > 0 이면, 실제 기동횟수t = 1로 산정
단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 실제 기동횟수t = 0 적용

2) 하루전발전계획량t-1 = 0 이고, 하루전발전계획량t > 0 이면,
계획 기동횟수t = 1로 산정

□ (문제점) 현재 실계통기반 하루전시장은 하루전발전계획에 발전사업자의 제약기동을 포함한 발전제약을 이미 반영하므로, 발전사업자 사유로 기동 시 계획 기동횟수t는 1회로 산정되지만, 동시에 실제 기동횟수t는 현행 규칙의 단서조항에 따라 0회가 적용되어, 결과적으로 거래일 동안의 총 비계획 기동횟수에는 –1회로 반영됨 (실제 0회 – 계획 1회 = -1회, 기동횟수 이중차감 오류 발생)

□ 이에 따라, 동 거래일에 비계획 기동을 추가로 수행하더라도 총 기동횟수에서 상계되어 기동비용을 보상받지 못하는 정산 오류 발생함

ㅇ 발전사업자 사유 기동 시, 기동횟수는 실제 0회, 계획 1회로 산정

ㅇ 동 거래일 급전지시로 추가 비계획 기동 시, 기동횟수는 실제 1회, 계획 0회로 산정

ㅇ 거래일 동안의 총 비계획 기동횟수는 실제 1 – 계획 1 = 총 0회
☞ 급전지시로 인해 비계획 기동 수행했음에도 비용 보상 X

□ 발전사업자 사유로 기동 시 실제 기동횟수를 차감하는 현행 규정은 과거 실계통기반 하루전시장 도입 전(제약 미반영 가격결정발전계획) 당시 유효했으나, 현행 하루전발전계획은 제약기동을 포함한 발전제약이 반영되므로 더 이상 필요하지 않음

□ 따라서, 현재 기동비용 정산 오류를 수정하기 위해 기동비용 지급기준 개정이 필요함

나. 개정 내용

□ 기동비용 정산금(SUAP) 산정식 개정 ☞ [별표2] 4. 기동비용조정에 대한 정산

ㅇ 현행 기동횟수 이중차감 오류를 없애기 위해서 단서조항“단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 실제 기동횟수t = 0 적용함”을 삭제함

ㅇ 다만, 발전사업자가 하루전발전계획 수립 이후 자기제약을 제출하여 하루전발전계획에 포함되지 않고 기동하는 사례에 대해서도 기동비를 지급할 수 있으므로(기동비용 과대 정산 발생), 거래일의 총 계획된 기동횟수 산정시 주석으로,“단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 계획된 기동횟수t = 1 적용함”을 추가함으로써 자기제약 패널티 부과 예외사항을 방지하고자 함

□ 공고일 다음날부터 경과조치 기한 내 발생한 기동비용 미정산 발생금액 정산에 관한 부칙 신설

[ 개정 내용 요약 ]

현 행

개 정

기동비용정산금 = 기동비용단가 x

[거래일의 총 실제 기동횟수1)  –
거래일의 총 계획된 기동횟수2) ]

1) 송전량t-1 = 0 이고 송전량t > 0 이면,
실제 기동횟수t = 1
단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우
실제 기동횟수t = 0

2) 하루전발전계획량t-1 = 0 이고
하루전발전계획량t > 0 이면,
계획된 기동횟수t = 1

기동비용정산금 = 기동비용단가 x

[거래일의 총 실제 기동횟수1)  –
거래일의 총 계획된 기동횟수2) ]

1) 송전량t-1 = 0 이고 송전량t > 0 이면,
실제 기동횟수t = 1
단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우
실제 기동횟수t = 0 (삭제)

2) 하루전발전계획량t-1 = 0 이고
하루전발전계획량t > 0 이면,
계획된 기동횟수t = 1

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우,
계획된 기동횟수t = 1 (신설)

부  칙 (신설)

1) 전력IT시스템 개발 기간을 고려하여경과조치 기간 내 발생하는 미정산금은 2027년 2월 1일까지 정산

다. 개정 효과

1) 계량적 효과

□ (기동비용 정산 정상화) 현행 실계통기반 하루전시장의 기동비용
정산금 산정 오류 수정. LNG복합화력(500MW) 기준 해당 사유
1회 발생 시 약 8백만원(’25년 여름철 기동비용 LNG일반발전기
단위용량당 평균값 사용) 발생

2) 비계량적 효과

□ 용어 정의의 정합성 제고를 통한 의미의 명료성 개선

ㅇ (현행) 발전사업자 사유 기동 시, 실제로 기동이 수행되었음에도
불구하고 ‘실제 기동횟수t = 0’적용 (용어 정의와 불일치)

ㅇ (개정안) 발전사업자 사유로 기동 시, ‘실제 기동횟수t = 1’ 및
‘계획된 기동횟수t = 1’적용 (용어 정의에 부합)

□ 열공급발전기의 입찰정확도 향상 등을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 열공급발전기 정산 개요

□ (에너지정산금 개요) 발전량에 대한 정산금으로 전력량정산금, 제약정산금(변동비보전정산금+기대이익정산금), 기타 정산금을 지급

ㅇ 변동비보전정산금은 발전사업자가 입찰한 최소발전량을 초과하여 발전하는 경우의 손실을 일정 부분 보전하기 위한 정산금

< 참고 : 일반 발전기 VS 열공급발전기의 변동비보전정산금 비교>

구 분		일반 발전기	열공급 발전기
변동비보전정산금 (MWP)	HMWP(열공급제약)	X	O
	SMWP(계통제약)	O	O

* HMWPi,t : 열제약운전계획량에 대한 변동비보전정산금(Heat Make Whole Payment)

* SMWPi,t : 계통제약으로 발전한 전력량에 대한 변동비보전정산금(System Make Whole Payment)

* MWP : 변동비보전정산금(Make Whole Payment)

□ (열공급발전기) 열공급 의무 등을 고려, 열전비(열/전기)를 반영한 무부하비 일부(최대 50%)를 열제약 변동비보전정산금(HMWP)으로 지급

ㅇ 발전사 자체 사유로 운전시에도 일부 보상하여 ‘16년 신설 이후 유지 중

[eqn: HMWP`=`Min[(변동비(HSCMWG)-전력량정산금(HMPMWG)),```무부하비 TIMES {1} over {1+열전비} TIMES {발전량(MGO)} over {입찰량(RA)} ]]

* 열전비는 통상 1 이상이며, 열전비율(1/(1+열전비))은 50% 이내

□ (시장감시) 시장 및 계통 운영 안정 등을 위해 입찰정확도 향상이 필요한바, 현 규칙상 20% 이상 입찰오차 발생시 사유 등 증빙 요청 가능*

* 규칙 제2.3.3조제➃항 <중략> 입찰 마감시간까지 제출한 자료와 변경입찰 자료가 20% 이상 차이가 발생하는 경우에는 전력거래소가 발전사업자에게 증빙 서류를 요청할 수 있으며, 해당사업자는 7일 이내 증빙서류를 제출하여야 한다.

□ 열공급 발전기의 제약운전 입찰오차 현황

□ (입찰오차) 실계통기반 하루전시장 도입이후(‘22.9) 초기입찰과 변경입찰이 동일(오차율 0%)한 경우 40% 이상, 오차율 20% 미만은 약 80%~90%

ㅇ 전체 제약입찰건수 중 ±20% 오차율 이내 입찰건수는 ‘22.9~‘23년  81.6%, ’24~‘25.7월 91%로 입찰정확도가 상승 중

< 오차율 구간별 열공급 제약입찰건수, 단위: 건 >

오차율 기간	0%	0%~±10% (누적%)	±10%~±20% (누적%)	±20% 초과 (누적%)	초기입찰‘0’ (누적%)	합계
’22.9~’23.12 (16개월)	61,898	36,690	9,707	13,191	11,195	132,681
	46.7% (-)	27.7% (74.3%)	7.3% (81.6%)	9.9% (91.6%)	8.4% (100%)	100%
’24.1~’25.7 (19개월)	73,532	39,800	47,747	12,049	3,947	177,075
	41.5% (-)	22.5% (64.0%)	27.0% (91.0%)	6.8% (97.8%)	2.2% (100%)	100%

* 관련 감사원 감사는 ‘23.9~’25.2월까지 진행

ㅇ 아울러, 향후 수급운영상 재생e 및 열공급발전기의 예측정확도 제고가 더욱 요구되어 보일러(PLB) 설비 등을 활용한 대응 노력이 중요

2) 문제점

□ (감사원 감사) 감사원은 “주요발전설비 운영 및 관리 실태 감사”를 시행하여 열공급 제약입찰 영향 관련 실태 조사 (‘23.9월~’25.2월)

ㅇ 감사 결과, 초기입찰시 열공급제약운전량을 입찰하지 않는 경우 계통한계가격 상승의 우려가 존재하여, 제도개선 조치 사항을 통보(’25.2월)

< 참고 : 주요발전설비 운영 및 관리 실태 감사결과 >

결과	조치 내용	비 고
통보	초기입찰시 열공급제약운전량의 정확도를 높이도록 유도하기 위해 발전사업자가 정당한 사유 없이 열공급제약운전량을 과도하게 축소 입찰한 경우 정산금이 줄어들도록 하거나 제재금을 부과할 수 있도록 전력시장운영규칙을 개정하는 방안 마련
주의	앞으로 열공급제약운전량이 일정 비율 이상 차이가 나는데도 (중략) 그 적정성을 점검하지 아니하는 등 입찰 관련 감시 업무를 소홀히 하는 일이 없도록 관련 업무 철저

□ (입찰정확도 유인 부재) 열공급 제약운전량 입찰 변경 등에 따른 정산상 불이익이 없어 발전사의 예측 정확도 제고를 위한 유인 체계 부재

ㅇ 이로인해 초기입찰 미시행 후 당일 변경입찰을 시행하거나, 발전기 기동지시 후 열제약을 제외하는 행위 등이 지속적으로 발생*

* 해당 사유로 주간 저부하 하한·고정제약 입찰 지양 요청(거래소→발전사업자)

※ 단, 열공급발전기의 특수성을 고려하여 예외적으로 자기제약을 허용하나, 제약 입찰 시 사후증빙자료(축열조 보유열량 및 열공급량) 제출 要

□ (시장‧계통 악영향) 열공급 발전기의 잦은 변경입찰에 따른 발전기 운영 비효율성 증가 등으로 인해 부가정산금 증가, 전력수급 악영향 초래

ㅇ 열공급발전기의 변경입찰에 따른 상‧하향 예비력 확보의 불확실성 증가, 전력시장 기대이익정산금 증가 등 부정적 영향 초래

□ (조합별 비용함수 도입) 다조합발전기의 무부하비 비율 상승으로 열공급발전기의 변동비(HSCMWG) 감소 우려가 제기되어 검토를 주문(23-7차 규칙위)

ㅇ 조합별 비용함수 규칙개정시 관련 정산금 산식 수정 요구*(발전사),  규칙개정안 의결 시(‘20. 12월) 이에 대한 검토 주문(위원장)

* 다조합 발전기가 동일한 변동비 조건에서 무부하비 비중이 상승하여 발전기의 열제약 변동비보전정산금(HMWP)이 감소하는 경우가 발생가능한 바, 현재 거래소‧발전사‧한전 등 참여하는 조합별 비용함수 WG을 운영 중

< 참고 : 제25-1차 규칙개정위원회 보고안건 일부 발췌 >

▪ 제23-7차 규칙개정위원회에서 다조합 복합발전기 운전조합별 비용제도 도입 순연 결정

ㅇ (제도 도입일정) 26개월 순연 (’23.11.1 → ’26.1.1)

- (순연 사유) 성능시험 기간 확보, 발전계획 개선, 제도 미비사항 보완 등

▪ 위원회에서 반기별('24.6월, 12월, '25.6월)로 워킹그룹 추진현황 및 시장영향 점검결과를 보고할 것을 주문함

< 제23-7차(긴급4차) 규칙개정위원회 심의 결과(’23.10.20) >

▪ 다만, 향후 제도 도입 추가 순연에 따른 시장참여자 신뢰 훼손이 발생하지 않도록 워킹그룹 운영에 만전을 기할 필요가 있겠음

- 반기별 워킹그룹 추진현황 및 시장영향 점검결과를 위원회에 보고

- 성능시험 수행기관인 한전 전력연구원 담당자 등 외부 전문가를 워킹그룹 위원으로 추가 필요

3) 개정방향

□ (오차율 적용) 현행 중앙급전 구역전기발전기의 위약금 부과 기준인 허용오차 10%를 적용하여 입찰 정확도 제고 유인

ㅇ 중앙급전 구역전기발전기의 초과 공급가능용량 허용오차 10%를 준용하여 적용하되, 향후 입찰 실적 등을 고려하여 필요시 오차 기준 점진적 축소

< 참고 : 타 제도의 오차율에 따른 정산 등 적용 예시 >

▪ (제주 실시간시장) 재생e 임밸런스 오차구간은 6%(미급전지시) 또는 1.5%(급전지시) 허용오차 설정

임밸런스 오차구간		과거	▶	현재	▶	개선
		~2024.12.31.		~2025.12.31		2026.1.1.~
급전미지시 상황		12%		8%		6%
급전지시 상황						1.5%

▪ (중앙급전 구역전기발전기) 책임공급비율 70%를 제외한 30%를 전력시장에 입찰할 수 있으며 입찰량(최대 30%)의 10% 초과 입찰시 위약금 부과

▪ (재생e 예측제도) 재생e 예측제도 대상자원의 정산단가 적용조건은 4% 이하일 때 4원/kWh, 4~6%일 때 3원/kWh

□ (오차율에 따른 정산금 차등) 허용오차 범위(10%)를 초과한 최종열제약 입찰량과 초기열제약 입찰량의 오차율만큼 비례하여 무부하비를 차등 정산 ⇒ 산식에 (1-오차율)을 신설하여 인센티브 및 페널티 동시 부여

ㅇ 설비 규모별 별도 적용이 필요하다는 의견이 있었으며, 검토 결과 차이는 일부 있으나, 유의미하지 않아 일괄 적용 예정

□ (다조합 정산 개선) 조합별 비용함수 적용 대상인 다조합 발전기는 관련 WG 의견 등을 반영하여 적용 산식 개선

ㅇ 다조합발전기에 대해 자기변동비(HSCMWG) 및 무부하비 산정시 적용되는 상한(발전량/입찰량)을 미적용하여 정산 합리화

나. 개정 내용

□ (정산 시 오차율 반영) 정산식에 오차율을 반영하여 입찰 정확도 제고

ㅇ 오차율 10% 초과시, 초기 대비 변경입찰 오차율을 정산금에 반영하여 차등 지급

ㅇ 단, 다조합 발전기에 한하여 정산금의 상한으로 적용되는 “발전량/입찰량” 미적용 ☞ 별표2 [정산 기준]

< 열제약 변동비보전정산금 개정내용 >

다조합

HMWP	=	min	[	(	증분비	+	무부하비	×	1	×	발전량	-	SMP	)	,	(	무부하비	×	1	×	발전량	×	(1-오차율)	)	]
									1+열전비		입찰량								1+열전비		입찰량
																							10% 초과시
											<미적용>										<미적용>		<신설>
				└─ ➊ (HSCMWG – HMPMWG) ─┘												└──────── ➋ ───────┘

단조합

HMWP	=	min	[	(	증분비	+	무부하비	×	1	×	발전량	-	SMP	)	,	(	무부하비	×	1	×	발전량	×	(1-오차율)	)	]
											입찰량										입찰량
																			1+열전비
									1+열전비
																							10% 초과시
																							<신설>
				└─ ➊ (HSCMWG – HMPMWG) ──┘												└────── ➋ ───────┘

* 단조합 발전기의 경우 조합별 비용제도 도입전‧후 HMWP 정산 영향은 없어 미적용

□ (상한 기준 변경) 다조합발전기 대상 변동비(HSCMWG) 및 열제약변동비보전정산금(HMWP) 항목 모두 발전량 상한을 미적용하여 오차율에 따른 정산금 하락 효과 완화  ☞ 별표2 [정산 기준]

< 규칙 개정 내용 요약 >

구 분	개정 전	개정 후
무부하비 정산 상한(MGO/RA)	상한 존재	다조합발전기 대상 HSCMWG, HMWP 일괄 미적용
입찰 오차에 따른 차등 정산	미시행	입찰 정확도 제고를 위한 차등정산 시행

□ (적용 시기) 시장참여자의 제도 숙지, 시스템 보완 등 준비기간을 부여하고, 관련 시스템 등의 개선을 위해 ’27.1.1.부 시행(부칙)

다. 개정 효과

1) 계량적 효과

□ 열공급제약발전기가 하루전 가격 결정 후, 당일 변경입찰(1h)한 사례를 대상으로 초기입찰을 정확하게 했을 시 1일 기준 약 17억 수준

ㅇ 다만, ‘24년 기준 연간 해당 사례 발생 내역은 5회 미만이며, 해당일 거래시간 SMP 수준에 따라 변동가능

* (산정 방법) 초기입찰 미시행 후 가격결정, 거래일 변경입찰 시행 및 입찰량만큼 제약발전한 경우, 차순위 발전기와의 발전가격 차액과 발전전력량을 고려하여 전력량정산금 산정

2) 비계량적 효과

□ (전력시장 및 계통효율성 제고) 시장가격 정확도 증가, 부가정산금 감소 유인 및 전력계통 운영의 효율화 등에 기여

□ (무부하비 정산 기준 재정립) 다조합 복합발전기의 정산 기준 개선을 통한 비용 현실화 및 시장참여자 신뢰도 상승에 기여

□ 「정부조직법」개정에 따른 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□「정부조직법」개정(’25.10.1.부 공포‧시행) 및 이에 따른 관련 법(전기사업법 등)도 개정

ㅇ 기존 ‘산업통상자원부’의 에너지(일부자원 제외) 부문과 ‘환경부’를 통합하여 ‘기후에너지환경부’를 신설 등

2) 문제점

□ 전력시장운영규칙 개정승인 등의 업무에 대한 정부 소관부처 변경사항을 반영하여 규칙개정 필요

3) 개정 방향

□ 전력시장운영규칙에 정부조직 개편내용을 반영

나. 개정 내용

□ 전력시장운영규칙 본문 및 별표·별지 등의 ‘산업통상자원부(산업부, 산업자원부 포함)’와 ‘환경부’ 문구를 ‘기후에너지환경부’로 일괄 변경

※ 그 외 ‘기획재정부(공공기관 운영 관련)’를 ‘재정경제부’로 변경하고, 문구 단순정비 등

다. 개정 효과

□ 상위 법령 및 정부 소관부처 업무와 전력시장운영규칙 간 정합성 확보로 규칙 완결성 제고

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

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 다조합 복합발전기 운전조합별 비용제도는 제주 시범사업에 先적용하여 영향검토 및 개선사항을 발굴하여 제도개편 완료하였으며,

□ 현재 육지계통 확대 적용을 위한 발전계획 및 IT시스템 개선 중

2) 문제점

□ (발전계획) 발전계획 기능개선은 완료하였으나, 안정화에 시간 필요

ㅇ (개발현황) 現발전계획시스템에 조합별 비용제도 기능을 반영하여 개발하고, 정상적으로 최적해 수렴이 가능함을 확인

ㅇ (이슈사항) 시장ㆍ수급운영팀과 발전계획 기능 구현사항 점검 중이나, 문제점이 간헐적으로 발견되어 시스템 안정화를 위한 시간이 필요한 상황

☞ (운영부서 의견) 시스템 안정성 확인을 위한 충분한 모의기간 요청

□ (입찰시스템) 발전사가 호기별 제약입찰을 오입찰 할 경우에 대비한 제약입찰 유효성 검증기능 추가 개발이 필요

ㅇ (개발현황) CBP시스템에 旣 개발한 조합별 입찰기능 점검 중 제약입찰 유효성 검증 기능 추가 요건 발견, 추가개발 추진 중

ㅇ (이슈사항) 해당 기능 보완없이 시행할 경우 발전사 오입찰 시 발전계획 수립 오류로 인한 발전계획 재수립, 수정정산 다수 발생 예상

☞ (발전사 의견) 입찰서 개선에 따른 자동입찰시스템 개발기간 요청

ㅇ (차기 전환) 차기 시스템(MMS)은 전환을 앞두고 추가 개발이 제한된 상황으로, 기능개발 및 반영이 어려운 상황

☞ 전력거래 시스템의 기능개선은 MMS 전환 이후로 반영 필요하여 개발기간 확보를 위한 제도도입 연기가 불가피

3) 개정방향

□ (시행 연기) 발전계획 안정화 및 시스템 추가 개발기간 확보를 위해 도입시기를 시행은 6개월 이내로 순연하되 조치사항이 완료되는 즉시 시행

나. 개정 내용

□ (연기 일정) 기존 ‘26.1월에서 6개월 연기하여 ‘26.7월 제도 시행하되, 조치사항 완료 시 제도 즉시 시행

제2조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입 순연과 관련된 규정의 경과조치)

① 부칙(2023. 11. 1.) 제2조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입 순연과 관련된 규정의 경과조치)에도 불구하고, 제1장, 제2장, 별표1, 별표2, 별표23, 별지서식 31-2호, 31-3호의 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입과 관련된 규정은 제도도입 여건확보를 위해 2026년 7월 1일 이내로 시행한다.

② 전력거래소는 제1항의 시행일 20영업일 이전에 전력거래시스템에 사전 공지한다.

다. 개정 효과

□ 충분한 발전계획 모의를 통한 발전계획 안정화 및 입찰시스템 완결성 제고를 통해 안정적인 조합별 비용 제도 도입 및 운영

□ 당초 일정대로 시행할 경우 발생할 수 있는 문제점을 예방함으로써, 조합별 비용제도 도입에 따른 전력시장 불안정 요인 해소

□ 전력시장 참여에 대한 한시적 적용을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 여수산단 소재 사업자 간 전력거래 위반사항에 대하여 전기위원회*의 사실조사 실시 및 심의·의결(‘25.3.28)

* 제310차 전기위원회

ㅇ 의결 결과에 따라 3가지 조치방안 제시 및 검토 통보(’25.4.2)

【 여수산단 선로연결 해소 방안 및 임시조치 비교 】

제시(안)	➊사업자-한전 선로 신설	➋계량설비 설치·합성계량	(임시) 기존설비·합성계량
세부내용	‧ 기존 이용 선로 차단 및 신규 선로 접속 필요	‧ 계량설비 시장규칙 준수 ‧ 타 사업자 간 합성계량 허용	‧ 계량설비 시장규칙 미준수 ‧ 타 사업자 간 합성계량 허용

□ 상기 위원회의 조치방안에 대한 검토결과 전기위원회* 보고(‘25.8.22)

* 제315차 전기위원회

ㅇ 한전 계통검토 결과 ’32년 이후 신규 접속선로 연결 가능함에 따라 선로 연결 전까지 전력시장 거래를 통한 임시조치 결정

2) 문제점

□ 비교 계량설비 즉시 설치 불가

ㅇ (요구사항) 구역전기사업자이면서 발전기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우 송/수전·주/비교 전력량계 설치 필수

제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① (생략) 20MW를 초과하는 발전기 (생략) 비교계량설비를 설치하여야 한다.

② 구역전기사업자는 송전용 전력량계와 수전용 전력량계는 별도로 설치하여야 하며 (생략)

ㅇ (문 제 점) 現 해당 사업자(구역전기사업자) 여건 상 ‘29년 발전기 정지(오버홀) 전까지 송/수전 비교 전력량계 설치 유예 요청*

* 기술적으로 설치가 불가능한 것은 아니나, 공사 중 정전 발생 시 피해 우려로 사업자의 기피

□ 합성계량 가능 요건 미달

ㅇ (요구사항) 신재생발전기 및 동일 사업자일 경우에만 합성계량 가능

별표7 8) (생략) 단, 신재생에너지 발전기에한해 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.

ㅇ (문 제 점) 타 사업자 간 한 선로에 직렬로 연결되어 있어 합성계량이 불가피하나, 현행 규칙상 합성계량 가능 요건에 해당하지 않음

□ 합성계량 산식 적용 불가

ㅇ (요구사항) 합성계량 발전기 간의 계량값 산정 시 공유 및 비공유 계량기를 통한 비례·배분 방식으로 아래 표와 같이 산정

별표7 7) (생략) 계량설비를 공유하는 경우에는 각각의 발전기에 발전단 계량설비를 추가로 설치하여야 하며, 각 발전기의 계량값은 발전단 계량값의 비율에 따라 배분한 계량값을 적용하여 아래와 같이 산출한다.

MGOi,t = PMGOi,t+Pi,j,t×Pi,t/(Pi,t+Pj,t)

MGOj,t = PMGOj,t+Pi,j,t×Pj,t/(Pi,t+Pj,t)

여기서

PMGOi,t : [eqn: i] 발전기의 비공유부분 계량값

PMGOj,t : 𝑗발전기의 비공유부분 계량값

Pi,j,t : [eqn: i,`j] 발전기의 공유 계량설비의 계량값

Pi,t : [eqn: i] 발전기 발전단 계량설비의 계량값

Pj,t : 𝑗 발전기 발전단 계량설비의 계량값

【 합성계량 비례·배분 설명 자료 】

구분		설치위치	계량설비 계량값	최종 계량값
-	공용 계량기A	접속점 (주변압기 1차측)	계량값A	-
발전기#1	단독 계량기B	발전단 (주변압기 2차측)	계량값B	[eqn: A TIMES {B} over {(B+C)}]
발전기#2	단독 계량기C		계량값C	[eqn: A TIMES {C} over {(B+C)}]

ㅇ (문 제 점) 두 사업자 간 합성계량 시 3개의 계량기가 필요하나, 2개의 계량기(각 1개)만 설치되어 있어 현행 산식 적용 불가

3) 개정방향

□ (한시적 적용) 전기위원회가 위반사항 해소를 위하여 별도의 임시조치를 지시한 경우에 한하여, 전력시장 참여를 허용

ㅇ 적용기간 만료 또는 위반사항 해소 시 즉시 효력 종료

나. 개정 내용

□ (계량설비 조건 완화) 20MW 초과 발전기의 비교 계량설비 설치 유예

□ (합성계량 허용 확대) 계량설비 설치 위치에 따른 합성계량 허용

□ (합성계량 방법 개선) 합산 방식을 통한 합성계량으로 계량값 산출

제21.12조(전력시장 참여에 대한 한시적 적용) ① 전기위원회가 전력거래 관련 위반사항 해소를 위하여 별도의 임시조치를 지시한 경우에 한하여, 전력거래소는 임시조치 지시 범위 내에서 그 지시를 받은 전기사업자에 대한 전력시장 참여를 허용할 수 있다.

② 제1항에 해당하는 전기사업자에 한하여 제4장 및 별표7에도 불구하고, 다음 각 호의 사항을 적용할 수 있다.
1. 20MW를 초과하는 발전기의 비교 계량설비 설치를 유예할 수 있다.
2. 계량에 대한 방법은 아래에서 정하는 기준에 따른다.

가. 역송전력
MGOi’,t = MGOi,t+MELd,j,t
MGOj’,t = MGOj,t

나. 수전전력
MELd,i‘,t = MELd,i,t+MGOj,t
MELd,j‘,t = MELd,j,t

여기서,
MGOi,t : i 발전기 계량설비의 발전 계량값(주변압기 1차측)
MGOj,t : j 발전기 계량설비의 발전 계량값(주변압기 2차측)
MELd,i,t : i 발전기 계량설비의 수전 계량값(주변압기 1차측)
MELd,j,t : j 발전기 계량설비의 수전 계량값(주변압기 2차측)
MGOi‘,t : i 발전기의 적용 발전 계량값
MGOj’,t : j 발전기의 적용 발전 계량값
MELd,i‘,t : i 발전기의 적용 수전 계량값
MELd,j‘,t : j 발전기의 적용 수전 계량값

③ 적용기간은 본 조 시행일로부터 2032.12.31. 까지로 한다. 단, 제1항의 위반사항이 모두 해소되는 경우에는 적용기간과 관계없이 즉시 종료된다.
④ 해당 전기사업자가 위반사항 해소를 위하여 필요한 조치를 성실히 이행하지 않거나 실질적 조치를 개시하지 않은 경우, 전력거래소는 이를 전기위원회에 보고할 수 있으며, 이 때 전기위원회는 본 조의 적용을 중단하거나 제한할 수 있다.
⑤ 본 조에서 정하지 아니한 사항은 전력시장운영규칙 내 다른 규칙을 따른다.

다. 개정 효과

□ (현실여건 고려 제도운영) 단기적으로 현재 발생하고 있는 문제를 임시적으로 해소하고, 장기적으로 거래를 정상화 수 있는 기반 마련

□ (정당성 확보) 임시조치를 명문화함으로써 전력시장 거래 시 예외적으로 허용하는 사항들에 대하여 제도적 당위성 확보

□ 비중앙급전자원 발전계획 반영 방식 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 현행 규칙에서는 발전계획 수립 시 비중앙급전자원을 반영하기 위해 거래소가 육지계통에 한 개의 대표발전기를 만들고, 연료비 0원의 발전기로 적용하도록 규정

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 (중 략)

7.1.8 하루전발전계획담당자는 비중앙급전자원에 대하여 아래 각항과 같이 자료를 처리한다.

① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치를 하루전발전계획에 반영하기 위해 육지계통과 제주계통에 대해 한 개의 대표발전기(이하 ‘비중앙급전대표발전기’라 한다)를 만든다.

② 비중앙급전대표발전기의 비용자료 및 기술적 특성자료는 아래 표1과 같이 적용한다.

[표1] 비중앙급전발전기의 하루전발전계획 반영

구 분	비중앙급전대표발전기의 하루전발전계획 반영
비용자료	1. 기동비용(SUCi) : 0 2. 열량단가(FCi), 가격상수(NLPCi), 2차증분계수(QPCi) : 0 3. 1차증분계수(LHCi) : 0.86
기술적 특성자료	1. 기동소요시간, 최소발전용량, 최소운전시간, 최소정지시간 : 0 2. 최대발전용량, 출력증가율, 출력감소율 : 99,999

ㅇ 거래소는 육지의 비중앙급전대표발전기를 비수도권 발전기로 생성하며, 그 결과 수도권 재생e 발전량도 비수도권에서 생성된 것으로 반영되고 있음

ㅇ ‘24년 기준 약 5.3TWh의 수도권 비중앙공급량이 비수도권에 반영되는 것으로 추정됨

구 분	설비용량(GW)			발전량(TWh)
	수도권	비수도권	합계	수도권	비수도권	합계
비중앙발전	1.6	12.7	14.3	5.3	25.1	30.4
(비 중)	(11.2)	(88.8)	(100.0)	(17.4)	(86.4)	(100.0)

※ 발전기 주소 기준 한전 자체 산정

2) 문제점

□ 발전계획에서 모든 비중앙급전자원을 비수도권으로 취급하는 방식은 실제 계통운영과의 괴리를 확대시켜 시장 비효율성을 증가시킴

ㅇ 비수도권의 경우, 실제 대비 발전량이 과대하게 산정되어 불필요한 재생e 출력제어 계획량이 확대되는 문제 발생

ㅇ 계통운영 단계에서는 수도권 발전량이 과소하게, 비수도권은 과대하게 산정되는 불일치를 조정하기 위해 중앙급전발전기의 증·감발 운영 빈도가 증가

ㅇ 비수도권에서 수도권으로 전송되는 북상조류를 실제 대비 과도하게 증가시켜 송전제약 심화에 따른 SMP 상승 유발

ㅇ 또한, 이는 실제 수급여건을 반영하기 위해 송전제약 등을 반영했던 실계통기반 하루전시장의 도입 취지에도 역행함

3) 개정방향

□ 육지 비중앙급전자원이 실제 생산된 권역에 정확히 반영될 수 있도록 비중앙급전대표발전기를 수도권/비수도권으로 구분

ㅇ 전력수요를 수도권/비수도권으로 반영하는 방식과 구조적 일치를 위해 비중앙급전대표발전기를 이와 동일하게 구분

나. 개정 내용

□ 육지 비중앙급전대표발전기를 수도권과 비수도권 각 한 개의 대표발전기로 세분화하여 권역별로 명확히 반영하도록 개정 ☞ 별표9 7.1.8

현 행	개 정 (안)
육지는 한 개의 비중앙 대표발전기 적용	육지는 수도권과 비수도권 각 한 개의 비중앙 대표발전기 적용

다. 개정 효과

□ 수도권 비중앙공급량이 생산지에 맞게 반영되면서 수도권 공급량은 시간평균 0.6GW* 증가, 비수도권은 0.6GW 감소(’24년 기준)

* 0.6GW = 5.3TWh(수도권 비중앙공급량) ÷ 8,760h

□ 비수도권 발전량을 과다하게 산정함에 따라 송전제약이 발생*한 시간대 송전제약을 완화함으로써 SMP 하락할 것으로 추정되고,

* 수도권 융통전력 한계량은 약 17GW이며, 연간 약 50∼60% 시간에 송전제약 발생

□ 비중앙공급량이 권역별로 명확히 반영되어 발전계획이 최적화됨에 따라 발전기 再급전 감소로 인한 불필요한 부가정산금 감소할 것으로 예상

□ 과다하게 산정된 비수도권 발전량을 정상화하여 경부하기 필요이상으로 계획된 재생e 출력제어량을 정확하게 산정하고 출력제어 계획량 감소

※ 규칙개정으로 인한 발전계획 개선효과 예시

① 현행 : 발전계획 상 왜곡된 비중앙공급량 0.6GW를 보완하기 위해 수도권 LNG는 계획대비 감축량(0~0.6GW)에 대한 기대이익정산금(MAP)이 발생하고 비수도권은 출력 증가량(0~0.6GW)에 대한 변동비보전정산금(SMWP) 발생

② 개정 : 수도권 비중앙 공급량(0.6GW)을 반영하여 발전계획을 최적화함으로써, 수도권 LNG 발전계획량이 실제 운영까지 이어져, 재급전 비용 축소

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 소규모전력중개사업자 결제 안정성 강화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제16.2.14.1조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① (중략) 현금 재정보증 또는 동조 제4항의 규정에 따른 비현금의 형태로 재정보증을 별도로 제공하여야 한다. 이때, 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 소규모전력중개사업자의 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 보증금계좌에 예치된 자금으로 한다. 단, 「공공기관의 운영에 관한 법률」에 따른 공공기관이거나「자본시장과 금융투자업에 관한 법률」에 따라 금융위원회의 인가를 받은 신용평가사로부터 채권 또는 기업신용등급에 대해 최우수등급(AAA)을 받은 자는 재정보증을 면제할 수 있고, 이 경우 신용평가등급 최우수등급은 다음과 같이 정한다.

한국신용평가	한국기업평가	NICE신용평가
AAA	AAA	AAA

제16.2.14.1조(급전가능집합전력자원의 재정보증) ① (중략) 현금 재정보증 또는 동조 제4항의 규정에 따른 비현금의 형태로 재정보증을 별도로 제공하여야 한다. 이때, 현금 재정보증은 제4.3.4조의 규정에 의한 전력거래전담 금융기관에 개설된 소규모전력중개사업자의 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 보증금계좌에 예치된 자금으로 한다. 단, 다음 각 호에 해당하는 소규모전력중개사업자의 경우 재정보증을 면제할 수 있다.

1.「공공기관의 운영에 관한 법률」에 따른 공공기관

2.「자본시장과 금융투자업에 관한 법률」에 따라 금융위원회의 인가를 받은 신용평가사로부터 채권 또는 기업신용등급에 대해 유효한 최우수등급(AAA)을 받은 자.

이 경우 신용평가등급 최우수등급은 다음과 같이 정한다.

한국신용평가	한국기업평가	NICE신용평가
AAA	AAA	AAA

3. 전력거래소가 지정한 [별표 8]에 규정된 결제시스템을 통해 소규모전력자원에게 전력거래대금을 지급하는 자. 이 경우, 해당 결제시스템은 소규모전력자원의 계좌관리, 자금이체, 전력거래 대금보호 기능 등을 갖춰야 하며, 전력거래소는 세부적인 사항에 관하여 해당 결제시스템을 운영하는 금융기관과 협약을 체결할 수 있다.

· 소규모전력중개사업자 전용 결제시스템

활용시 재정보증

면제 근거 마련

[별표8] 정산 및 결제 절차

5. 용어의 정의

5.21	정산계좌

(중략)다음 각 호의 경우에 한하여 시장은행이 아닌 금융기관에 정산계좌를 설정할 수 있으며 이 때 발생하는 이체수수료는 다음 각 호의 당사자 부담으로 한다.

1. 2MW 이하의 설비를 소유한 신재생에너지 발전사업자의 정산계좌

2. 회원사로부터 전력거래 대금채권을 양수받은 양수인이 지정․신고한 정산계좌

<신설>

<신설>

[별표8] 정산 및 결제 절차

5. 용어의 정의

5.21	정산계좌

(중략)다음 각 호의 경우에 한하여 시장은행이 아닌 금융기관에 정산계좌를 설정할 수 있으며 이 때 발생하는 이체수수료는 다음 각 호의 당사자 부담으로 한다.

1. 2MW 이하의 설비를 소유한 신재생에너지 발전사업자의 정산계좌

2. 회원사로부터 전력거래 대금채권을 양수받은 양수인이 지정․신고한 정산계좌

3. 5.27에서 정한 그린e안심결제시스템을 활용하는 소규모전력중개사업자의 정산계좌

5.27 그린e안심결제시스템

소규모전력중개사업자와 소규모전력자원 간의 전력대금 이체에 활용되는 제16.2.14.1조 제1항 제3호의 결제시스템을 말한다.

· 제16.2.14.1조 제1항

제3호에 기재된

전력거래소가 지정한 결제시스템을 활용하는 소규모전력

중개사업자는 해당 금융기관의 전용

특수목적 계좌사용이 가능하여야 함

· 제16.2.14.1조 제1항

제3호에 기재된

전력거래소가 인정하는 결제시스템에 대한 용어 정의

<신 설>

부  칙 (2025. 12. 00.)

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 제16.2.14.1조 제1항 및 별표8 5.21의 개정규정은 그린e안심결제시스템 개발기간을 고려하여 규칙 시행일로부터 12개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

· 그린e안심결제시스템  적용은 시스템 기능 구현이 완료된

이후로 정함

□ 비중앙급전발전기 계통운영 급전지시 통신수단 관련 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

별표13 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.5]

급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 후비전력관제센터	․ 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

별표13 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.5]

급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 후비전력관제센터	․ 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

8.5.2 급전지시용 전화장치는 주장치 고장시 급전연락이 가능하도록 비상대피장치를 갖추어야 하며 통신회선 고장에 대비하여 DDD(Direct Distance Dialing) 방식의 통신망을 이용할 수 있어야 한다.

8.5.3 전기사업자는 전력거래소 중앙전력관제센터의 급전전화가 타 전화보다 우선 통화가 가능하도록 발,별전소의 급전연락용 전화장치에 부재시 자동응답기능(확성기능 포함) 및 통화중 할입기능을 갖추어야 한다.

8.5.4 준중앙급전발전기, 20MW 초과 200MW 미만인 비중앙급전발전기 소유한 발전사업자 및 중앙급전 발전기를 보유한 구역전기사업자는 급전지시용 일반전화를 설치한다.

8.5.5 급전전화는 전계통 정전관련 발·변전소는 외부 전원 공급 없이 최소 3시간 이상 통화가 유지될 수 있도록 전원설비를 갖추어야 한다.

<신 설>

<신 설>

8.5.2 급전전화는 주장치 고장시 급전연락이 가능하도록 비상대피장치를 갖추어야 하며 통신회선 고장에 대비하여 DDD(Direct Distance Dialing) 방식의 통신망을 이용할 수 있어야 한다.

8.5.3 급전전화는 전력거래소의 급전지시가 타 전화보다 우선 통화가 가능하도록 발,변전소의 급전연락용 전화장치에 부재시 자동응답기능(확성기능 포함) 및 통화중 할입기능을 갖추어야 한다.

8.5.4 전계통 정전관련 발·변전소의 급전전화는 외부 전원 공급 없이 최소 3시간 이상 통화가 유지될 수 있도록 전원설비를 갖추어야 한다.

8.5.5 준중앙급전발전기, 비중앙급전발전기를 보유한 사업자 및 중앙급전 발전기를 보유한 구역전기사업자는 급전지시용 일반전화를 설치한다.

8.5.6 급전지시용 일반전화는 전력거래소의 급전지시를 수신할 수 있도록 통화 및 문자메세지(SMS) 수신 기능을 갖추어야 한다.

8.5.7 급전지시용 일반전화 설치대상 사업자는 전력거래소의 급전지시 수신을 위해, 연락처 정보를 전력거래소에 제출하여야 하고, 해당 정보를 항상 최신의 상태로 유지하여야 한다.

·급전전화 및
급전지시용

일반전화
성능요건 구체화

·연락처 제출 및 유지의무 주체를 발전사업자로 규정

□ 재생e 준중앙 제도 참여를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 제18장 준중앙급전자원 운영 제도 – 연료형 준중앙급전발전기 규칙 (변경)

현 행	개 정 (안)	비 고
제18장 준중앙급전발전기 운영 제도 제1절 통칙 제18.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. 1. “준중앙급전발전기”란 경부하기 안정적인 계통운영을 위하여 비중앙급전발전기 중 사전에 정한 운영기간에 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 발전기를 말한다. 2. “상시형 준중앙급전발전기(이하 ”상시형“이라 한다)”란 제18.3.2조에 따른 운영기간에 대하여 상시로 급전지시가 가능한 발전기를 말한다. 3. “휴일형 준중앙급전발전기(이하 ”휴일형 “이라 한다)“란 제18.3.2조에 따른 운영기간에 대하여 관공서의 공휴일에 관한 규정에서 정한 공휴일, 토요일에 한해 급전지시가 가능한 발전기를 말한다.	제18장 준중앙급전자원 운영 제도 제1절 통칙 제18.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. 1. “준중앙급전자원”이란 경부하기 안정적인 계통운영을 위하여 비중앙급전발전기 중 사전에 정한 운영기간에 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 비중앙급전발전기 및 집합전력자원으로 “연료형 준중앙급전발전기”와 “변동성 재생에너지형(태양광, 풍력발전기를 의미하며 이하 “재생에너지형”이라 한다) 준중앙급전자원”으로 구분된다. < 삭 제 > < 삭 제 >	· ‘연료형 준중앙급전자원’, ‘재생에너지형 준중앙급전자원’ 용어 신설 · 휴일형 준중앙급전발전기를 삭제하고 상시형으로 일괄 확대 적용
< 신 설 > 4. “제어가능용량”이란 운전 중인 준중앙급전발전기가 전력거래소의 급전지시에 따라 최대발전용량과 최소발전용량 사이에서 출력을 제어할 수 있는 용량(MW)을 말한다. 5. “자체발전계획량”이란 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자가 하루 전 14시 이전에 자체적으로 수립한 시간대별 계획 발전량(MWh)을 말한다.	2. ”연료형 준중앙급전발전기“란 바이오, 연료전지, 수력, 폐기물 등과 같이 풍력, 태양광 발전형태 외의 모든 준중앙급전발전기를 말한다. 3. ”재생에너지형 준중앙급전자원“이란 ‘재생에너지형 준중앙급전발전기’ 및 ‘재생에너지형 준중앙집합전력자원’을 말한다. 4. ”재생에너지형 준중앙급전발전기“란 풍력, 태양광 발전 형태의 준중앙급전발전기를 말한다. 5. ”재생에너지형 준중앙집합전력자원“이란 풍력, 태양광발전기를 통합하여 운영할 수 있도록 구성한 준중앙집합전력자원을 말한다. < 삭 제 > 6. “자체발전계획량”이란 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 마감시간(연료형 준중앙급전발전기는 하루전 14시, 재생에너지형 준중앙급전자원은 하루전 17시) 이전까지 자체적으로 수립하여 전력거래소에 제출해야 하는 송전단 기준 시간대별 계획 발전량(MWh)을 말한다.	· ‘연료형 준중앙급전발전기’, ‘재생에너지형 준중앙급전자원’ 용어 신설 · “제어가능용량”을 삭제하고, 준중앙자원 타입별 제어가능용량 용어 신설 · 재생에너지형 준중앙급전자원 마감시간 설정 (재생e 예측제도와 동일하게 D-1 17시로 설정)
< 신 설 >	7. “공급가능유효전력(Available MW)”이란 재생에너지형 준중앙급전자원이 출력제어를 하지 않은 상태에서 최대로 낼 수 있는 송전단 기준 유효전력 순시값을 말한다. 8. “연료형 준중앙급전발전기 제어가능용량”이란 연료형 준중앙급전발전기의 최대발전용량과 최소발전용량 사이에서 전력거래소의 급전지시에 따라 출력을 제어할 수 있는 용량(MW)을 말한다. 9. “재생에너지형 준중앙급전자원 제어가능용량”이란 재생에너지형 준중앙급전자원의 공급가능유효전력과 최소발전용량 사이에서 전력거래소의 급전지시에 따라 출력을 제어할 수 있는 용량(MW)을 말하며, 재생에너지형 준중앙급전자원의 최소발전용량은 0MW로 정한다. 10. “연속제어형 준중앙급전자원”이란 공급가능유효전력과 최소발전용량(0MW) 사이에서 출력 조정이 가능한 재생에너지형 준중앙급전자원을 말한다. 11. “고정제어형 준중앙급전자원”이란 공급가능유효전력 또는 최소발전용량(0MW)으로만 출력 조정이 가능한 재생에너지형 준중앙급전자원을 말한다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원의 유효전력 최대운전점에 대한 용어 정의 신설 · 준중앙 자원 타입별 제어가능용량 용어 정의 신설 · 연속제어가 불가능한 재생e 인버터도 존재하여, ‘연속제어형’과 ‘고정제어형’으로 구분하여 운영 (발전사업자·소규모중개사업자 의견 반영)
6. “등록시험“이란 준중앙급전발전기로 등록하기 전, 급전지시에 따라 응동 가능한 제어가능용량을 검증하는 시험을 말한다. 7. ”급전지시 이행률“이란 준중앙급전발전기의 급전지시 이행 수준을 판단하는 정도를 말한다. < 신 설 >	12. “등록시험“이란 준중앙급전자원으로 등록하기 전, 급전지시에 따라 응동 가능한 제어가능용량을 검증하는 시험을 말한다. 13. ”급전지시 이행률“이란 준중앙급전자원의 급전지시 이행 수준을 판단하는 정도를 말한다. 14. “주요자원”은 재생에너지형 준중앙급전자원 중 직접 에너지를 생산할 수 있는 풍력 및 태양광발전기를 말한다. 15. “보조자원”은 주요자원과 연계하여 운영되는 전기저장장치를 말한다. 16. “재생에너지형 준중앙급전자원 설비이용률(이 장에서만 적용한다)”이라 함은 재생에너지형 준중앙급전자원 주요자원의 설비가용량에 대한 계량전력량의 백분율(%)을 말한다. 여기서, 설비가용량은 전력시장에 등록된 설비용량 중 일시적인 고장, 정비 등 사유로 발전을 할 수 없는 설비의 용량을 제외한 것을 말한다.	· 용어수정 · 태양광, 풍력을 주요자원, 연계 ESS를 보조자원으로 정의 · 재생에너지형 준중앙급전자원 설비이용률에 대한 용어 정의
제18.1.2조(적용범위) 이 장은 전력시장에 참여하는 준중앙급전발전기의 전력거래 및 계통운영에 대하여 적용한다.	제18.1.2조(적용범위) 이 장은 전력시장에 참여하는 준중앙급전자원의 전력거래 및 계통운영에 대하여 적용한다.	· 용어수정
제18.1.3조(발전사업자의 의무) ① 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 제도 참여기간 동안 안정적인 전력계통 운영을 위해 전력거래소의 급전지시를 성실히 이행해야 한다. ② 제1항의 발전사업자는 급전지시 이행 확인 및 원활한 정산을 위하여 실시간 계량자료, 발전기의 출력 등에 대한 취득 상황 등을 수시로 확인하여 각종 필수 데이터가 전력거래소로 원활히 전송되도록 해야 한다. < 신 설 > < 신 설 >	제18.1.3조(준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자의 의무) ① 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 제도 참여기간 동안 안정적인 전력계통 운영을 위해 전력거래소의 급전지시를 성실히 이행해야 한다. ② 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 급전지시 이행 확인 및 원활한 정산을 위하여 실시간 계량자료, 급전자원의 출력 등에 대한 취득 상황 등을 수시로 확인하여 각종 필수 데이터가 전력거래소로 원활히 전송되도록 해야 한다. ③ 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자는 제10장 제3절의 정보보안 기준을 따라야 하며, 이를 확인하기 위한 전력거래소의 현장점검 또는 자료제출 요구에 협조하여야 한다. ④ 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 제1항 내지 제3항에 따른 의무를 숙지하여야 하며, 미이행시 준중앙급전자원 자격을 정지할 수 있다.	· 용어수정 · 정보보안 현장점검 및 자료제출 조항 신설 (전력거래소 정보보안실 의견 반영) · 의무 미이행에 대한 패널티 조항 신설
제2절 참여 조건 제18.2.1조(등록 조건) ① 준중앙급전발전기로 전력시장에 등록하기 위해서는 아래 각 호의 조건을 모두 충족해야 한다. 1. 제1.2.4조에 따라 비중앙급전발전기로 등록된 발전기일 것 2. 설비용량이 5MW를 초과할 것 3. 제18.2.2조 및 제18.2.3조에 따른 성능 조건과 정보제공 조건을 갖출 것 ② 다음 각 호에 해당하는 경우에는 준중앙급전발전기로 등록할 수 없다. 1. 태양광, 풍력발전기 2. 자가용 전기설비 3. 구역전기발전기 4. 제15장에 따라 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하는 발전기 5. 제17장에 따라 수소발전입찰시장에 참여하는 발전기 < 신 설 >	제2절 연료형 준중앙급전발전기 참여 조건 제18.2.1조(등록 조건) ① 연료형 준중앙급전발전기로 전력시장에 등록하기 위해서는 아래 각 호의 조건을 모두 충족해야 한다. 1. 제1.2.4조에 따라 비중앙급전발전기로 등록된 발전기일 것 2. 설비용량이 5MW를 초과할 것 3. 제18.2.2조 및 제18.2.3조에 따른 성능 조건과 정보제공 조건을 갖출 것 ② 다음 각 호에 해당하는 경우에는 연료형 준중앙급전발전기로 등록할 수 없다. 1. 태양광, 풍력발전기 2. 자가용 전기설비 3. 구역전기발전기 4. 제15장에 따라 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하는 발전기 5. 제17장에 따라 수소발전입찰시장에 참여하는 발전기 6. 발전사업자가 발전기 출력 조정 등의 발전설비 운영 권한을 제3자에게 위탁한 경우 (단, 별지 제132호 급전지시 이행 준수 동의서를 통해 양자 간 합의한 경우에는 등록을 허용)	· 용어수정 · 용어수정 · 발전사업자 대신 제3자가 발전설비 운영권을 가지고 운영을 하는 경우에 대비하여 위탁운영자가 동의서를 제출하도록 규정 신설
제18.2.2조(성능 조건) ① 준중앙급전발전기는 다음 각 호의 성능 조건을 만족하여야 한다. 1. 출력제어 성능 가. 급전지시에 따라 제어가능용량 범위(최소발전용량에서 최대발전용량 사이)에서 발전기 운전이 가능할 것 나. 유연성기여도(최소발전용량을 최대발전용량으로 나눈 값)가 60% 이하일 것 다. 운전 중인 발전기의 출력이 급전지시 후 최소발전용량 및 최대발전용량 까지 도달하는데 걸리는 시간이 1시간 이내 또는 1.5시간 이내일 것 2. 계통안정화 성능 : 전압 조정, 주파수추종운전 및 자동발전제어 운전 등이 가능할 것 ② 제1항제2호에 대한 세부 기준은 별표3을 고려하여 계통위원회에서 검토·조정할 수 있다.	제18.2.2조(성능 조건) ① 연료형 준중앙급전발전기는 다음 각 호의 성능 조건을 만족하여야 한다. 1. 출력제어 성능 가. 급전지시에 따라 제어가능용량 범위(최대발전용량에서 최소발전용량 사이)에서 발전기 운전이 가능할 것 나. 유연성기여도(최소발전용량을 최대발전용량으로 나눈 값)가 60% 이하일 것 다. 운전 중인 발전기의 출력이 급전지시 후 최소발전용량 및 최대발전용량 까지 도달하는데 걸리는 시간이 1시간 이내 또는 1.5시간 이내일 것 2. 계통안정화 성능 : 전압 조정, 주파수추종운전 및 자동발전제어 운전 등이 가능할 것 ② 제1항제2호에 대한 세부 기준은 별표3을 고려하여 계통위원회에서 검토·조정할 수 있다.	· 용어수정 · 세부기준 조정이 불필요하여 조항 삭제
제18.2.3조(정보제공 조건) ① 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자(이 장에서만 적용하며, 이하 ”발전사업자“라 한다) 는 신재생자료취득장치 또는 원격소장치(RTU)를 이용하여, 다음 각 호의 정보를 원격으로 전력거래개시일로부터 10일(영업일 기준) 전까지 전력거래소에 제공해야 한다. 1. 송전단 기준 유효전력(MW) 및 무효전력(MVar) 2. 전압(kV) 3. 주파수추종운전 신호 4. 자동발전제어 운전 신호 ② 제1항의 신재생자료취득장치 또는 원격소장치에 대한 설치 및 자료취득 기준은 별표13에 따른다. ③ 제1항의 정보에 대한 취득 주기는 1분 이내로 전력거래소에 제공할 수 있어야 한다. ④ 발전사업자는 별표13에 따른 발전소에 급전전화를 전력거래개시일로부터 10일(영업일 기준) 전까지 설치해야 한다. ⑤ 준중앙급전발전기로 등록하기 전, 비중앙급전발전기에 원격소장치가 설치된 경우에는 제1항에도 불구하고 원격소장치를 이용하여 정보를 제공해야 한다. ⑥ 신재생자료취득장치를 설치한 준중앙급전발전기가 비중앙급전발전기로 전환되는 경우에는 별표 13의 8.1.2.6에도 불구하고, 자료취득 방식은 별표 12의 8.1.2.7을 적용하여 정보를 제공할 수 있다.	제18.2.3조(정보제공 조건) ① 연료형 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자(이 장에서만 적용하며, 이하 ”연료형 발전사업자“라 한다) 는 신재생자료취득장치 또는 원격소장치(RTU)를 이용하여, 다음 각 호의 정보를 원격으로 전력거래개시일로부터 10일(영업일 기준) 전까지 전력거래소에 제공해야 한다. 1. 송전단 기준 유효전력(MW) 및 무효전력(MVar) 2. 전압(kV) 3. 주파수추종운전 신호 4. 자동발전제어 운전 신호 ② 제1항의 신재생자료취득장치 또는 원격소장치에 대한 설치 및 자료취득 기준은 별표13에 따른다. ③ 제1항의 정보에 대한 취득 주기는 1분 이내로 전력거래소에 제공할 수 있어야 한다. ④ 연료형 발전사업자는 별표13에 따른 발전소에 급전지시용 일반전화를 전력거래개시일로부터 10일(영업일 기준) 전까지 설치해야 한다. ⑤ 연료형 준중앙급전발전기로 등록하기 전, 비중앙급전발전기에 원격소장치가 설치된 경우에는 제1항에도 불구하고 원격소장치를 이용하여 정보를 제공해야 한다. ⑥ 신재생자료취득장치를 설치한 연료형 준중앙급전발전기가 비중앙급전발전기로 전환되는 경우에는 별표 13의 8.1.2.6에도 불구하고, 자료취득 방식은 별표 13의 8.1.2.7을 적용하여 정보를 제공할 수 있다.	· 용어수정 · 용어수정 · 준중앙급전발전기는 급전전화 대신 급전지시용 일반전화를 설치하도록 변경 (발전사업자·소규모중개사업자 의견 반영) · 오타수정
제3절 준중앙급전발전기 운영 제18.3.1조(발전기 등록) ① 제18.2.1조 및 제18.2.2조의 조건을 만족하는 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자가 준중앙급전발전기로 등록하고자 하는 경우에는 상시형과 휴일형으로 구분하여, 제18.3.2조제1항의 전력거래개시일 2개월 전까지 별지 제127호의 등록신청서 및 별지 제127-1호의 특성자료 제출서를 작성하여 전력거래소에 제출해야 한다. 1. 상시형 : 제18.3.2조에 따른 운영기간 상시로 급전지시가 가능한 발전기 2. 휴일형 : 제18.3.2조에 따른 운영기간 중 관공서의 공휴일에 관한 규정에서 규정한 공휴일, 토요일에 한해 급전지시가 가능한 발전기 ② 전력거래소는 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자로부터 제1항의 등록신청서 및 특성자료를 제출받은 후, 전력거래개시일로부터 5일(영업일 기준) 전까지 별지 제127-2호의 발전가격을 제출한 경우, 준중앙급전발전기로 등록을 완료할 수 있다. 단, 다음 각 호에 해당하는 경우에는 준중앙급전발전기로 등록할 수 없다.	제3절 연료형 준중앙급전발전기 운영 제18.3.1조(발전기 등록) ① 제18.2.1조 및 제18.2.2조의 조건을 만족하는 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자가 연료형 준중앙급전발전기로 등록하고자 하는 경우에는 전력거래개시일(제18.3.2조 제1항의 운영기간 시작일) 1개월 전까지 별지 제127호의 등록신청서 및 별지 제127-1호의 특성자료 제출서를 작성하여 전력거래소에 제출해야 한다. 1. 상시형 : 제18.3.2조에 따른 운영기간 상시로 급전지시가 가능한 발전기 2. 휴일형 : 제18.3.2조에 따른 운영기간 중 관공서의 공휴일에 관한 규정에서 규정한 공휴일, 토요일에 한해 급전지시가 가능한 발전기 ② 전력거래소는 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자로부터 제1항의 등록신청서 및 특성자료를 제출받은 후, 전력거래개시일로부터 5일(영업일 기준) 전까지 별지 제127-2호의 발전가격을 제출한 경우, 연료형 준중앙급전발전기로 등록을 완료할 수 있다. 단, 다음 각 호에 해당하는 경우에는 연료형 준중앙급전발전기로 등록할 수 없다.	· 용어수정 · 등록신청기한을 전력거래일 2개월 전에서 1개월 전으로 완화 · 휴일형 타입을 폐지하고 상시형으로 일괄 적용 · 용어수정
제18.3.2조(운영기간) ① 제18.3.1조에 따라 등록된 발전기는 다음 각 호에서 정한 운영기간의 10시부터 17시까지 준중앙급발전발전기로 전력거래를 할 수 있다. 1. 봄철 운영기간(전력거래개시일 ~ 전력거래종료일) : 3월1일 ~ 5월31일(같은 연도 설 연휴 포함) 2. 가을철 운영기간(전력거래개시일 ~ 전력거래종료일) : 9월1일 ~ 11월30일 ② 제18.3.1조에 따른 발전기 등록 및 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간에 대한 세부 일정은 경부하기 수급대책, 계통운영방안, 중앙전력관제센터의 요청 등에 따라 조정할 수 있다. ③ 제2항에 따라 조정된 일정은 제1항에서 정한 운영기간 이전에 전력거래시스템(e-power market)을 통해 공지한다.	제18.3.2조(운영기간) ① 제18.3.1조에 따라 등록된 발전기는 다음 각 호에서 정한 운영기간의 10시부터 17시까지 연료형 준중앙급전발전기로 전력거래를 할 수 있다. 1. 봄철 운영기간(전력거래개시일 ~ 전력거래종료일) : 3월1일 ~ 5월31일(같은 연도 설 연휴 포함) 2. 가을철 운영기간(전력거래개시일 ~ 전력거래종료일) : 9월1일 ~ 11월30일 ② 제18.3.1조에 따른 발전기 등록 및 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간에 대한 세부 일정은 경부하기 수급대책, 계통운영방안, 중앙전력관제센터의 요청 등에 따라 조정할 수 있다. ③ 제2항에 따라 조정된 일정은 제1항에서 정한 운영기간 종료일의 5일 전(영업일 기준)까지 전력거래시스템(e-power market)을 통해 공지한다.	· 용어수정 · 불필요한 문구 삭제 · 운영기간 조정 기준 완화
제18.3.4조(자체발전계획량의 제출) ① 발전사업자는 별표 제31-8호에 따른 자체발전계획량 제출서를 전력거래일 전일 14시까지 전력거래소에 제출해야 한다. (중략) ④ 전력거래소는 준중앙급전발전기의 자체발전계획량을 제출받은 때에는 접수된 시간을 기록하여 관리하여야 한다. (중략) ⑥ 준중앙급전발전기에 적용하는 발전가격의 경우 매월 동일한 값을 적용해야 한다. ⑦ 발전사업자는 전력거래소 요청시 발전가격에 대한 근거자료를 제출해야 한다. (중략) ⑨ 발전기가 고장 또는 정비 등에도 불구하고 발전사업자는 제1항의 자체발전계획량 제출서를 전력거래소에 제출해야 한다. < 신 설 >	제18.3.4조(자체발전계획량의 제출) ① 연료형 발전사업자는 별표 제31-8호에 따른 자체발전계획량 제출서를 전력거래일 전일 14시까지 전력거래소에 제출해야 한다. (중략) ④ 전력거래소는 연료형 준중앙급전발전기의 자체발전계획량을 제출받은 때에는 접수된 시간을 기록하여 관리하여야 한다. (중략) ⑥ 연료형 준중앙급전발전기에 적용하는 발전가격의 경우 매월 동일한 값을 적용해야 한다. ⑦ 연료형 발전사업자는 전력거래소 요청시 발전가격에 대한 근거자료를 제출해야 한다. (중략) ⑨ 발전기가 고장 또는 정비 등에도 불구하고 연료형 발전사업자는 제1항의 자체발전계획량 제출서를 전력거래소에 제출해야 한다. ⑩ 연료형 발전사업자는 마감시간 이후에 불시고장 발생 또는 복구 등으로 발전기의 자체발전계획의 변경이 필요한 경우, 해당 거래시간의 2시간 이전까지 변경된 자체발전계획과 변경 사유를 전력거래소에 제출하고 중앙전력관제센터에 통보하여야 한다. 다만, 예측할 수 없는 발전기의 고장 등 부득이한 사유가 있는 경우에는 사유가 발생한 때로부터 2시간 이내에 변경된 자체발전계획과 변경 사유를 전력거래소에 제출하고 중앙전력관제센터에 통보하여야 한다.	· 용어수정 · 용어수정 · 용어수정 · 용어수정 · 용어수정 · 마감시간 이후 자체발전계획 변경 제출 조항 신설
제18.3.5조(자료의 내용) 발전사업자는 별지 제31-8호의 서식에 의거하여 자체발전계획량을 제출하는 경우 다음 각 호의 내용을 포함해야 한다.	제18.3.5조(자료의 내용) 연료형 발전사업자는 별지 제31-8호의 서식에 의거하여 자체발전계획량을 제출하는 경우 다음 각 호의 내용을 포함해야 한다.	· 용어수정
제18.3.7조(자격의 상실 조건) ① 다음 각 호에 해당하는 경우에는 준중앙급전발전기의 자격은 상실할 수 있다. 1. 제18.5.4조에 따른 사유 및 시기의 통지없이 1일을 기준으로 3회 연속 급전지시 이행률이 50% 미만인 경우 2. 제18.3.5조의 자료가 거짓으로 제출된 것이 판명 난 경우 3. 제18.3.2조제1항의 각 운영기간의 급전지시 평균 이행률이 70% 미만인 경우 < 신 설 > ② 제1항에 해당하는 경우에는 제18.6.1.1조제3호의 정산금을 지급하지 않으며, 차기 운영기간에 한하여 준중앙급전발전기로 등록을 할 수 없다. ➂ 제18.3.2조의 운영기간 중 발전기(동일한 접속점에 2개 이상의 발전기가 단일 계량값으로 합산하여 취득되는 경우도 포함)의 정비계획이 있는 경우, 사전에 사유제출 등을 통해 전력거래소와 협의를 완료한 경우, 계획된 정비기간에는 일시적으로 준중앙급전발전기 자격을 상실할 수 있다.	제18.3.7조(자격의 상실 조건) ① 다음 각 호에 해당하는 경우에는 연료형 준중앙급전발전기의 자격은 상실할 수 있다. 1. 제18.5.4조에 따른 사유 및 시기의 통지없이 1일을 기준으로 급전지시 이행률이 50% 미만인 횟수가 3회를 초과하는 경우 2. 제18.3.5조 자료가 거짓으로 제출된 것이 판명 난 경우 3. 제18.3.2조제1항의 각 운영기간의 급전지시 평균 이행률이 70% 미만인 경우 4. 제18.1.3조의 의무를 불성실하게 이행하여 5회 이상의 시정요구를 받았음에도 불구하고 개선되지 않는 경우 5. 제18.5.4조 급전지시 미이행에 대한 제출자료가 거짓으로 판명나거나, 운영기간 내 급전지시 미이행 제출 일수가 5일을 초과하는 경우 6. 연료형 발전사업자가 준중앙급전발전기의 등록을 해제하고자 하는 경우 ② 제1항에 해당하는 경우에는 제18.6.1.1조제3호의 정산금을 지급하지 않으며, 제1항 제1호 내지 제5호에 해당하는 경우에는 차기 운영기간에 한하여 연료형 준중앙급전발전기로 등록을 할 수 없다. ➂ 제18.3.2조의 운영기간 중 발전기(동일한 접속점에 2개 이상의 발전기가 단일 계량값으로 합산하여 취득되는 경우도 포함)의 정비계획이 있는 경우, 사전에 사유제출 등을 통해 전력거래소와 협의를 완료하면, 계획된 정비기간에는 일시적으로 연료형 준중앙급전발전기 자격을 상실할 수 있다.	· 용어수정 · 급전지시 이행률 기준 강화(3회 연속 → 3회) · 제주 재생e 입찰제도 시범사업 기준과 동일하게 적용 · 급전지시 미이행 제출을 5일 이내로 제한하여 의도적인 급전지시 회피 방지 · 사업자가 희망할 경우 등록을 해제할 수 있는 조항 추가 · 용어 및 문구 수정
제18.3.8조(정산데이터 기준) 제18.6.1.1조제3호의 정산에 사용되는 데이터는 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간에 발생한 발전기 계량값, 전력시장 전체의 총 전력거래량, 직접구매자의 총 유효구매전력량, 판매사업자의 총 구매전력량 및 구역전기사업자의 총 유효구매전력량은 제18.3.2조제1항에 따른 각 운영기간 거래종료일로부터 2개월 이내에 취득된 데이터를 기준으로 최종 확정하여 사용한다.	제18.3.8조(정산데이터 기준) 제18.6.1.1조제3호의 정산에 사용되는 데이터는 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간에 발생한 발전기 계량값, 전력시장 전체의 총 전력거래량, 직접구매자의 총 유효구매전력량, 판매사업자의 총 구매전력량 및 구역전기사업자의 총 유효구매전력량이 있으며, 제18.3.2조제1항에 따른 각 운영기간 거래종료일로부터 2개월 이내에 취득된 데이터를 기준으로 최종 확정하여 사용한다.	· 오타 수정
제4절 등록시험 제18.4.1조(등록시험) 전력거래소는 제18.3.1조에 따라 등록신청서를 제출한 발전기에 대해 제18.3.2조에 따른 운영기간에 따른 전력거래개시일 20일(영업일 기준) 전까지 등록시험을 완료해야 한다.	제4절 연료형 준중앙급전발전기 등록시험 제18.4.1조(연료형 준중앙급전발전기에 대한 등록시험) 전력거래소는 제18.3.1조에 따라 등록신청서를 제출한 발전기에 대해 제18.3.2조에 따른 운영기간에 따른 전력거래개시일 14일 전까지 등록시험을 완료해야 한다.	· 용어수정 및 불필요한 문구 삭제 · 등록신청 절차 단축
제18.4.4조(등록시험 결과 통보) 전력거래소는 제18.4.3조의 등록시험 절차가 완료된 후 5일(영업일 기준) 이내에 발전사업자에게 등록시험 합격 여부를 통보해야 한다.	제18.4.4조(등록시험 결과 통보) 전력거래소는 제18.4.3조의 등록시험 절차가 완료된 후 2일(영업일 기준) 이내에 발전사업자에게 등록시험 합격 여부를 통보해야 하며, 등록시험에서 탈락한 경우에는 최대 2회 한도 내에서 재시험을 시행할 수 있다.	· 등록신청 절차 단축 · 등록시험 재시험 횟수 제한 설정
제18.4.5조(등록시험 결과에 대한 이의신청) ① 발전사업자는 제18.4.4조의 등록시험 결과를 통지받은 후, 통지일로부터 3일(영업일 기준) 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. ② 전력거래소는 제1항의 이의신청 통지일로부터 3일(영업일 기준) 이내에 이의신청 처리결과를 통지해야 한다.	제18.4.5조(등록시험 결과에 대한 이의신청) ① 발전사업자는 제18.4.4조의 등록시험 결과를 통지받은 후, 통지일로부터 2일(영업일 기준) 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. ② 전력거래소는 제1항의 이의신청 통지일로부터 2일(영업일 기준) 이내에 이의신청 처리결과를 통지해야 한다.	· 등록신청 절차 단축 · 등록신청 절차 단축
제5절 급전지시 제18.5.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자에게 다음 각 호의 사항에 관하여 급전지시를 할 수 있다. 1. 발전출력지시(송전단 기준 유효전력(MW) (중략) ③ 전력거래소는 제1항에 대해 다음 각 호에 해당하는 경우 발전사업자에게 급전지시를 할 수 있다. 1. 운영예비력이 6,500MW 미만이거나 예상되는 경우 2. 하향예비력이 3,000MW 미만이거나 예상되는 경우 3. 기타 안정적인 실시간 계통운영을 위해 관제사가 필요하다고 판단하는 경우 ④ 전력거래소는 제1항제1호에 대한 급전지시량에 대하여 지시 시간을 통보 및 입력해야 하며, 발전사업자는 제어가능용량 범위 내에서 1시간 이내 또는 1.5시간 이내에 급전지시량에 도달하도록 해야 한다. ⑤ 전력거래소는 제4항의 급전지시량, 자체발전계획량, 계량값을 통해 상향 및 하향 운전에 대한 시간대별 이행률을 측정해야 한다. ⑥ 준중앙급전발전기의 제어순위는 제18.3.5조에 따라 발전사업자가 제출한 발전가격을 고려하는 것을 원칙으로 한다. 단, 다음 각 호의 경우 관제사의 판단에 따라 제어순서를 달리할 수 있다.	제5절 연료형 준중앙급전발전기 급전지시 제18.5.1조(연료형 준중앙급전발전기에 대한 급전지시) ① 전력거래소는 연료형 발전사업자에게 다음 각 호의 사항에 관하여 급전지시를 할 수 있다. 1. 발전출력지시(송전단 기준 유효전력(MW)) (중략) ③ 전력거래소는 제1항에 대해 다음 각 호에 해당하는 경우 연료형 발전사업자에게 급전지시를 할 수 있다. 1. 운영예비력이 6,500MW 미만이거나 예상되는 경우 2. 하향예비력이 3,000MW 미만이거나 예상되는 경우 3. 기타 안정적인 실시간 계통운영을 위해 관제사가 필요하다고 판단하는 경우 ④ 전력거래소는 제1항제1호에 대한 급전지시량에 대하여 지시 시간을 통보 및 입력해야 하며, 연료형 발전사업자는 제어가능용량 범위 내에서 1시간 이내 또는 1.5시간 이내에 급전지시량에 도달하도록 해야 한다. ⑤ 전력거래소는 제4항의 급전지시량, 자체발전계획량, 계량값을 통해 상향 및 하향 운전에 대한 시간대별 이행률을 측정해야 한다. ⑥ 준중앙급전발전기의 제어순위는 제18.3.5조에 따라 연료형 발전사업자가 제출한 발전가격을 고려하는 것을 원칙으로 한다. 단, 다음 각 호의 경우 관제사의 판단에 따라 제어순서를 달리할 수 있다.	· 용어수정 · 용어수정 · 이행률 측정 시 자체발전계획량이 불필요하여 문구 삭제 · 용어수정
제18.5.2조(급전지시의 방법 등) ① 준중앙급전발전기에대한 급전지시는 급전전화, 계통운영시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용해야 하며, 급전전화는 어떠한 경우에도 최우선적으로 통화가 가능하도록 해야 한다. ② 제1항에 의한 급전지시를 받은 발전사업자는 급전지시 이행 완료 후 2시간 이내에 급전지시 완료 시간을 전력거래소에 통보해야 한다.	제18.5.2조(급전지시의 방법 등) ① 연료형 준중앙급전발전기에 대한 급전지시는 급전전화, 계통운영시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용해야 하며, 급전전화는 어떠한 경우에도 최우선적으로 통화가 가능하도록 해야 한다. ② 제1항에 의한 급전지시를 받은 연료형 발전사업자는 급전지시 이행 완료 후 2시간 이내에 급전지시 완료 시간을 전력거래소에 통보해야 한다.	· 용어수정 · 용어수정
제18.5.3조(급전지시의 이행) 제18.5.1조의 급전지시를 받은 발전사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다.	제18.5.3조(급전지시의 이행) 제18.5.1조의 급전지시를 받은 연료형 발전사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다.	· 용어수정
제18.5.4조(급전지시의 미이행 사유 제출) 제18.5.1조의 급전지시를 받은 발전사업자는 설비나 인명의 안전에 위해가 예상되어 급전지시를 이행할 수 없는 경우에는 지체없이 그 사유 및 미이행 예상 시기를 전력거래소에 통지해야 한다.	제18.5.4조(급전지시의 미이행 사유 제출) 제18.5.1조의 급전지시를 받은 연료형 발전사업자는 설비나 인명의 안전에 위해가 예상되어 급전지시를 이행할 수 없는 경우에는 지체없이 그 사유 및 미이행 예상 시기를 전력거래소에 통지해야 한다.	· 용어수정
제6절 정산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제18.6.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 발전사업자에 대한 다음 각 호의 정산금을 별표2 및 별표8에 따라 지급한다. 1. 전력량에 대한 정산 2. 보조서비스에 대한 정산 3. 기본정산금에 대한 정산	제6절 연료형 준중앙급전발전기 정산 제1관 연료형 발전사업자에 대한 정산 제18.6.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 연료형 발전사업자에 대한 다음 각 호의 정산금을 별표2 및 별표8에 따라 지급한다. 1. 전력량에 대한 정산 2. 보조서비스에 대한 정산 3. 기본정산금에 대한 정산	· 용어수정
제2관 판매사업자에 대한 정산 제18.6.2.3조(기본정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 기본정산금에 대한 정산은 제4.2.2.3조를 따른다.	제2관 판매사업자에 대한 정산 제18.6.2.3조(기본정산금에 대한 정산) 판매사업자가 부담할 기본정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 판매사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.	· 판매사업자가 부담할 기본정산금 산정 방안 수정 (기본정산금은 부가정산금이 아니므로 4.2.2.3조를 따를 수 없어 별도 기준 제시)
제3관 직접구매자에 대한 정산 제18.6.3.3조(기본정산금에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 기본정산금에 대한 정산은 제4.2.3.3조를 따른다.	제3관 직접구매자에 대한 정산 제18.6.3.3조(기본정산금에 대한 정산) 직접구매자가 부담할 기본정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 직접구매자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.	· 직접구매자가 부담할 기본정산금 산정 방안 수정 (기본정산금은 부가정산금이 아니므로 4.2.3.3조를 따를 수 없어 별도 기준 제시)
제4관 구역전기사업자에 대한 정산 제18.6.4.3조(기본정산금에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 기본정산금에 대한 정산은 제4.2.4.3조를 따른다.	제4관 구역전기사업자에 대한 정산 제18.6.4.3조(기본정산금에 대한 정산) 구역전기사업자가 부담할 기본정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 구역전기사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.	· 구역전기사업자가 부담할 기본정산금 산정 방안 수정 (기본정산금은 부가정산금이 아니므로 4.2.4.3조를 따를 수 없어 별도 기준 제시)

나. 제18장 준중앙급전자원 운영 제도 – 재생에너지형 준중앙급전자원 규칙 (신설)

신 설 (안)	비 고
제7절 재생에너지형 준중앙급전자원 참여 조건 제18.7.1조 (재생에너지형 준중앙급전발전기의 등록조건) 재생에너지형 준중앙급전발전기로 전력시장에 등록하고자 하는 자원은 아래 각 호의 기준을 모두 충족하여야 한다. 1. 주요자원이 풍력발전기 또는 태양광발전기이고 설비용량이 20MW를 초과할 것 2. 제18.7.3조의 성능 조건, 제18.7.4조의 정보제공 조건을 갖출 것 3. 제14장 재생에너지 발전량 예측제도에 등록된 자원일 것 4. 주요자원이 계통관리변전소(동해안, 제주지역 제외)에 연계되어 있을 것 5. 제15장 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하지 않은 자원일 것 6. 송·배전용전기설비 이용규정 제29조 5항에 따라 선접속 후제어 조건부로 접속하지 않은 자원일 것	· 재생에너지형 준중앙발전기 등록조건 신설 · 예측제도 참여 의무화 · 계통포화 상태에 도달한 계통관리변전소 자원을 대상으로 모집 (제주는 재생e 입찰제 시행, 동해안은 중앙급전발전기만으로 계통문제 해소가 가능하여 모집대상에서 제외)
제18.7.2조(재생에너지형 준중앙집합전력자원의 등록조건) 재생에너지형 준중앙집합전력자원으로 전력시장에 등록하고자 하는 자원은 아래 각 호의 기준을 모두 충족하여야 한다. 1. 주요자원이 풍력발전기 또는 태양광발전기이고 설비용량이 20MW 이하일 것 2. 주요자원들의 설비용량 합계가 1MW 초과 500MW 미만일 것 3. 제18.7.3조 1항의 출력제어 성능 조건, 제18.7.5조의 정보제공 조건을 갖출 것 4. 주요자원이 제18.7.3조 제2항의 성능 조건을 갖출 것 5. 주요자원이 제14장 재생에너지 발전량 예측제도에 동일한 소규모전력중개사업자에 의해 등록된 자원일 것 6. 주요자원이 동일한 계통관리변전소(동해안, 제주지역 제외)에 연계되어 있을 것 7. 제15장 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하지 않은 자원일 것 8. 주요자원이 송·배전용전기설비 이용규정 제29조 5항에 따라 선접속 후제어 조건부로 접속하지 않은 자원일 것	· 재생에너지형 준중앙집합전력자원 등록조건 신설 · 제18.7.1조와 동일 · 선접속 후제어 자원 참여 제한
제18.7.3조(재생에너지형 준중앙급전자원의 성능 조건) ① 재생에너지형 준중앙급전자원은 아래 각호의 출력제어 성능 조건을 만족하여야 한다. 1. 연속제어형 준중앙급전자원 : 급전지시에 따라 공급가능유효전력과 최소발전용량 사이에서 유효전력 조정이 가능할 것 2. 고정제어형 준중앙급전자원 : 급전지시에 따라 공급가능유효전력 또는 최소발전용량으로 유효전력 조정이 가능할 것 3. 급전지시 이후 발전기의 출력이 급전지시 값까지 도달하는데 걸리는 시간이 1분 이내일 것 ② 재생에너지형 준중앙급전자원의 주요자원은 다음 각 목의 계통 연계 기준을 갖추어야 한다. 1. 신재생발전기 송전계통 연계 기술기준 6.1 가. 저전압 연계유지 기준 및 8.5 주파수 운전 기준 2. 분산형전원 배전계통 연계 기술기준 제25조 계통운전유지기능 LVRT 및 LFRT 기능	· 재생에너지형 준중앙급전자원 성능 조건 신설 · 제어가능용량 범위내에서 출력조정이 가능한 “연속제어형”과 On/Off만 가능한 “고정제어형”으로 구분(발전사업자·소규모중개사업자 의견 반영) · 한전 송·배전 계통 연계 기술기준 확보 의무화
제18.7.4조(재생에너지형 준중앙급전발전기의 정보제공 조건) ① 재생에너지형 준중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU) 또는 신재생자료취득장치를 이용하여 실시간정보를 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. ② 제1항의 규정에 의하여 발전사업자가 전력거래소에 제공하여야할 실시간정보는 다음 각 호와 같다. 1. 주요자원의 송전단 기준 유효전력(MW), 공급가능유효전력(MW) 2. 보조자원의 송전단 기준 유효전력(MW), 충전상태(%), 최대‧최소충전용량(MW) 및 최대‧최소방전용량(MW) 3. 기타 전력거래소가 요청하는 실시간 정보	· 재생에너지형 준중앙급전발전기 정보제공 조건 신설
제18.7.5조(재생에너지형 준중앙집합전력자원의 정보제공 조건) ① 재생에너지형 준중앙집합전력자원을 보유한 소규모전력중개사업자는 신재생자료취득장치를 이용하여 공용망을 통해 1분 주기의 실시간 정보를 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. 다만, 소규모전력중개사업자가 희망하는 경우 제18.7.4조 제1항의 원격소장치(RTU)에 해당하는 기준을 적용하여 정보를 제공할 수 있다. ② 제1항의 규정에 따라 소규모전력중개사업자가 전력거래소에 제공하는 실시간정보는 다음 각 호와 같다. 1. 주요자원들의 송전단 기준 유효전력 합계(MW), 공급가능유효전력 합계(MW) 2. 보조자원들의 송전단 기준 유효전력 합계(MW), 충전상태 합계(%), 최대‧최소충전용량 합계(MW), 최대‧최소방전용량 합계(MW) 3. 기타 전력거래소가 요청하는 실시간 정보	· 재생에너지형 준중앙집합전력자원 정보제공 조건 신설 · 충전상태 합계(%) = (∑ 보조자원 용량 × 충전상태) ÷ (∑ 보조자원 용량)
제8절 재생에너지형 준중앙급전자원 운영 제18.8.1조(재생에너지형 준중앙급전자원의 등록) ① 발전사업자 또는 소규모전력중개사업자가 보유한 자원을 재생에너지형 준중앙급전자원으로 신청하고자 하는 경우, 전력거래개시일(제18.8.2조 제1항의 운영기간 시작일) 1개월 전까지 별지 제127-3호의 등록신청서를 작성하여 전력거래소에 제출해야 한다. ② 전력거래소는 제1항의 등록신청서류를 제출받은 경우 다음 각 호에 해당하는 사항 외에는 전력거래개시일로부터 영업일 기준 10일 전까지 재생에너지형 준중앙급전자원의 등록을 완료하여야 한다. 1. 첨부서류 누락 2. 첨부서류와의 내용 불일치 3. 제18.9.1조에 의한 등록시험에 불합격한 경우 4. 별표13에 따라 설치한 실시간 자료취득 및 제어설비가 전력거래소와 연계되어 있지 않은 경우 5. 기타 특별한 결격 사유 ③ 제2항에 따라 재생에너지형 준중앙급전자원으로 등록된 경우 등록 이후 동항의 각호에 해당하는 사항을 발견하였을 때 재생에너지형 준중앙급전자원의 등록을 취소할 수 있다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 등록절차 신설
제18.8.2조(재생에너지형 준중앙급전자원의 운영기간) ① 제18.8.1조에 따라 등록된 발전자원은 다음 각 호에서 정한 운영기간의 10시부터 17시까지 재생에너지형 준중앙급전자원으로 전력거래를 할 수 있다. 1. 봄철 운영기간: 3월1일 ~ 5월31일(같은 연도 설 연휴 포함) 2. 가을철 운영기간 : 9월1일 ~ 11월30일 ② 제18.8.1조에 따른 준중앙급전자원 등록 및 제18.8.2조 제1항에 따른 운영 기간에 대한 세부 일정은 경부하기 수급대책, 계통운영방안, 중앙전력관제센터의 요청 등에 따라 조정할 수 있다. ③ 전력계통 안정도, 설비 과부하 등의 문제로 운영기간의 조정이 필요한 경우에는 특정 변전소에 연계된 준중앙급전자원에 한하여 운영기간을 조정하여 운영할 수 있다. ④ 제2항 내지 제3항에 따라 조정된 일정 및 조정 대상 변전소 정보는 제1항에서 정한 운영기간 종료일의 5일 전(영업일 기준)까지 전력거래시스템(e-power market)을 통해 공지한다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 운영기간 신설 · 국지적 송전제약 사유로 운영기간을 연장할 필요가 있는 경우 필요 자원에 한하여 연장 가능하도록 규정
제18.8.3조(재생에너지형 준중앙급전자원 설비용량의 관리) ① 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 준중앙급전자원의 폐업, 준중앙급전자원에 대한 전체 또는 부분적인 철거, 기타 복구 불가능한 고장, 중개계약의 해지 및 질권·채권양도 및 압류·가압류 발생, 재생에너지 발전량 예측제도 등록 제외 등으로 인하여 설비용량의 영구적인 감소가 발생한 경우 즉시 전력거래소에 신고하여야 한다. ② 전력거래소는 해당 자원의 설비용량 변경분을 반영하고, 해당 사업자에게 문자메시지 및 이메일 등의 수단으로 설비용량 변경 사실을 통지한다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 설비용량 관리 조항 신설
제18.8.4조(자체발전계획량의 제출) ① 전력거래소는 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 제14.4.1조에 따라 2차 제출 마감시간(전일 17시) 및 2차 변경 제출시간(전일 20시)까지 제출한 예측발전량 중 가장 최근에 제출한 값을 재생에너지형 준중앙급전자원의 자체발전계획량으로 간주한다. ② 제14.4.1조의 예측발전량 2차 변경 제출시간(전일 20시) 이후 준중앙급전자원의 고장, 정비 발생 또는 복구 등 운영상의 특이사항이 발생한 경우, 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 사유가 발생한 때로부터 2시간 이내에 중앙전력관제센터에 통보하여야 한다.	· 재생에너지 예측제도에서 제출한 예측발전량을 재생에너지형 준중앙급전자원 자체발전계획량으로 간주
제18.8.5조(자격의 상실 조건) ① 다음 각 호에 해당하는 경우에는 재생에너지형 준중앙급전자원의 자격을 상실할 수 있다. 1. 제18.10.4조에 따른 사유 및 시기의 통지없이 1일을 기준으로 급전지시 이행률이 50% 미만인 횟수가 3회를 초과하는 경우 2. 제18.10.4조 급전지시 미이행에 대한 제출자료가 거짓으로 판명나거나, 운영기간 내 급전지시 미이행 제출 일수가 5일을 초과하는 경우 3. 제18.8.2조 제1항의 각 운영기간의 급전지시 평균 이행률이 70% 미만인 경우 4. 제18.1.3조의 의무를 불성실하게 이행하여 5회 이상의 시정요구를 받았음에도 불구하고 개선되지 않는 경우 5. 준중앙급전자원의 주요자원이 제14장 재생에너지 발전량 예측제도에 등록된 상태가 아닌 경우 6. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 준중앙급전자원의 등록을 해제하고자 하는 경우 ② 제1항에 해당하는 경우에는 제18.11.1.1조 제2호의 정산금을 지급하지 않으며, 제1항 제1호 내지 제5호에 해당하는 경우에는 차기 운영기간에 한하여 재생에너지형 준중앙급전자원으로 등록 할 수 없다. ➂ 제18.8.3조제2항의 규정에 따른 설비용량 변경으로 재생에너지형 준중앙급전자원으로 등록된 자원이 제18.7.1조 및 제18.7.2조의 설비용량 기준을 만족하지 못하더라도 재생에너지형 준중앙급전자원의 자격을 정지하지 아니한다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 자격 상실 조건 신설 · 운영기간내 급전지시 미이행 제출일수를 5일로 제한하여 의도적인 급전지시 회피 방지 · 예측제도에 등록된 상태가 아닌 경우 준중앙급전자원 자격도 상실 · 재생e 예측제도 기준준용
제18.8.6조(정산데이터 기준) 제18.11.1.1조 제2호의 정산에 사용되는 데이터는 제18.8.2조 제1항에 따른 운영기간에 발생한 준중앙급전자원의 계량값, 준중앙급전자원에 지시한 급전지시값, 전력시장 전체의 총 전력거래량, 직접구매자의 총 유효구매전력량, 판매사업자의 총 구매전력량 및 구역전기사업자의 총 유효구매전력량이 있으며, 제18.8.2조 제1항에 따른 각 운영기간 거래종료일로부터 2개월 이내에 취득된 데이터를 기준으로 최종 확정하여 사용한다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 정산데이터 기준 신설
제9절 재생에너지형 준중앙급전자원 등록시험 제18.9.1조(재생에너지형 준중앙급전자원 대한 등록시험) ① 전력거래소는 제18.8.1조에 따라 등록신청서를 제출한 급전자원에 대해 전력거래개시일 14일 전까지 등록시험을 완료해야 한다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 등록시험 절차 신설
제18.9.2조(검증항목) ① 전력거래소는 제18.7.3조 제1항에 따른 재생에너지형 준중앙급전자원의 출력제어 성능을 등록시험을 통해 검증하여야 한다. ② 제1항에 따른 등록시험에는 다음 각 호에 대한 사항이 포함된다. 1. 연속제어형 준중앙급전자원 : 설비이용률이 15% 이상인 상태에서 관제사가 3개의 유효출력 지점을 임의로 정하여 급전지시(출력조정 및 10분 유지)를 한 이후 1분(급전지시량 도달 이행시간)이 지난 시점부터 10분 동안의 급전지시 평균이행률이 94% 이상으로 유지 2. 고정제어형 준중앙급전자원 : 설비이용률이 15% 이상인 상태에서 0MW로 급전지시(출력조정 및 10분 유지)를 한 이후 1분(급전지시량 도달 이행시간)이 지난 시점부터 10분 동안의 급전지시 평균이행률이 94% 이상으로 유지 ③ 제18.8.2조의 각 운영기간 급전지시 평균 이행률이 90% 이상이고 재생에너지형 준중앙급전자원의 변동이 없는 경우에는 차기 등록시험을 면제할 수 있다.	· 제주 재생e 입찰제 시범사업 등록시험 방식 및 합격 기준을 준용 · 연속제어형과 고정제어형으로 구분
제18.9.3조(등록시험 결과 통보) 전력거래소는 등록시험이 완료된 후 2일(영업일 기준) 이내에 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 등록시험 합격 여부를 통보해야 하며, 등록시험에서 탈락한 경우에는 최대 2회 한도 내에서 재시험을 시행할 수 있다.	· 재시험 시행 한도 추가
제18.9.4조(등록시험 결과에 대한 이의신청) ① 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 제18.9.3조의 등록시험 결과를 통지받은 후, 통지일로부터 2일(영업일 기준) 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. ② 전력거래소는 제1항의 이의신청 통지일로부터 2일(영업일 기준) 이내에 이의신청 처리결과를 통지해야 한다.
제10절 재생에너지형 준중앙급전자원 급전지시 제18.10.1조(재생에너지형 준중앙급전자원에 대한 급전지시) ① 전력거래소는 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 다음 각 호의 사항에 관하여 급전지시를 할 수 있다. 1. 연속제어형 준중앙급전자원의 유효전력 조정 : 공급가능유효전력과 최소발전용량 사이에서 조정 2. 고정제어형 준중앙급전자원의 유효전력 조정 : 공급가능유효전력 또는 최소발전용량으로 조정 3. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항 ② 제1항 제3호에 대한 세부사항은 별표 11 및 별표 12에 따른다. ③ 전력거래소는 제1항에 대해 다음 각 호에 해당하는 경우 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 급전지시를 할 수 있다. 1. 전력계통 안정도 문제, 설비 과부하 등의 사유로 계통 신뢰도 유지가 어렵거나 예상되는 경우 2. 하향주파수예비력이 1,200MW 미만이거나 예상되는 경우 3. 기타 안정적인 실시간 계통운영을 위해 관제사가 필요하다고 판단하는 경우 ④ 전력거래소는 급전지시량과 계량값을 통해 시간대별 이행률을 측정해야 한다. ⑤ 제1항에도 불구하고 제1.1.2조 제50호에 따른 비상상황 발생시 전력거래소는 발전출력지시 범위를 초과한 운전 및 발전자원 계통분리 또는 연결 등에 대하여 급전지시를 할 수 있다.	· 재생에너지형 준중앙급전자원 급전지시 조항 신설 · 연속제어형과 고정제어형으로 구분 · 실시간 운영단계에서 안정도 및 과부하 문제가 발생하거나 전력공급 과잉 발생 시 급전지시 수행
제18.10.2조(급전지시의 방법) 재생에너지형 준중앙급전자원에 대한 급전지시는 원격소장치(RTU) 또는 신재생자료취득장치를 통해 원격으로 수행하는 것을 원칙으로 한다.
제18.10.3조(급전지시의 이행) 제18.10.1조의 급전지시를 받은 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다.
제18.10.4조(급전지시의 미이행 사유 제출) 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자는 설비나 인명의 안전에 위해가 예상되어 일시적으로 급전지시를 이행할 수 없는 경우에는 지체없이 그 사유 및 미이행 예상 시기를 전력거래소에 통지하여야 한다.
제18.10.5조(비상시 급전지시) 전력거래소는 천재지변 등으로 전력계통 운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 있을 경우, 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 별표 12에 따라 비상시 급전지시를 할 수 있다.
제11절 재생에너지형 준중앙급전자원 정산 제1관 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산 제18.11.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 재생에너지형 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대해 다음 각 호의 정산금을 별표2 및 별표8에 따라 지급한다. 1. 전력량에 대한 정산 2. 기본정산금에 대한 정산	· 재생에너지형 준중앙급전자원 정산 조항 신설
제18.11.1.2조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 지급할 전력거래대금보다 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 전력거래소에 지급한 전력거래대금이 적은 경우에는 제4.3.6조의2의 예비계좌에서 인출한 예치금으로 부족분을 충당하여 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에게 우선 지급한다. 단, 예비계좌 예치금이 전력거래대금 부족분보다 적은 경우에는 다음과 같이 각 발전사업자 및 소규모전력중개사업자별로 거래대금을 산정하여 결제한다. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자의 할인된 거래대금 = (구매자가 지불한 총거래대금 + 예비계좌 사용금액) × 해당 결제일에 각 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 받아야 할 거래대금 / 해당 결제일의 전력시장 총거래대금 ② 채무불이행된 거래대금과 지연에 따른 이자가 회수되는 경우에는 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 원래 지급받아야할 거래대금에서 전력거래대금, 지연에 따른 이자 순으로 조정하여 지급한다.
제2관 판매사업자에 대한 정산 제18.11.2.1조(전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.2.1조를 따른다. 제18.11.2.2조(기본정산금에 대한 정산) 판매사업자가 부담할 기본정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 판매사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.
제3관 직접구매자에 대한 정산 제18.11.3.1조(전력량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.3.1조를 따른다. 제18.11.3.2조(기본정산금에 대한 정산) 직접구매자가 부담할 기본정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 직접구매자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.
제4관 구역전기사업자에 대한 정산 제18.11.4.1조(전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.4.1조를 따른다. 제18.11.4.2조(기본정산금에 대한 정산) 구역전기사업자가 부담할 기본정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 구역전기사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액으로 한다.
부 칙 (2025. **. **.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(준중앙급전자원 규칙개정 사항에 대한 적용례) ① 제18장, 별표2, 별표8, 별지 127-3호 등 준중앙급전자원과 관련된 규정은 시스템 개선 전까지 수기로 운영한다. ② 제18장 재생e형 준중앙급전자원 운영 제도에 관한 규칙은 육지 계통에 재생에너지 입찰제도가 도입될 경우 종료한다. ③ 제18.2.2조 연료형 준중앙급전발전기 계통안정화 성능 중 주파수추종운전 및 자동발전제어운전에 관한 사항은 18.7.3조의 재생에너지형 준중앙급전자원 성능 조건에 주파수추종운전 및 자동발전제어운전에 관한 사항을 반영하기 전까지 유예한다.	· 준중앙 제도 운영을 위한 전산시스템 개선 전까지 수기 운영 · 육지 재생에너지 입찰제도 도입 시, 준중앙 제도 재검토 예정 · 연료형과 재생e형 간 형평성을 고려하여 성능 요구 조건을 동일하게 설정

다. 별표2 정산 기준

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

자. 준중앙급전발전기

12. 기타 정산

하. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

7. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

9. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

9. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

자. 준중앙급전자원

12. 기타 정산

하. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산 (소규모전력중개사업자에 대한 정산은 이에 한함)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

7. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

9. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

9. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산

· 정산 대상에 소규모전력중개사업자 추가

· 용어수정

· 소규모전력중개사업자에게 준중앙급전자원 기본정산금 외의 정산기준이 적용되지 않도록 명확화

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

자. 준중앙급전발전기

준중앙급전발전기가 발전한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 즉,

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES Min(SMP _{t} ,EPC _{X} ))]

단, 제11.1.7조에 따라 고정가격계약을 체결한 발전기가 발전한 전력량은 고정가격계약의 정산상한가격을 적용하여 다음과 같이 정산한다. 즉,

[eqn: rm sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES Min(Min(SMP _{t} ,EPC _{X} ),UPFP _{i,c,t} /1,000))][eqn: ,UPFP _{i,c,t} /1,000))]

Ⅰ. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

자. 준중앙급전자원

연료형·재생에너지형 준중앙급전발전기, 재생에너지형 준중앙집합전력자원에 속한 발전기의 전력량 정산은 마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 전력량 정산산식을 따른다.

· 용어수정

· 신설된 재생e형 준중앙급전자원의 전력량 정산산식 적용을 위해 비중앙급전발전기 및 전기저장장치의 전력량 정산 산식 전체를 적용할 수 있도록 수정

12. 기타 정산

하. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

준중앙급전발전기의 기본정산금은 제어가능정산금과 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간별 평균이행률에 따른 차감계수를 적용하여 산정하며, 정산금은 준중앙급전발전기 운영기간 거래종료일로부터 익익월 마지막 거래일 정산명세서에 반영한다.

[eqn: SSDG _{i} =( sum _{t} ^{운영기간} DCPS _{i,t} ) TIMES (1-RF _{i} )]

SSDGi,t(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 거래시간별 준중앙급전발전기의 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 준중앙급전발전기의 기본정산금

DCPSi,t(Dispatchable Capacity Payment of Semi-dispatchable generator) 준중앙급전발전기 운영기간 발전기가 제공하는 시간대별 제어가능용량에 대한 정산금액(원)

RFi(Reduction Factor) : 준중앙급전발전기 운영기간 중 급전지시 이행실적에 따라 산정된 시간대별 평균이행률 에 대한 차감계수

<신 설>

① 제어가능량 정산금(DCPSi,t)

전력거래소가 전력계통의 안정운영을 위하여 준중앙급전발전기가 제공하는 제어가능용량에 대하여 준중앙급전발전기 정산단가로 정산한다. 이 경우, 제어가능량은 발전기에 급전지시가 발생한 경우에는 자체발전계획량과 최소발전용량의 차이로 산정하며, 발전기가 급전지시를 대기하는 경우에는 계량값과 최소발전용량의 차이로 산정한다. 여기서, 준중앙급전발전기 정산단가는 비용평가위원회에서 의결된 2004년 이전에 진입한 발전기에 적용되는 기준용량가격(RCPi)을 말한다.

가) 발전기에 대해 급전지시가 발생한 경우

DCPSi,t = Max(SSGi,t – MGi, 0) × RCPi × DFi,t

나) 발전기가 급전지시 대기 중인 경우

DCPSi,t = Max(MGOi,t – MGi, 0) × RCPi × (1 – DFi,t)

DCPSi,t(Dispatchable Capacity Payment for Semi-dispatchable generator) 준중앙급전발전기가 제공하는 제어가능량에 대한 정산금액(원)

RCPi : 준중앙급전발전기에 대한 정산단가로 비용평가위원회 결정한 기준용량가격

SSGi,t(Self Scheduled Generation) 발전사업자가 거래 전일에 제출한 시간대별 자체발전계획량

DFi,t(Dispatch Flag) 운영기간 중 시간대별 급전지시 플래그로, 급전지시가 있으면 1, 아니면 0

여기서, 급전지시 전(t-1), 후(t+1) 1시간을 급전지시량 도달 이행시간으로 하여 급전지시 시간에 포함한다.

② 기본정산금 차감계수(RFi)

준중앙급전발전기 운영기간별 발생한 급전지시 평균 이행률에 따른 차감계수를 적용한다. 여기서, 이행률은 관제사가 지시한 시간대별 급전지시량과 계량값의 차이를 급전지시량으로 나눈값을 기준으로 하여 산정한다.

가) 기본정산금 차감계수(RFi)

급전지시 평균 이행률(AGRi)	차감계수(RFi)
90% 이상	0
90% 미만 ~ 80% 이상	0.2
80% 미만 ~ 70% 이상	0.4
70% 미만	1

RFi(Reduction Factor) : 준중앙급전발전기 운영기간 중 급전지시 이행실적에 따라 산정된 시간대별 이행률의 산술평균값에 대한 차감계수

나) 급전지시 평균 이행률

AGRi [eqn: = {sum _{t} ^{운영기간} (DGR _{i,t} `+`UGR _{i,t} )} over {n}]

n : 준중앙급전발전기 운영기간 중 발생한 급전지시 시간(1시간 기준)의 횟수

(1) 급전지시량이 자체발전계획량 미만인 경우 즉, TGSOi,t < SSGi,t 이면,

DGRi,t [eqn: =Min(100%,`(1`-` {MGO _{i,t} `-`TGSO _{i,t}} over {TGSO _{i,t}} ) TIMES 100(%))]

(2) 급전지시량이 자체발전계획량 이상인 경우 즉, TGSOi,t ≥ SSGi,t 이면,

UGRi,t [eqn: =Min(100%,`(1`-` {TGSO _{i,t} `-`MGO _{i,t}} over {TGSO _{i,t}} ) TIMES 100(%))]

AGRi,t(Average Guarantee Rate) 준중앙급전발전기 운영기간 동안 시간대별 급전지시 이행률 산술평균값

DGRi,t(Downward disaptch Guarantee Rate) 준중앙급전발전기 하향운전에 대한 시간대별 급전지시 이행률

UGRi,t(Upward dispatch Guarantee Rate) 준중앙급전발전기 상향운전에 대한 시간대별 급전지시 이행률

TGSOi,t(Target Generation of System Operator) 관제사가 지시한 시간대별 급전지시량(MW)

< 신 설 >

12. 기타 정산

하. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산 (소규모전력중개사업자에 대한 정산은 이에 한함)

준중앙급전자원의 기본정산금은 제어가능정산금에 준중앙 제도 운영기간별 평균이행률에 따른 차감계수 및 기본정산금 조정계수를 적용하여 산정하며, 정산금은 준중앙 제도 운영기간 거래종료일로부터 익익월 마지막 거래일 정산명세서에 반영한다.

[eqn: SSDG _{i} =( sum _{t} ^{운영기간} DCPS _{i,t} ) TIMES (1-RF _{i} ) TIMES AF _{i}]

SSDGi,t(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 거래시간별 준중앙급전자원의 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 준중앙급전자원의 기본정산금

DCPSi,t(Dispatchable Capacity Payment of Semi-dispatchable generator) 준중앙 제도 운영기간 준중앙급전자원이 제공하는 시간대별 제어가능용량에 대한 정산금액(원)

RFi(Reduction Factor) : 준중앙 제도 운영기간 중 급전지시 이행실적에 따라 산정된 시간대별 평균이행률에 대한 차감계수

AFi(Adjustment Factor) : 준중앙급전자원의 기본정산금 조정계수

① 제어가능량 정산금(DCPSi,t)

전력거래소가 전력계통의 안정운영을 위하여 준중앙급전자원이 제공하는 제어가능용량에 대하여 준중앙급전자원 정산단가로 정산한다. 이 경우, 제어가능량은 준중앙급전자원에 급전지시가 발생한 경우에는 자체발전계획량과 최소발전용량의 차이로 산정하며, 준중앙급전자원이 급전지시를 대기하는 경우에는 계량값과 최소발전용량의 차이로 산정한다. 여기서, 준중앙급전자원 정산단가는 비용평가위원회에서 의결된 2004년 이전에 진입한 발전기에 적용되는 기준용량가격(RCPi)을 말한다.

가) 준중앙급전자원에 대해 급전지시가 발생한 경우

DCPSi,t = Max(SSGi,t – MGi, 0) × RCPi × DFi,t

나) 준중앙급전자원이 급전지시 대기 중인 경우

DCPSi,t = Max(MGOi,t – MGi, 0) × RCPi × (1 – DFi,t)

DCPSi,t(Dispatchable Capacity Payment for Semi-dispatchable generator) 준중앙급전발전기가 제공하는 제어가능량에 대한 정산금액(원)

RCPi : 준중앙급전자원에 대한 정산단가로 비용평가위원회 결정한 기준용량가격

SSGi,t(Self Scheduled Generation) 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 거래 전일에 제출한 시간대별 자체발전계획량

DFi,t(Dispatch Flag) 운영기간 중 시간대별 급전지시 플래그로, 거래시간 내 급전지시가 있으면 1, 아니면 0

여기서, 연료형 준중앙급전발전기의 경우 급전지시 전(t-1), 후(t+1) 1시간을 급전지시량 도달 이행시간으로 하여 급전지시 시간에 포함한다.

② 기본정산금 차감계수(RFi)

준중앙급전자원 운영기간별 발생한 급전지시 평균 이행률에 따른 차감계수를 적용한다. 여기서, 이행률은 관제사가 지시한 시간대별 급전지시량과 계량값의 차이를 설비용량으로 나눈값을 기준으로 산정하며, 급전지시 시간이 1시간 미만인 경우에는 해당 시간 동안의 급전지시량과 계량값(5분단위)을 기준으로 산정한다.

가) 기본정산금 차감계수(RFi)

급전지시 평균 이행률(AGRi)	차감계수(RFi)
90% 이상	0
90% 미만 ~ 80% 이상	0.2
80% 미만 ~ 70% 이상	0.4
70% 미만	1

RFi(Reduction Factor) : 준중앙급전발전기 운영기간 중 급전지시 이행실적에 따라 산정된 시간대별 이행률의 산술평균값에 대한 차감계수

나) 급전지시 평균 이행률

AGRi [eqn: = {sum _{t} ^{운영기간} (DGR _{i,t} `+`UGR _{i,t} )} over {n}]

n : 준중앙 제도 운영기간 중 발생한 급전지시 시간(1시간 기준)의 횟수

(1) 급전지시량이 자체발전계획량 미만인 경우 즉, TGSOi,t < SSGi,t 이면,

DGRi,t [eqn: =Min(100%,`(1`-` {MGO _{i,t} `-`TGSO _{i,t}} over {ICSG _{i,t}} ) TIMES 100(%))]

(2) 급전지시량이 자체발전계획량 이상인 경우 즉, TGSOi,t ≥ SSGi,t 이면,

UGRi,t [eqn: =Min(100%,`(1`-` {TGSO _{i,t} `-`MGO _{i,t}} over {ICSG _{i,t}} ) TIMES 100(%))]

AGRi,t(Average Guarantee Rate) 준중앙 제도 운영기간 동안 시간대별 급전지시 이행률 산술평균값

DGRi,t(Downward disaptch Guarantee Rate) 준중앙급전자원 하향운전에 대한 시간대별 급전지시 이행률

UGRi,t(Upward dispatch Guarantee Rate) 준중앙급전자원 상향운전에 대한 시간대별 급전지시 이행률

TGSOi,t(Target Generation of System Operator) 관제사가 지시한 시간대별 급전지시량(MW)

ICSGi(Installed Capacity of Semi-dispatchable Generator) 연료형 준중앙급전자원의 설비용량(MW) 또는 재생에너지형 준중앙급전자원의 주요자원 설비용량 합계(MW)

③ 기본정산금 조정계수(AFi)

가) 재생e형 준중앙급전자원의 경우, 기준용량가격(RCPi)에서 직전년도 육지 재생e 발전량 예측제도 평균 정산단가(AFPi)의 50%를 차감한 정산단가를 적용하여 기본정산금을 산정하도록 한다.

AFi [eqn: = {RCP _{i} -(AFP _{i} TIMES 0.5)} over {RCP _{i}}]

AFPi(Average Forecasting Price of Renewable energy) 직전년도 육지 재생e 발전량 예측제도 정산단가 평균(원/kWh)

나) 연료형 준중앙급전발전기의 경우, AFi는 1을 적용한다.

· 용어수정 및 적용범위 명확화

· 준중앙급전자원 기본정산금 조정계수 신설

· 용어수정

· 용어수정

· 용어수정

· 중복된 용어 정의 삭제

· 용어수정

· 용어수정

· 급전지시 평균 이행률 산정 시 급전지시량으로 나누지 않고 설비용량으로 나누도록 변경

· 재생에너지형 준중앙급전자원은 1시간 미만으로 급전지시가 가능하므로 1시간 미만 지시에 대한 차감계수 산정이 가능하도록 문구 수정

· DGR, UGR 산정 산식 분모의 TGSO를 ICSG로 변경

· 준중앙급전자원 설비용량 용어 추가

· 준중앙급전자원 기본정산금 조정계수 신설

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

7. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

직접구매자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전발전기의 기본정산금 총액에 제18.3.2조 제1항에 따른 준중앙급전발전기의 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 직접구매자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다.

[eqn: SSGC _{k} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PEC _{k,t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}}]

SSGCk(Settlement of Semi-dispatchable Generator for Consumer) : 직접구매자의 준중앙급전발전기 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전발전기의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}]: 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PEC _{k,t}]: 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 직접구매자의 총 유효구매전력량

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

7. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산

직접구매자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 제18.3.2조 제1항 또는 제18.8.2조 제1항에 따른 준중앙급전자원의 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 직접구매자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다.

[eqn: SSGC _{k} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PEC _{k,t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}}]

SSGCk(Settlement of Semi-dispatchable Generator for Consumer) : 직접구매자의 준중앙급전자원 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전자원의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}]: 준중앙 제도 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PEC _{k,t}]: 준중앙 제도 운영기간에 발생한 직접구매자의 총 유효구매전력량

· 용어수정

· 용어수정

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

9. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

판매사업자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전발전기의 기본정산금 총액에 제18.3.2조 제1항에 따른 준중앙급전발전기의 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 판매사업자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: SSGS _{} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PES _{t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}}]

SSGSk(Settlement of Semi-dispatchable Generator for Sales Company) : 판매사업자의 준중앙급전발전기 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전발전기의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PES _{t}] : 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 판매사업자의 총 구매전력량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}] : 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

9. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산

판매사업자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 제18.3.2조 제1항 또는 제18.8.2조 제1항에 따른 준중앙급전자원의 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 판매사업자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: SSGS _{} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PES _{t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}}]

SSGSk(Settlement of Semi-dispatchable Generator for Sales Company) : 판매사업자의 준중앙급전자원 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전자원의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PES _{t}] : 준중앙 제도 운영기간에 발생한 판매사업자의 총 구매전력량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}] : 준중앙 제도 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

· 용어수정

· 용어수정

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

9. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 관한 정산

구역전기사업자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전발전기의 기본정산금 총액에 제18.3.2조제1항에 따른 준중앙급전발전기의 각 운영기간에 총 전력거래량에서 구역전기사업자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: SSGL _{d} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PEL _{d,t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t} `}]

SSGLd(Settlement of Semi-dispatchable Generator forLocal Sales Company) : 구역전기사업의 준중앙급전발전기 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 준중앙급전발전기의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PEL _{d,t}] : 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 구역전기사업자의 총 유효구매전력량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}] : 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

9. 준중앙급전자원의 기본정산금에 관한 정산

구역전기사업자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전자원의 기본정산금 총액에 제18.3.2조 제1항 또는 제18.8.2조 제1항에 따른 준중앙급전자원의 각 운영기간에 총 전력거래량에서 구역전기사업자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: SSGL _{d} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PEL _{d,t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t} `}]

SSGLd(Settlement of Semi-dispatchable Generator for  Local Sales Company) : 구역전기사업의 준중앙급전자원 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 준중앙급전자원의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PEL _{d,t}] : 준중앙 제도 운영기간에 발생한 구역전기사업자의 총 유효구매전력량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}] : 준중앙 제도 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

· 용어수정

· 용어수정

· 용어수정

라. 별표8 정산 및 결제 절차

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1.12 준중앙급전발전기의 최대발전용량(MGCi), 최소발전용량(MGi), 시간대별 자체발전계획량(SSGi,t) 및 시간대별 급전지시량(TGSOi,t)은 MW를 기준으로 소수점 이하 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kW까지 계산) 7.1.13 준중앙급전발전기의 시간대별 하향운전 급전지시 이행률(DGRi,t), 상향운전 급전지시 이행률(UGRi,t) 및 급전지시 평균 이행률(AGRi,t)은 [%] 단위로 소수점 이하 넷째자리에서 반올림 처리한다. 단, 유연성기여도(FCRi)는 소수점 첫째자리에서 반올림 처리한다.	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1.12 준중앙급전자원의 최대발전용량(MGCi), 최소발전용량(MGi), 시간대별 자체발전계획량(SSGi,t) 및 시간대별 급전지시량(TGSOi,t)은 MW를 기준으로 소수점 이하 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kW까지 계산) 7.1.13 준중앙급전자원의 시간대별 하향운전 급전지시 이행률(DGRi,t), 상향운전 급전지시 이행률(UGRi,t) 및 급전지시 평균 이행률(AGRi,t)은 [%] 단위로 소수점 이하 넷째자리에서 반올림 처리한다. 단, 유연성기여도(FCRi)는 소수점 첫째자리에서 반올림 처리한다.	· 용어수정 · 용어수정

마. 별표9 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.7 신뢰도발전계획의 수립 7.7.1 규칙 제5.1.3조에 따라 하루전발전계획의 수립 이후 거래일 실시간 계통운영을 위해 6.1의 마감시간 이후 변동된 아래 계통운영 여건을 고려하여 발전계획을 조정할 수 있다. (중략) ⑱ 준중앙급전발전기의 자체발전계획량 7.7.2 신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보 ⑩ 준중앙급전발전기의 자체발전계획량과 제어가능용량을 활용하여 예비력을 추가 확보할 수 있다.	[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.7 신뢰도발전계획의 수립 7.7.1 규칙 제5.1.3조에 따라 하루전발전계획의 수립 이후 거래일 실시간 계통운영을 위해 6.1의 마감시간 이후 변동된 아래 계통운영 여건을 고려하여 발전계획을 조정할 수 있다. (중략) ⑱ 연료형 준중앙급전발전기의 자체발전계획량 7.7.2 신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보 ⑩ 연료형 준중앙급전발전기의 자체발전계획량과 제어가능용량을 활용하여 예비력을 추가 확보할 수 있다.	· 용어수정 · 용어수정

바. 별표13. 계통운영시스템 운영 절차

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표13] 계통운영시스템 운영 절차

1.0	목적

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

2.0	적용범위

2.1	적용대상 : 전력거래소, 전기사업자, 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자

2.2	전력계통운영 자료의 실시간 취득 및 전송과 설비의 원격 제어를 위한 계통운영시스템 전반에 관한 시설, 운영 및 관리 업무

2.3	전력계통운영에 필요한 낙뢰정보 제공 및 운영 업무

3.0	책임

3.1	전력거래소

3.1.1	계통운영시스템 운영 및 관리

3.1.2	원격소 장치의 통신규격 및 취득자료 기준 제정

3.1.3	종합기상정보시스템의 운영, 관리 및 자료 제공

3.2	전기사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자

5.0	용어의 정의

5.1	계통운영시스템(EMS : Energy Management System)

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

(중략)

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

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

(중략)

5.8	신재생자료취득장치

준중앙급전발전기, 급전가능재생에너지자원 및 154kV이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력, 태양광, 연료전지발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는설비

[별표13] 계통운영시스템 운영 절차

1.0	목적

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

2.0	적용범위

2.1	적용대상 : 전력거래소, 전기사업자, 급전가능재생에너지자원 또는 준중앙급전자원을 보유한 사업자

2.2	전력계통운영 자료의 실시간 취득 및 전송과 설비의 원격 제어를 위한 계통운영시스템 전반에 관한 시설, 운영 및 관리 업무

2.3	전력계통운영에 필요한 낙뢰정보 제공 및 운영 업무

3.0	책임

3.1	전력거래소

3.1.1	계통운영시스템 운영 및 관리

3.1.2	원격소 장치의 통신규격 및 취득자료 기준 제정

3.1.3	종합기상정보시스템의 운영, 관리 및 자료 제공

3.2	전기사업자 및 급전가능재생에너지자원 또는 준중앙급전자원을 보유한 사업자

5.0	용어의 정의

5.1	계통운영시스템(EMS : Energy Management System)

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

(중략)

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

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

(중략)

5.8	신재생자료취득장치

준중앙급전자원, 급전가능재생에너지자원 및 154kV이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력, 태양광, 연료전지발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는설비

· 별표13 적용대상에 준중앙급전자원 추가

7.0	절차

7.2	실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1	시설 대상

7.2.1.1	중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원, 준중앙급전발전기, 중앙계약전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함), 154kV이상 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지발전기. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

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

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

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

7.2.2	계통운영시스템의 자료취득 기준 : 붙임 8.1

7.2.3	시설계획

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

7.2.4	실시간 자료취득 및 제어설비 설치

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

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

(중략)

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

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

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

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

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

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

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

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

7.2.5	계통운영시스템 자료취득 포인트 증설 및 폐지

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

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

7.2.6	실시간 자료취득 및 제어설비의 기능보강

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

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

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

7.3	계통운영시스템 제공자료 품질기준

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

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

(중략)

7.3.2.2	Status

차단기, 단로기 : On/Off 변동 상태

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

(중략)

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

7.4	장애발생 통지서 처리 절차

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

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

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

7.0	절차

7.2	실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1	시설 대상

7.2.1.1	중앙급전발전기 및  중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원, 준중앙급전자원, 중앙계약전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함), 154kV이상 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지발전기. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

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

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

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

7.2.2	계통운영시스템의 자료취득 기준 : 붙임 8.1

7.2.3	시설계획

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

7.2.4	실시간 자료취득 및 제어설비 설치

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

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

(중략)

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

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

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

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

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

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

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

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

7.2.5	계통운영시스템 자료취득 포인트 증설 및 폐지

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

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

7.2.6	실시간 자료취득 및 제어설비의 기능보강

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

7.2.6.2	전력거래소는 자료취득 및 제어기능이 기준에 미달한 경우 전기사업자, 급전가능재생에너지자원, 준중앙급전자원을 보유한 사업자에게 개선를 요청할 수 있다.

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

7.3	계통운영시스템 제공자료 품질기준

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

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

(중략)

7.3.2.2	Status

차단기, 단로기 : On/Off 변동 상태

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

(중략)

7.3.3.4	매년 1월말까지 전기사업자, 급전가능재생에너지발전기, 연료형 준중앙급전발전기, 재생에너지형 준중앙발전기를 보유한 사업자는 자료취득용 변환장치(T/D)의 교정과 CT/PT 비오차시험에 대한 당해연도 계획 및 전년도 실적을, 급전가능집합전력자원, 재생에너지형 준중앙집합전력자원을 보유한 사업자는 자료취득용변환장치(T/D)의 교정에 대한 당해년도 계획 및 전년도 실적을 전력거래소에 제출하여야 한다. 이때 교정기의 교정확인서 사본도 함께 제출하여야 한다.

7.4	장애발생 통지서 처리 절차

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

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

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

[붙임8.1]  계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1.1	발전소 설비

Station	Status		Analog		Control
◆발전설비 ․수 력 (양수포함) ․화 력 ․원자력 ․IPP 발전기 ․준중앙 급전발전기	(2초)	․154kV 이상 재폐로 CB	MW (2초)	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․Target MW (Set Point)	AGC (Pulse, Set Point : 기본 4초, 가변가능)	․수 력 ․화 력 ․복 합 (원전제 외)
			Hz (2초)	․상용 주파수 (필요개소)
			MW (2초)	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
	(중략)

8.1.1.6	육지 풍력, 태양광 및 연료전지 설비

Station	Status(4초)	Analog(4초)		Control
(중략)		(중략)
․154kV이상 송전선로연계 연료전지발전기 (20MW 초과) (발전기→EMS)	․154kV 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW	Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)

8.1.2.6	풍력, 태양광 및 연료전지발전기 및 급전가능재생에너지자원 자료연계

Station	Analog(1분)			Control
(중략)	(중략)
․급전가능재생에너지자원 (신재생자료취득장치를 사용하는 경우) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․연계 모선별, 전원별 Total MW ․연계모선별, 전원별 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS에 대한 연계모선별 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
	m/s	·풍속	대표모선 기상정보*
	º(0,360)	·풍향
	ºC	·주변기온
	n/a	·운전 중인 터빈 수
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 연계모선별 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 연계모선별 ESS 충전상태(%)
- 풍력 : 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1개의 정보 - 태양광 : 일사량계, 외기온도계 정보 기준 (단, 미설치된 경우 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1기 선정) ‘Available MW’란 실시간 공급가능 유효전력(Available MW)을 말하며, 전력거래소의 출력제어지시로 인하여 Total MW와 Available MW가 다른 경우 이를 식별하기 위하여 사용된다. 출력제어가 없는 경우 Available MW는 Total MW와 같다.

8.1.2.7	준중앙급전발전기

[붙임8.1]  계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1.1	발전소 설비

Station	Status		Analog		Control
◆발전설비 ․수 력 (양수포함) ․화 력 ․원자력 ․IPP 발전기 ․연료형 준중앙 급전발전기	(2초)	․154kV 이상 재폐로 CB	MW (2초)	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․Target MW (Set Point)	AGC (Pulse, Set Point : 기본 4초, 가변가능)	․수 력 ․화 력 ․복 합 (원전제 외)
			Hz (2초)	․상용 주파수 (필요개소)
			MW (2초)	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
	(중략)

8.1.1.6	육지 풍력, 태양광 및 연료전지 설비

Station	Status(4초)	Analog(4초)		Control
(중략)
․154kV이상 송전선로연계 연료전지발전기 (20MW 초과) ․재생에너지형 준중앙급전발전기 (발전기→EMS)	․154kV 이상 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW	Set Point (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)

8.1.2.6	풍력, 태양광 및 연료전지발전기 및 급전가능재생에너지자원, 재생에너지형 준중앙집합전력자원 자료연계

Station	Analog(1분)			Control
(중략)	(중략)
․급전가능재생에너지자원 (신재생자료취득장치를 사용하는 경우) ․재생에너지형 준중앙급전발전기(신재생자료취득장치를 사용하는 경우) ․재생에너지형 준중앙집합전력자원 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․연계 모선별, 전원별 Total MW ․연계모선별, 전원별 Available MW ․Target MW (Set Point) * ESS 연계형인 경우 ESS에 대한 연계모선별 송전단 Total MW		Set Point (필요시)
	m/s	·풍속	대표모선 기상정보*
	º(0,360)	·풍향
	ºC	·주변기온
	n/a	·운전 중인 터빈 수
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 연계모선별 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 연계모선별 ESS 충전상태(%)
- 풍력 : 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1개의 정보 - 태양광 : 일사량계, 외기온도계 정보 기준 (단, 미설치된 경우 설비에 설치된 계측기 중 발전기를 대표할 수 있는 1기 선정) ‘Available MW’란 실시간 공급가능 유효전력(Available MW)을 말하며, 전력거래소의 출력제어지시로 인하여 Total MW와 Available MW가 다른 경우 이를 식별하기 위하여 사용된다. 출력제어가 없는 경우 Available MW는 Total MW와 같다.

8.1.2.7	연료형 준중앙급전발전기

· 용어수정

· 계통운영시스템의 자료취득 기준에 재생에너지형 준중앙급전발전기 추가

· 계통운영시스템의 자료연계 기준에 재생에너지형 준중앙집합전력자원 추가

· 용어수정

[붙임8.3] 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신규격

8.3.5	신재생자료취득장치는 아래 내용을 따른다.

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

8.3.5.2	신재생자료취득장치와 EMS 간 데이터송수신을 위한 통신규약은 인터넷 방식을 지원해야 한다.

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

[붙임8.3] 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신규격

8.3.5	신재생자료취득장치는 아래 내용을 따른다.

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

8.3.5.2	신재생자료취득장치와 EMS 간 데이터송수신을 위한 통신규약은 인터넷 방식을 지원해야 한다.

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

· 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신규격 대상에 준중앙급전자원 추가

[붙임8.5]  급전전화 설치기준

8.5.1	전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 후비전력관제센터	․ 중앙급전발전기 (중략) ․ 준중앙급전발전기

8.5.4	준중앙급전발전기, 20MW 초과 200MW 미만인 비중앙급전발전기 소유한 발전사업자 및 중앙급전 발전기를 보유한 구역전기사업자는 급전지시용 일반전화를 설치한다.

[붙임8.5]  급전전화 설치기준

8.5.1	전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 후비전력관제센터	․ 중앙급전발전기 (중략) ․ 준중앙급전발전기

8.5.4	준중앙급전자원을 보유한 사업자, 20MW 초과 200MW 미만인 비중앙급전발전기 소유한 발전사업자 및 중앙급전 발전기를 보유한 구역전기사업자는 급전지시용 일반전화를 설치한다.

· 준중앙급전자원은 급전전화 대신 급전지시용 일반전화만 설치하도록 기준 완화

[붙임8.7] 비상용 대체 통신수단 설치기준

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	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소 · 준중앙급전발전기 · 중앙급전전기저장장치	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

[붙임8.7] 비상용 대체 통신수단 설치기준

8.7.2	전력거래소, 전기사업자 및 급전가능재생에너지자원, 준중앙급전자원을 보유한 발전사업자 및 소규모전력중개사업자의 대체 통신수단 설치기준은 아래와 같다.

구 축 대 상		대체 통신수단 설치기준
중심국 설치대상	단말국 설치대상
·전력거래소 중앙전력 관제센터 ·송전사업자	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소 · 준중앙급전자원 · 중앙급전전기저장장치	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

· 비상용 대체 통신수단 설치기준 적용대상에 준중앙급전자원 추가

사. 별지서식

현  행

개 정 (안)

비 고

[별지 제127호 서식]

□ 신규 □ 변경 □ 연장	준중앙급전발전기 등록신청서
발전사업자 상호(명칭)		전력거래 담당자	전화번호(담당자명)
		급전지시 담당지	전화번호(담당자명)
발전기명		상시형·휴일형 여부	□ 상시형 □ 휴일형
발전기코드/전력거래자코드	/
거래개시일자	년 월
(중략)	(중략)

[별지 제127호 서식]

□ 신규 □ 변경 □ 연장	연료형 준중앙급전발전기 등록신청서
발전사업자 상호(명칭)		전력거래 담당자	전화번호(담당자명)
		급전지시 담당지	전화번호(담당자명)
발전기명		상시형·휴일형 여부	□ 상시형 □ 휴일형
발전기코드/전력거래자코드	/
거래개시일자	년 월
(중략)	(중략)

· 용어수정

· 휴일형을 삭제하고 상시형으로 일괄 운영

[별지 제127-1호 서식]

□ 신규 □ 변경	준중앙급전발전기 특성자료 제출서
발전사업자 상호(명칭)		담당자	전화번호(담당자명)
(중략)	(중략)

[별지 제127-2호 서식]

□ 신규 □ 변경	준중앙급전발전기 발전가격 제출서
발전사업자 상호(명칭)		담당자	전화번호(담당자명)
(중략)	(중략)

[별지 제127-1호 서식]

□ 신규 □ 변경	연료형 준중앙급전발전기 특성자료 제출서
발전사업자 상호(명칭)		담당자	전화번호(담당자명)
(중략)	(중략)

[별지 제127-2호 서식]

□ 신규 □ 변경	연료형 준중앙급전발전기 발전가격 제출서
발전사업자 상호(명칭)		담당자	전화번호(담당자명)
(중략)	(중략)

· 용어수정

· 용어수정

<신 설>

[별지 제127-3호 서식]

□ 신규 □ 변경 □ 연장		재생에너지형 준중앙급전자원 등록신청서
급전자원 타입		□ 재생에너지형 준중앙급전발전기 □ 재생에너지형 준중앙집합전력자원
출력제어 타입		□ 연속제어형 준중앙급전자원 □ 고정제어형 준중앙급전자원
사업자 상호(명칭)			전력거래 담당자		전화번호(담당자명)
			급전지시 담당지		전화번호(담당자명)
소재지(상세주소)
사업자등록번호
거래개시일		년 월
발전기명 또는 집합전력자원명
연계전압/연계변전소		345kV, 154kV, 22.9kV / 연계 변전소명
주요자원*	발전원	□ 태양광		□ 풍력
	설비용량	설비용량 : MW 발전기 대수 : 대		설비용량 : MW 발전기 대수 : 대
보조자원 (전기저장장치)	설비용량	MW / MWh		MW / MWh
첨부서류		1. 순시 전압 저하시 유지 성능(LVRT) 증빙서류 2. 순시 주파수 저하시 유지 성능(LFRT) 증빙서류
비고		□ 기타사항 (특이사항 등 작성)

* 본 양식에는 발전원별 합산값을 기재하고, 모든 개별자원에 대한 설비용량을 별도 엑셀로 제출

· 재생에너지형 등록신청서 서식 신설

[별지 제31-8호서식]

준중앙급전발전기 자체발전계획량 제출서

1. 거래일 날짜_________________

2. 회사명__________________

3. 발전기명(식별번호)________________

4. 발전가격(원/kWh)_______________

(중략)

[별지 제31-8호서식]

연료형 준중앙급전발전기 자체발전계획량 제출서

1. 거래일 날짜_________________

2. 회사명__________________

3. 발전기명(식별번호)________________

4. 발전가격(원/kWh)_______________

(중략)

· 용어수정

<신 설>

[별지 제132호서식]

급전지시 이행 준수 동의서 본인은 준중앙급전자원 운영 제도에 참여하는 발전사업자의 위탁운영자로서 본 제도의 공정하고 원활한 운영을 위해 다음 각 호의 사항에 대해 동의합니다. 1. 발전사업자가 제18.1.3조 의무를 준수하는 것에 동의 2. 제18.1.3조 의무 준수를 위한 위탁운영 업무를 성실히 수행할 것 년 월 일
발전사업자	위탁운영사업자
상호명 대표자 (인)	상호명 대표자 (인)

· 발전사업자 대신 제3자가 발전설비 운영권을 가지고 운영을 하는 경우에 대비하여 위탁운영자가 동의서를 제출하도록 규정 신설

□ 기동비용 지급기준 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표2] 정산기준 4. 기동비용조정에 대한 정산 기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다. SUAPi = Max[{SUCi × (NSUAi - NSUSi)}, 0] 여기서, SUCi : 발전기의 기동비용 NSUAi : 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수 NSUAi = SUAi,t 거래기간 동안, MGOi,t-1 = 0 이고 MGOi,t > 0 이면, SUAi,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SUAi,t = 0 단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SUAi,t = 0이며, MGOi,t-1 ≠ 0 이며, MGOi,t > 0 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SUAi,t = 1 NSUSi : 거래일의 계획된 총 기동 횟수 NSUSi = SUSi,t 거래기간 동안, Min(DAOSi,t-1, RAi,t-1) = 0 이고 Min(DAOSi,t, RAi,t) > 0 이면, SUSi,t = 1이고, 그렇지 않으면, SUSi,t = 0 <신 설>	[별표2] 정산기준 4. 기동비용조정에 대한 정산 기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다. SUAPi = Max[{SUCi × (NSUAi - NSUSi)}, 0] 여기서, SUCi : 발전기의 기동비용 NSUAi : 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수 NSUAi = SUAi,t 거래기간 동안, MGOi,t-1 = 0 이고 MGOi,t > 0 이면, SUAi,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SUAi,t = 0 단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SUAi,t = 0이며, MGOi,t-1 ≠ 0 이며, MGOi,t > 0 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SUAi,t = 1 NSUSi : 거래일의 계획된 총 기동 횟수 NSUSi = SUSi,t 거래기간 동안, Min(DAOSi,t-1, RAi,t-1) = 0 이고 Min(DAOSi,t, RAi,t) > 0 이면, SUSi,t = 1이고, 그렇지 않으면, SUSi,t = 0 단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SUSi,t = 1	- 기동횟수 이중차감 유발 단서조항 삭제 -하루전발전계획 수립 이후 자기제약 제출 시, 기동비 정산대상 포함 방지
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 <개정 2023.6.30.> [eqn: GGSI _{i,j,t}] : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에 대한 운전여부 [신설 2023.6.30.] 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 = <개정 2023.6.30.> [eqn: GSSI _{i,k,t}] : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에 대한 운전여부 [신설 2023.6.30.] 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 <개정 2021.1.1.> [시행일 : 2026.1.1.부터 시행예정]	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 <개정 2023.6.30.> [eqn: GGSI _{i,j,t}] : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에 대한 운전여부 [신설 2023.6.30.] 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 [신설 2023.6.30.] 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 단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 GSUSi,j.t = 1 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 단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUSi,k.t = 1 <개정 2021.1.1.> [시행일 : 2026.1.1.부터 시행예정]	- 기동횟수 이중차감 유발 단서조항 삭제 - 기동횟수 이중차감 유발 단서조항 삭제 - 오탈자 수정 -하루전발전계획 수립 이후 자기제약 제출 시, 기동비 정산대상 포함 방지 -하루전발전계획 수립 이후 자기제약 제출 시, 기동비 정산대상 포함 방지
< 신 설 >	부 칙 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조 (기동비용 지급기준 개선을 위한 규칙개정에 대한 경과조치) 다만, [별표2] 정산기준 4.기동비용조정에 대한 정산 개정사항은 전력IT시스템 개발 기간을 고려하여 공고일 다음날부터 2026년 12월 31일까지 발생하는 정산금액을 2027년 2월 1일까지 정산한다.	- 부칙 신설

□ 열공급발전기의 입찰정확도 향상 등을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표2] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량에 대하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다.

즉,

MEGWi,t = 0 이면, HMWPi,t = 0

그렇지 않으면,

HMWPi,t

= Min{Max (HSCMWGi,t – HMPMWGi,t, 0),
NLPCi×1/(1+HRi)×MGOi,t/RAi,t}

< 신 설 >

여기서,

HSCMWGi,t
= QPCi × {Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}2 + LPCi × {Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)} + NLPCi × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t

HMPMWGi,t

= {MPi,t × Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}× 1,000

< 신 설 >

[별표2] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량에 대하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다.

즉,

MEGWi,t = 0 이면, HMWPi,t = 0

그렇지 않으면,

HMWPi,t = Min{Max(HSCMWGi,t – HMPMWGi,t, 0), NLPCi,x,t × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t × EEFi,t}

< 신 설 >

여기서,

HSCMWGi,t
= QPCi × {Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}2 + LPCi × {Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)} + NLPCi × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t× EEFi,t

단, 다조합 복합발전기의 HSCMWGi,t는 다음과 같이 계산한다.

HSCMWGi,t= Max[0, QPCi,x,t×{Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}2+ LPCi,x,t×{Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)} + NLPCi,x,t × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t × EEFi,t ]

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

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

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

NGTi,x,t : 다조합 복합발전기 i의 x:1조합 운전 시 가스터빈발전기의 운전대수

NGTi,y,t : 다조합 복합발전기 i의 y:1조합 운전 시 가스터빈발전기의 운전 대수

x : 다조합 복합발전기 i가 Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)를 발전하기 위한 운전조합

단, GT모드 운전시 변동비는 비용평가자료의 GT모드 입출력 특성계수를 적용한 비용계수를 사용한다.

HMPMWGi,t

= MPi,t × Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)

HRi : 열공급 발전기의 열과 전기 생산비율(열전비)

MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각 거래 시간별 발전 전력량(MWh)

허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는  (RAi,t × 0.01), 기타발전기는  (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.9.26>

RAi,t	: 입찰마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율 및 발전기의 여건변화 등을 고려하여 거래시간 1시간 이전까지 변경입찰한 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t로 대치됨

MEGWi,t : 발전사업자가 발전을 요구한 최소 발전전력량(MWh)

MPi,t : Min{Max(Min(SMPt, PC, EPCx),GPi,t),SMPt,}×TLFi,t

단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : Min{Max(Min(SMPt, EPCx),GPi,t),SMPt,}×TLFi,t <개정 2022.11.30.>

TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수

SMPt : 거래시간 계통한계가격

FLAGi,t : 계통제약 발전 여부표시기로써 MEGWi,t+ε ≥ MGOi,t 이면, FLAGi,t=1이고 그렇지 않으면, FLAGi,t=0

SCMWGi,t : 발전사업자가 입찰한 최소발전량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 변동비

MPMWGi,t : 발전사업자가 입찰한 최소발전량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 시장가격 정산금

EEFi,t : 에너지 효율적 이용을 위하여 제약사유 1번으로 입찰하여 열과 전기를 동시에 생산하는 표시기로서, MEGWi,t > MGi 이며, MGOi,t > 0 이면 EEFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 [신설 2016.5.12.]

< 신 설 >

[별표2] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량의 경우 각 운전조합을 고려하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다.

MEGWi,r,t = 0 이면, HMWPi,t = 0

그렇지 않고

(｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/ MEGWi,d,t)≤ 0.1 이면

HMWPi,t

= Min{Max (HSCMWGi,t – HMPMWGi,t, 0),
NLPCi×1/(1+HRi)×MGOi,t/RAi,t}

단, (｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/ MEGWi,d,t) > 0.1이면

HMWPi,t = Min{Max (HSCMWGi,t – HMPMWGi,t, 0), NLPCi×1/(1+HRi)×MGOi,t/RAi,t} × Max{1-(｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/ MEGWi,d,t), 0}

여기서,

HSCMWGi,t
= QPCi × {Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}2 + LPCi × {Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)} + NLPCi × 1/(1+HRi)×MGOi,t/RAi,t

HMPMWGi,t

= {MPi,t × Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}× 1,000

다조합 복합발전기의 경우 MGOi,t/RAi,t를 1로 적용한다.

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

MEGWi,r,t : 급전지시 시각에 유효한 MEGWi,t 입찰값

단, 운전 조합과 무관하게 MEGWi,d,t=0인 경우에는

(｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/MEGWi,d,t)를 1로 간주하며, 거래소 지시에 따라 제약을 변경하는 경우에는 0으로 본다.

[별표2] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량의 경우 각 운전조합을 고려하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다.

MEGWi,r,t = 0 이면, HMWPi,t = 0

그렇지 않고

(｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/ MEGWi,d,t)≤ 0.1이면

HMWPi,t = Min{Max(HSCMWGi,t – HMPMWGi,t, 0), NLPCi,x,t × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t × EEFi,t}

단, (｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/ MEGWi,d,t) > 0.1이면

HMWPi,t = Min{Max (HSCMWGi,t – HMPMWGi,t, 0), NLPCi×1/(1+HRi)×MGOi,t/RAi,t} × Max{(1-(｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/ MEGWi,d,t), 0}

다조합 복합발전기의 경우 MGOi,t/RAi,t를 1로 적용한다.

여기서,

HSCMWGi,t
= QPCi × {Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}2 + LPCi × {Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)} + NLPCi × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t× EEFi,t

단, 다조합 복합발전기의 HSCMWGi,t는 다음과 같이 계산한다.

HSCMWGi,t= Max[0, QPCi,x,t×{Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)}2+ LPCi,x,t×{Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)} + NLPCi,x,t × 1/(1+HRi) × MGOi,t/RAi,t × EEFi,t ]

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

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

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

NGTi,x,t : 다조합 복합발전기 i의 x:1조합 운전 시 가스터빈발전기의 운전대수

NGTi,y,t : 다조합 복합발전기 i의 y:1조합 운전 시 가스터빈발전기의 운전 대수

x : 다조합 복합발전기 i가 Min(MEGWi,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)를 발전하기 위한 운전조합

단, GT모드 운전시 변동비는 비용평가자료의 GT모드 입출력 특성계수를 적용한 비용계수를 사용한다.

HMPMWGi,t

= MPi,t × Min(MEGWi,r,t + ε × FLAGi,t, MGOi,t, RAi,t)

HRi : 열공급 발전기의 열과 전기 생산비율(열전비)

MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각 거래 시간별 발전 전력량(MWh)

허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는  (RAi,t × 0.01), 기타발전기는  (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.9.26>

RAi,t	: 입찰마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율 및 발전기의 여건변화 등을 고려하여 거래시간 1시간 이전까지 변경입찰한 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t로 대치됨

MEGWi,t : 발전사업자가 발전을 요구한 최소 발전전력량(MWh)

MPi,t : Min{Max(Min(SMPt, PC, EPCx),GPi,t),SMPt,}×TLFi,t

단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : Min{Max(Min(SMPt, EPCx),GPi,t),SMPt,}×TLFi,t <개정 2022.11.30.>

TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수

SMPt : 거래시간 계통한계가격

FLAGi,t : 계통제약 발전 여부표시기로써 MEGWi,t+ε ≥ MGOi,t 이면, FLAGi,t=1이고 그렇지 않으면, FLAGi,t=0

SCMWGi,t : 발전사업자가 입찰한 최소발전량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 변동비

MPMWGi,t : 발전사업자가 입찰한 최소발전량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 시장가격 정산금

EEFi,t : 에너지 효율적 이용을 위하여 제약사유 1번으로 입찰하여 열과 전기를 동시에 생산하는 표시기로서, MEGWi,t > MGi 이며, MGOi,t > 0 이면 EEFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 [신설 2016.5.12]

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

MEGWi,r,t : 급전지시 시각에 유효한 MEGWi,t 입찰값

단, 운전 조합과 무관하게 MEGWi,d,t=0인 경우에는

(｜MEGWi,r,t – MEGWi,d,t｜/MEGWi,d,t)를 1로 간주하며, 거래소 지시에 따라 제약을 변경하는 경우에는 0으로 본다.

· 운전조합별 오차율 및 다조합 복합발전기 정산 기준 재정립하여 HMWP 차등 지급

· 조합별비용함수 도입을 고려하여 다조합 복합발전기 정산기준 내 HMWP, HSCMWG 등을 동시 개정

< 신 설 >

부  칙 (2026. 0. 0.)

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 별표2의 열공급발전기 입찰정확도 향상과 관련된 개정규정은 관련 시스템을 보완하여 2027년 1월 1일부터 시행한다.

□ 「정부조직법」개정에 따른 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정(안)

비 고

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

~ 3의2. (생 략)

3의3. “긴급정산상한가격”이라 함은 “전력거래가격 상한에 관한 고시” 제4조에 따라 산업통상자원부 장관이 고시하고 전력거래소에 통보한 전력거래가격의 상한가격을 말한다.

3의4. ~ 148의2. (생 략)

149. "제3자간 전력거래”란 「전기사업법 시행령」 제19조제1항제3호에 따라 산업통상자원부장관이 정한 요건을 갖춘 발전사업자가 생산한 전력을 전기판매사업자에게 직접 공급하는 거래를 체결하고, 해당 전력을 전기판매사업자가 산업통상자원부장관이 정한 요건을 갖춘 전기사용자에게 공급하는 계약을 체결하여 전력을 거래하는 것을 말한다.

150. ~ 158. (생 략)

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

~ 3의2. (현행과 같음)

3의3. “긴급정산상한가격”이라 함은 “전력거래가격 상한에 관한 고시” 제4조에 따라 기후에너지환경부 장관이 고시하고 전력거래소에 통보한 전력거래가격의 상한가격을 말한다.

3의4. ~ 148의2. (현행과 같음)

149. "제3자간 전력거래”란 「전기사업법 시행령」 제19조제1항제3호에 따라 기후에너지환경부장관이 정한 요건을 갖춘 발전사업자가 생산한 전력을 전기판매사업자에게 직접 공급하는 거래를 체결하고, 해당 전력을 전기판매사업자가 기후에너지환경부장관이 정한 요건을 갖춘 전기사용자에게 공급하는 계약을 체결하여 전력을 거래하는 것을 말한다.

150. ~ 158. (현행과 같음)

- 정부조직법

개정 반영

- 상동

- 상동

제2.2.1.1조(설치 및 구성) ① 전력거래소에 제2.1.1.2조의 규정에 의한 발전비용 관련 자료심사와 제2.2.1.4조의 규정에 의한 기능을 수행하기 위하여 비용평가위원회(이하 "비용위원회"라 한다)를 둔다.

② (생 략)

③ 비용위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3.‧4. (생 략)

④‧⑤ (생 략)

제2.2.1.1조(설치 및 구성) ① 전력거래소에 제2.1.1.2조의 규정에 의한 발전비용 관련 자료심사와 제2.2.1.4조의 규정에 의한 기능을 수행하기 위하여 비용평가위원회(이하 "비용위원회"라 한다)를 둔다.

② (현행과 같음)

③ 비용위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3.‧4. (현행과 같음)

④‧⑤ (현행과 같음)

- 상동

제2.2.1.1조의2(위원의 자격) 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원 및 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다.

1. ~ 4. (생 략)

제2.2.1.1조의2(위원의 자격) 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원 및 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

- 상동

제2.2.1.5조(위원의 제척․기피․회피) ① 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.

1. ~ 4. (생 략)

②‧③ (생 략)

제2.2.1.5조(위원의 제척․기피․회피) ① 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

②‧③ (현행과 같음)

- 상동

제2.2.3.1조(설치 및 구성) ① 비용위원회 산하에 전력시장 비용평가실무협의회(이하 “비용실무협의회”라 한다)와 신재생에너지 공급의무이행비용 평가실무협의회(이하 “기후신재생비용실무협의회”라 한다)를 둔다.

② (생 략)

③ 비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3.‧4. (생 략)

④ 기후신재생비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. ~ 7. (생 략)

⑤ ~ ⑧ (생 략)

제2.2.3.1조(설치 및 구성) ① 비용위원회 산하에 전력시장 비용평가실무협의회(이하 “비용실무협의회”라 한다)와 신재생에너지 공급의무이행비용 평가실무협의회(이하 “기후신재생비용실무협의회”라 한다)를 둔다.

② (현행과 같음)

③ 비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3.‧4. (현행과 같음)

④ 기후신재생비용실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 비용위원회에서 결정한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3. ~ 7. (현행과 같음)

⑤ ~ ⑧ (현행과 같음)

- 상동

- 상동

제2.4.4조의2(긴급정산상한가격의 적용) ① 긴급정산상한가격에 대한 시행일, 상한가격 등은 “전력거래가격 상한에 관한 고시” 제4조에 따라 산업자원부장관이 전력거래소에 통보한 내용에 따른다.

② ~ ⑤ (생 략)

⑥ 전력거래소는 제4항의 미달액에 대한 적정성 검토, 보전 금액의 산정(조정을 포함한다.), 기타 이에 필요한 사항을 결정하기 위하여 아래 각 호에 해당하는 자 중 위원을 선임하여 전문위원회를 별도로 구성·운영할 수 있다. 이 때 전문위원회는 위원장 1인을 포함한 9인 이내로 구성하며, 재적의원 과반수의 찬성으로 심의·의결한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. ~ 5. (생 략)

⑦‧⑧ (생 략)

제2.4.4조의2(긴급정산상한가격의 적용) ① 긴급정산상한가격에 대한 시행일, 상한가격 등은 “전력거래가격 상한에 관한 고시” 제4조에 따라 기후에너지환경부장관이 전력거래소에 통보한 내용에 따른다.

② ~ ⑤ (현행과 같음)

⑥ 전력거래소는 제4항의 미달액에 대한 적정성 검토, 보전 금액의 산정(조정을 포함한다.), 기타 이에 필요한 사항을 결정하기 위하여 아래 각 호에 해당하는 자 중 위원을 선임하여 전문위원회를 별도로 구성·운영할 수 있다. 이 때 전문위원회는 위원장 1인을 포함한 9인 이내로 구성하며, 재적의원 과반수의 찬성으로 심의·의결한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3. ~ 5. (현행과 같음)

⑦‧⑧ (현행과 같음)

- 상동

- 상동

제3.2.1.6조(송전요금) ① 직접구매자에 대한 발전측 송전요금은 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 발전측 송전요금을 기초로 하여 동 요금의 적용기준 및 적용방법은 비용위원회에서 별도로 정한다.

② 직접구매자에 대한 부하측 송전요금은 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 “송·배전용 전기설비 이용규정”에 따르며 이 규칙에서는 적용하지 아니한다.

제3.2.1.6조(송전요금) ① 직접구매자에 대한 발전측 송전요금은 법 제15조의 규정에 의거 기후에너지환경부장관으로부터 인가를 받은 발전측 송전요금을 기초로 하여 동 요금의 적용기준 및 적용방법은 비용위원회에서 별도로 정한다.

② 직접구매자에 대한 부하측 송전요금은 법 제15조의 규정에 의거 기후에너지환경부장관으로부터 인가를 받은 “송·배전용 전기설비 이용규정”에 따르며 이 규칙에서는 적용하지 아니한다.

- 상동

- 상동

제3.2.1.12조(복지특례할인비용 정산금) ① (생 략)

② 제1항의 복지특례할인비용 단가는 전기사업법 제16조에 따라 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 판매사업자의 약관을 기초로 「신·재생 에너지 발전전력의 제3자간 전력거래계약에 관한 지침」에 따라 판매사업자가 산업통상자원부장관에게 제출한 직전년도의 복지할인비용과 특례비용의 합계 금액을 직전년도 판매사업자의 판매량과 직접구매자의 총 유효구매전력량의 합으로 나누어 산정한다.

③‧④ (생 략)

제3.2.1.12조(복지특례할인비용 정산금) ① (현행과 같음)

② 제1항의 복지특례할인비용 단가는 전기사업법 제16조에 따라 기후에너지환경부장관으로부터 인가를 받은 판매사업자의 약관을 기초로 「신·재생 에너지 발전전력의 제3자간 전력거래계약에 관한 지침」에 따라 판매사업자가 기후에너지환경부장관에게 제출한 직전년도의 복지할인비용과 특례비용의 합계 금액을 직전년도 판매사업자의 판매량과 직접구매자의 총 유효구매전력량의 합으로 나누어 산정한다.

③‧④ (현행과 같음)

- 상동

- 상동

제3.2.2.1조(직접구매자의 자격) ① (생 략)

② 법 시행령 제20조에서 규정한 수전설비용량은 토지, 건물, 전기사용 시설 등을 소유자나 최종 사용자별로 구분한 단일의 전기 사용장소 및 단일의 최종 전기사용자에 대한 용량으로 한다. 단, 직접전력거래를 통해 전력을 구매하는 경우에는 「재생에너지전기의 직접전력거래 등에 관한 고시」에 따른 시간대별 정산방식으로만 구매할 수 있으며, 전기사용자의 각 수전설비를 합산한 용량을 적용할 수 있다. 수전설비를 합산한 용량에 관한 구체적인 방법은 산업통상자원부장관이 정하는 고시에 따른다.

제3.2.2.1조(직접구매자의 자격) ① (현행과 같음)

② 법 시행령 제20조에서 규정한 수전설비용량은 토지, 건물, 전기사용 시설 등을 소유자나 최종 사용자별로 구분한 단일의 전기 사용장소 및 단일의 최종 전기사용자에 대한 용량으로 한다. 단, 직접전력거래를 통해 전력을 구매하는 경우에는 「재생에너지전기의 직접전력거래 등에 관한 고시」에 따른 시간대별 정산방식으로만 구매할 수 있으며, 전기사용자의 각 수전설비를 합산한 용량을 적용할 수 있다. 수전설비를 합산한 용량에 관한 구체적인 방법은 기후에너지환경부장관이 정하는 고시에 따른다.

- 상동

제3.3.1.1조(전력거래 요건) ① 구역전기사업자가 전력시장에서 전력을 거래할 수 있는 경우는 법 시행령 제19조 제4항에서 규정한 경우로 하며, 중앙급전 구역전기발전기를 보유한 구역전기사업자는 법 시행령 제19조 제4항 제3호에서의 산업통상자원부령으로 정하는 기간에만 전력시장에 구역수요 초과 공급가능용량을 입찰할 수 있다.

② ~ ④ (생 략)

⑤ 구역전기사업자는 발전기의 고장․정기점검 및 보수 등으로 인한 경우, 또는 산업통상자원부령이 정하는 기간 동안 공급구역의 열수요 감소에 따른 발전기 가동단축으로 인한 부족전력을 충당하기 위한 경우를 제외하고 당해 특정한 공급구역의 수요가 허가받은 공급능력 이내일 때에 구매전력이 발생하지 않도록 하여야 한다.

⑥ ~ ⑨ (생 략)

⑩ 법 시행령 제19조제4항제3호에 해당하는 사업자는 지역냉난방 구역전기사업자를 대상으로 하고, 지역냉난방 구역전기사업자가 산업통상자원부령으로 정하는 기간 동안 전력시장에서 구매하는 부족전력에 대해서는 책임공급비율 기준 미준수에 따른 차등금액을 적용하지 아니한다.

제3.3.1.1조(전력거래 요건) ① 구역전기사업자가 전력시장에서 전력을 거래할 수 있는 경우는 법 시행령 제19조 제4항에서 규정한 경우로 하며, 중앙급전 구역전기발전기를 보유한 구역전기사업자는 법 시행령 제19조 제4항 제3호에서의 기후에너지환경부령으로 정하는 기간에만 전력시장에 구역수요 초과 공급가능용량을 입찰할 수 있다.

② ~ ④ (현행과 같음)

⑤ 구역전기사업자는 발전기의 고장․정기점검 및 보수 등으로 인한 경우, 또는 기후에너지환경부령이 정하는 기간 동안 공급구역의 열수요 감소에 따른 발전기 가동단축으로 인한 부족전력을 충당하기 위한 경우를 제외하고 당해 특정한 공급구역의 수요가 허가받은 공급능력 이내일 때에 구매전력이 발생하지 않도록 하여야 한다.

⑥ ~ ⑨ (현행과 같음)

⑩ 법 시행령 제19조제4항제3호에 해당하는 사업자는 지역냉난방 구역전기사업자를 대상으로 하고, 지역냉난방 구역전기사업자가 기후에너지환경부령으로 정하는 기간 동안 전력시장에서 구매하는 부족전력에 대해서는 책임공급비율 기준 미준수에 따른 차등금액을 적용하지 아니한다.

- 상동

- 상동

- 상동

제3.3.1.6조(구역전기사업자의 거래유지기간) ① 구역전기사업자는 제3.3.1.5조의 규정에 의한 거래개시일로부터 1년이 경과하여야 전력시장에서의 전력거래를 종료할 수 있다. 다만, 구역전기사업자가 제3.3.1.1조 제6항에 따라 산업통상자원부령이 정하는 기간동안 해당 공급구역의 열수요가 감소함에 따라 발전기 가동을 단축하여 발생한 부족전력을 충당하기 위해 거래하는 경우, 또는 전력거래를 지속할 수 없는 정당한 사유가 있는 경우에는 예외로 할 수 있다.

② (생 략)

제3.3.1.6조(구역전기사업자의 거래유지기간) ① 구역전기사업자는 제3.3.1.5조의 규정에 의한 거래개시일로부터 1년이 경과하여야 전력시장에서의 전력거래를 종료할 수 있다. 다만, 구역전기사업자가 제3.3.1.1조 제6항에 따라 기후에너지환경부령이 정하는 기간동안 해당 공급구역의 열수요가 감소함에 따라 발전기 가동을 단축하여 발생한 부족전력을 충당하기 위해 거래하는 경우, 또는 전력거래를 지속할 수 없는 정당한 사유가 있는 경우에는 예외로 할 수 있다.

② (현행과 같음)

- 상동

제3.3.2.6조(송전 및 배전요금) ① 구역전기사업자의 발전측 송전요금은 비용위원회에서 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 발전측 송전요금을 반영하여 산정한다.

② 구역전기사업자에 대한 부하측 송전요금 및 배전요금은 법 제15조의 규정에 의거 산업통상자원부장관으로부터 인가를 받은 “송·배전용 전기설비 이용규정” 및 “배전용 전기설비 이용규정”에 따르며 이 규칙에서는 적용하지 아니한다.

제3.3.2.6조(송전 및 배전요금) ① 구역전기사업자의 발전측 송전요금은 비용위원회에서 법 제15조의 규정에 의거 기후에너지환경부장관으로부터 인가를 받은 발전측 송전요금을 반영하여 산정한다.

② 구역전기사업자에 대한 부하측 송전요금 및 배전요금은 법 제15조의 규정에 의거 기후에너지환경부장관으로부터 인가를 받은 “송·배전용 전기설비 이용규정” 및 “배전용 전기설비 이용규정”에 따르며 이 규칙에서는 적용하지 아니한다.

- 상동

- 상동

제3.4.1조(관련자료 제출) ① ~ ⑦ (생 략)

⑧ 제1항의 단서에 따라 재정보증의 면제를 받고자 하는 경우 각 호의 서류를 제출하여야 한다.

1. 공공기관 운영에 관한 법률에 의한 공공기관인 경우 기획재정부에서 발표하는 ‘공공기관 지정 고시’로 갈음한다.

2. (생 략)

⑨ (생 략)

제3.4.1조(관련자료 제출) ① ~ ⑦ (현행과 같음)

⑧ 제1항의 단서에 따라 재정보증의 면제를 받고자 하는 경우 각 호의 서류를 제출하여야 한다.

1. 공공기관 운영에 관한 법률에 의한 공공기관인 경우 재정경제부에서 발표하는 ‘공공기관 지정 고시’로 갈음한다.

2. (현행과 같음)

⑨ (현행과 같음)

- 상동

제3.4.2조(관련자료 제출) ① 전력구매자는 다음 연도의 월별 예상구매량을 매년 11월 말까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 제3.3.1.1조 제6항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 월별 예상구매량을 거래개시 1개월전까지 제출할 수 있다.

② 전력구매자로서 시장에서 거래를 하고자 하는 자는 거래개시 희망일로부터 1개월 전까지 다음의 자료를 제출하여야 한다.

1. ~ 3. (생 략)

4. 구역전기사업자의 경우 공급예정구역에 대해 산업통상자원부장관으로부터 허가받은 사업허가증 사본

③ ~ ⑤ (생 략)

제3.4.2조(관련자료 제출) ① 전력구매자는 다음 연도의 월별 예상구매량을 매년 11월 말까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 제3.3.1.1조 제6항의 규정에 의한 구역전기사업자는 기후에너지환경부령이 정하는 거래기간의 월별 예상구매량을 거래개시 1개월전까지 제출할 수 있다.

② 전력구매자로서 시장에서 거래를 하고자 하는 자는 거래개시 희망일로부터 1개월 전까지 다음의 자료를 제출하여야 한다.

1. ~ 3. (현행과 같음)

4. 구역전기사업자의 경우 공급예정구역에 대해 기후에너지환경부장관으로부터 허가받은 사업허가증 사본

③ ~ ⑤ (현행과 같음)

- 상동

- 상동

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① ~ ⑥ (생 략)

⑦ 전력거래소는 제2항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.

1. 전력구매자에게는 매년 12월 10일 이전까지 통지한다. 단, 제3.3.1.1조 제6항의 규정에 의한 구역전기사업자에게는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 거래개시 20일 전까지 통지한다.

2. (생 략)

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① ~ ⑥ (현행과 같음)

⑦ 전력거래소는 제2항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.

1. 전력구매자에게는 매년 12월 10일 이전까지 통지한다. 단, 제3.3.1.1조 제6항의 규정에 의한 구역전기사업자에게는 기후에너지환경부령이 정하는 거래기간의 거래개시 20일 전까지 통지한다.

2. (현행과 같음)

- 상동

제3.4.4조(재정보증금액 납부 및 검증) ① 전력구매자는 제3.4.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.4.1조 제2항의 규정에 의한 현금 또는 동조 제3항의 규정에 의한 비현금의 형태로 매년 12월 24일까지 전력거래소에 납부하여야 한다. 단, 제3.3.1.1조 제6항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 거래개시 7일 전까지 납부할 수 있다.

②‧③ (생 략)

제3.4.4조(재정보증금액 납부 및 검증) ① 전력구매자는 제3.4.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.4.1조 제2항의 규정에 의한 현금 또는 동조 제3항의 규정에 의한 비현금의 형태로 매년 12월 24일까지 전력거래소에 납부하여야 한다. 단, 제3.3.1.1조 제6항의 규정에 의한 구역전기사업자는 기후에너지환경부령이 정하는 거래기간의 거래개시 7일 전까지 납부할 수 있다.

②‧③ (현행과 같음)

- 상동

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

②‧③ (생 략)

④ 전력거래소 또는 한전은 일간 수요예측 결과 운영예비력이 4,500MW미만으로 예상될 경우 산업부에 통보한 후 다음 각 호 중에 해당하는 조치를 취할 수 있다.

1. ~ 3. (생 략)

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

②‧③ (현행과 같음)

④ 전력거래소 또는 한전은 일간 수요예측 결과 운영예비력이 4,500MW미만으로 예상될 경우 기후에너지환경부에 통보한 후 다음 각 호 중에 해당하는 조치를 취할 수 있다.

1. ~ 3. (현행과 같음)

- 상동

- 상동

제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ (생 략)

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.

1. ~ 4. (생 략)

5. 환경부의 대기정보 예보 결과 전국 19개 권역 중 3개 권역 이상이 환경정책기본법에 따른 미세먼지 등급 ‘나쁨’ 이상으로 예상되는 경우

6. (생 략)

⑦ (생 략)

제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ (현행과 같음)

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.

1. ~ 4. (현행과 같음)

5. 기후에너지환경부의 대기정보 예보 결과 전국 19개 권역 중 3개 권역 이상이 환경정책기본법에 따른 미세먼지 등급 ‘나쁨’ 이상으로 예상되는 경우

6. (현행과 같음)

⑦ (현행과 같음)

- 상동

제5.8.2조(전력계통 운영방안 수립) ① 전력거래소는 산업통상자원부 고시 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」제11조에 따라 전력시장운영규칙 제5.8.1조(전력계통의 안정적 운영을 위한 기준)에서 정한 신뢰도 및 안정도 운영기준을 만족하도록 전력계통 운영방안을 수립하여야 한다.

② (생 략)

제5.8.2조(전력계통 운영방안 수립) ① 전력거래소는 기후에너지환경부 고시 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」제11조에 따라 전력시장운영규칙 제5.8.1조(전력계통의 안정적 운영을 위한 기준)에서 정한 신뢰도 및 안정도 운영기준을 만족하도록 전력계통 운영방안을 수립하여야 한다.

② (현행과 같음)

- 상동

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공) ① 송전사업자는 전기사업법시행령 제17조(전기설비의 시설계획 및 전기공급계획의 신고)에 의거, 매년 12월말까지 전기설비의 시설계획 및 전기공급계획서를 산업통상자원부장관에게 신고함과 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다.

② ~ ⑧ (생 략)

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공) ① 송전사업자는 전기사업법시행령 제17조(전기설비의 시설계획 및 전기공급계획의 신고)에 의거, 매년 12월말까지 전기설비의 시설계획 및 전기공급계획서를 기후에너지환경부장관에게 신고함과 동시에 전력거래소에 제출하여야 한다.

② ~ ⑧ (현행과 같음)

- 상동

제5.8.8조(고장보고․조사 및 고장통계) ① 전기사업자는 전력계통 고장 발생시, 고장내용을 전력거래소에 통보하여야 하고, 전력거래소는 통보받은 사항에 관해 산업통상자원부에 보고하여야 한다.

② 전력거래소 이사장은 전력계통의 안정적 운영과 전기품질 확보를 위하여 고장조사가 필요할 때에는 산업통상자원부와 협의를 거쳐 하여야 하며, 재발방지대책 수립 후 이를 산업통상자원부에 보고하여야 한다.

③ 전력거래소는 고장통계를 작성‧관리하여야 하고, 이를 종합하여 산업통상자원부에 보고하여야 한다.

④ (생 략)

제5.8.8조(고장보고․조사 및 고장통계) ① 전기사업자는 전력계통 고장 발생시, 고장내용을 전력거래소에 통보하여야 하고, 전력거래소는 통보받은 사항에 관해 기후에너지환경부에 보고하여야 한다.

② 전력거래소 이사장은 전력계통의 안정적 운영과 전기품질 확보를 위하여 고장조사가 필요할 때에는 기후에너지환경부와 협의를 거쳐야 하며, 재발방지대책 수립 후 이를 기후에너지환경부에 보고하여야 한다.

③ 전력거래소는 고장통계를 작성‧관리하여야 하고, 이를 종합하여 기후에너지환경부에 보고하여야 한다.

④ (현행과 같음)

- 상동

- 정부조직법

개정 반영 및

문구 명확화

- 정부조직법

개정 반영

제5.10.2조(위원의 자격) ① 계통위원회 위원은 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 사람으로 한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. ~ 9. (생 략)

② (생 략)

제5.10.2조(위원의 자격) ① 계통위원회 위원은 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 사람으로 한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3. ~ 9. (현행과 같음)

② (현행과 같음)

- 상동

제5.10.5조(위원의 제척․기피․회피) ① 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임직원, 송전사업자 및 배전사업자 임직원, 회원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.

1. ~ 4. (생 략)

②‧③ (생 략)

제5.10.5조(위원의 제척․기피․회피) ① 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임직원, 송전사업자 및 배전사업자 임직원, 회원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

②‧③ (현행과 같음)

- 상동

제8.2.1.1조(설치 및 구성) ①‧② (생 략)

③ 정보위원회의 위원장 및 위원은 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표(발전사업자, 판매사업자), 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자로 구성된 전문가단(Pool) 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

④ (생 략)

제8.2.1.1조(설치 및 구성) ①‧② (현행과 같음)

③ 정보위원회의 위원장 및 위원은 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표(발전사업자, 판매사업자), 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자로 구성된 전문가단(Pool) 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

④ (현행과 같음)

- 상동

제8.2.1.2조(위원의 임기) 정보위원회 위원의 임기는 3년으로 하고 1회 연임할 수 있다. 다만 산업통상자원부, 전력거래소 및 회원을 대표하는 위원은 해당직위에 변동이 있는 때에는 후임자가 위원자격을 승계한다.

제8.2.1.2조(위원의 임기) 정보위원회 위원의 임기는 3년으로 하고 1회 연임할 수 있다. 다만 기후에너지환경부, 전력거래소 및 회원을 대표하는 위원은 해당직위에 변동이 있는 때에는 후임자가 위원자격을 승계한다.

- 상동

제8.2.1.4조(위원의 자격) ① 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다.

1. ~ 4. (생 략)

②‧③ (생 략)

제8.2.1.4조(위원의 자격) ① 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

②‧③ (현행과 같음)

- 상동

제9.1.1조(규칙의 개정) ① (생 략)

② 전력거래소는 다음 각호의 1에 해당하는 경우 규칙개정위원회의 심의를 거쳐 규칙을 개정할 수 있다.

1.‧2. (생 략)

3. 제1호 및 제2호의 사유로 산업통상자원부의 개정 권고를 받은 경우

4. (생 략)

③ (생 략)

제9.1.1조(규칙의 개정) ① (현행과 같음)

② 전력거래소는 다음 각호의 1에 해당하는 경우 규칙개정위원회의 심의를 거쳐 규칙을 개정할 수 있다.

1.‧2. (현행과 같음)

3. 제1호 및 제2호의 사유로 기후에너지환경부의 개정 권고를 받은 경우

4. (현행과 같음)

③ (현행과 같음)

- 상동

제9.2.1조(설치 및 구성) ①‧② (생 략)

③ 규칙개정위원회위원장은 전력거래소이사장으로 하며, 위원은 전력거래소이사장이 다음 각호에 해당하는 자 중에서 위촉한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원 중 산업통상자원부장관이 지정하는 자

3.‧4. (생 략)

④‧⑤ (생 략)

제9.2.1조(설치 및 구성) ①‧② (현행과 같음)

③ 규칙개정위원회위원장은 전력거래소이사장으로 하며, 위원은 전력거래소이사장이 다음 각호에 해당하는 자 중에서 위촉한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원 중 기후에너지환경부장관이 지정하는 자

3.‧4. (현행과 같음)

④‧⑤ (현행과 같음)

- 상동

제9.2.2조의2(위원의 청렴의무 및 제척 등) ①‧② (생 략)

③ 위원회 위원 중 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 규칙개정 심의 및 의결에서 제척 또는 기피, 회피하여야 한다.

1. ~ 4. (생 략)

④‧⑤ (생 략)

제9.2.2조의2(위원의 청렴의무 및 제척 등) ①‧② (현행과 같음)

③ 위원회 위원 중 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 규칙개정 심의 및 의결에서 제척 또는 기피, 회피하여야 한다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

④‧⑤ (현행과 같음)

- 상동

제9.2.5조(회의성립과 의결) ①‧② (생 략)

③ 산업통상자원부, 전력거래소 회원대표 및 전력거래소 소속 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 위원회 회의시작 전까지 별지 제30호 서식에 의한 위임장을 위원장에게 제출하여야 한다.

제9.2.5조(회의성립과 의결) ①‧② (현행과 같음)

③ 기후에너지환경부, 전력거래소 회원대표 및 전력거래소 소속 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 위원회 회의시작 전까지 별지 제30호 서식에 의한 위임장을 위원장에게 제출하여야 한다.

- 상동

제9.2.6조(실무협의회 구성) ①‧② (생 략)

③ 실무협의회 의장은 전력거래소 소속 규칙개정위원회 위원으로 하며, 위원은 규칙개정위원회가 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 선임한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3.‧4. (생 략)

④ ~ ⑥ (생 략)

제9.2.6조(실무협의회 구성) ①‧② (현행과 같음)

③ 실무협의회 의장은 전력거래소 소속 규칙개정위원회 위원으로 하며, 위원은 규칙개정위원회가 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 선임한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3.‧4. (현행과 같음)

④ ~ ⑥ (현행과 같음)

- 상동

제9.3.1조(개정내용의 통보, 안건설명회 및 의견제출) ① 전력거래소가 제9.1.1조 제2항의 규정에 의하여 규칙을 개정하고자 하는 경우에는 별지 제28호서식에 의한 제안 내용을 회원 및 산업통상자원부에 서면으로 통보하여야 한다.

② (생 략)

③ 회원 및 산업통상자원부는 제1항의 제안 내용에 대하여 의견이 있는 경우에 제1항의 통보일로부터 15일 이내에 찬반의견과 사유, 수정조문 등을 명시한 의견서를 전력거래소에 제출할 수 있다.

제9.3.1조(개정내용의 통보, 안건설명회 및 의견제출) ① 전력거래소가 제9.1.1조 제2항의 규정에 의하여 규칙을 개정하고자 하는 경우에는 별지 제28호서식에 의한 제안 내용을 회원 및 기후에너지환경부에 서면으로 통보하여야 한다.

② (현행과 같음)

③ 회원 및 기후에너지환경부는 제1항의 제안 내용에 대하여 의견이 있는 경우에 제1항의 통보일로부터 15일 이내에 찬반의견과 사유, 수정조문 등을 명시한 의견서를 전력거래소에 제출할 수 있다.

- 상동

- 상동

제9.3.4조(긴급개정) ① (생 략)

② 제1항의 규정에 의한 긴급개정의 요청이 있는 경우 규칙개정위원회 소집통지기간은 7일 이내로, 산업통상자원부 및 회원의 의견제출 기한은 5일 이내로 할 수 있으며, 개정안에 대한 실무협의회의 검토․조정을 거치지 아니할 수 있다.

③ 이 규칙의 내용에 명백한 오류가 있고 이로 인하여 전력시장의 운영에 중대한 지장을 초래할 것으로 판단되는 경우, 전력거래소는 규칙개정위원회의 심의를 거치지 아니하고 이를 시정하는 내용의 개정안을 산업통상자원부장관에게 제출하여 그 승인을 요청할 수 있다. 이 경우, 지체 없이 규칙개정위원회 위원 및 회원에게 그 사실을 서면으로 통지하여야 한다.

제9.3.4조(긴급개정) ① (현행과 같음)

② 제1항의 규정에 의한 긴급개정의 요청이 있는 경우 규칙개정위원회 소집통지기간은 7일 이내로, 기후에너지환경부 및 회원의 의견제출 기한은 5일 이내로 할 수 있으며, 개정안에 대한 실무협의회의 검토․조정을 거치지 아니할 수 있다.

③ 이 규칙의 내용에 명백한 오류가 있고 이로 인하여 전력시장의 운영에 중대한 지장을 초래할 것으로 판단되는 경우, 전력거래소는 규칙개정위원회의 심의를 거치지 아니하고 이를 시정하는 내용의 개정안을 기후에너지환경부장관에게 제출하여 그 승인을 요청할 수 있다. 이 경우, 지체 없이 규칙개정위원회 위원 및 회원에게 그 사실을 서면으로 통지하여야 한다.

- 상동

- 상동

제9.3.5조(승인요청) 전력거래소는 규칙개정위원회의 심의를 거친 개정안 중 개정 의결된 안건에 대하여는 규칙개정위원회 개최일로부터 20일 이내에 산업통상자원부장관에게 규칙 개정의 승인을 요청하여야 한다.

제9.3.5조(승인요청) 전력거래소는 규칙개정위원회의 심의를 거친 개정안 중 개정 의결된 안건에 대하여는 규칙개정위원회 개최일로부터 20일 이내에 기후에너지환경부장관에게 규칙 개정의 승인을 요청하여야 한다.

- 상동

제9.3.6조(개정규칙의 공고) ① 전력거래소는 산업통상자원부장관이 규칙개정안을 승인한 날로부터 7일 이내에 모든 회원에게 규칙 개정 내용을 서면으로 통지하고, 전력거래소 홈페이지(www.kpx.or.kr)에도 1개월 이상 이를 공고하여야 한다.

② 산업통상자원부장관이 규칙개정안의 승인을 거절한 경우, 전력거래소 이사장은 규칙개정위원회 위원과 회원에게 그 사실과 이유를 서면으로 통지하여야 한다.

제9.3.6조(개정규칙의 공고) ① 전력거래소는 기후에너지환경부장관이 규칙개정안을 승인한 날로부터 7일 이내에 모든 회원에게 규칙 개정 내용을 서면으로 통지하고, 전력거래소 홈페이지(www.kpx.or.kr)에도 1개월 이상 이를 공고하여야 한다.

② 기후에너지환경부장관이 규칙개정안의 승인을 거절한 경우, 전력거래소 이사장은 규칙개정위원회 위원과 회원에게 그 사실과 이유를 서면으로 통지하여야 한다.

- 상동

- 상동

제13.1.2조(승인) 제13.2.1.5조의 규정에 의거 정부승인차액계약운영위원회가 심의·의결한 다음 각호의 사항에 대해서는 산업통상자원부장관의 승인을 받아야 한다.

1. ~ 4. (생 략)

제13.1.2조(승인) 제13.2.1.5조의 규정에 의거 정부승인차액계약운영위원회가 심의·의결한 다음 각호의 사항에 대해서는 기후에너지환경부장관의 승인을 받아야 한다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

- 상동

제13.2.1.1조(설치 및 구성) ①‧② (생 략)

③ 차액위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. (생 략)

④ ~ ⑥ (생 략)

제13.2.1.1조(설치 및 구성) ①‧② (현행과 같음)

③ 차액위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3. (현행과 같음)

④ ~ ⑥ (현행과 같음)

- 상동

제13.2.1.6조(위원의 제척․기피․회피) ① 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임직원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.

1. ~ 4. (생 략)

②‧③ (생 략)

제13.2.1.6조(위원의 제척․기피․회피) ① 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임직원의 대표를 제외한 위촉위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 해당사항의 심의 및 의결에서 제척된다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

②‧③ (현행과 같음)

- 상동

제13.2.3.1조(실무협의회 설치 및 구성) ① ~ ③ (생 략)

④ 실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 차액위원회에서 결정한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3.‧4. (생 략)

⑤‧⑥ (생 략)

제13.2.3.1조(실무협의회 설치 및 구성) ① ~ ③ (현행과 같음)

④ 실무협의회 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 차액위원회에서 결정한다.

1. 전력거래소 직원

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3.‧4. (현행과 같음)

⑤‧⑥ (현행과 같음)

- 상동

제15.5.1조(설치 및 구성) ①‧② (생 략)

③ 중앙계약시장위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원 중 산업통상자원부장관이 지정하는 자

3.‧4. (생 략)

④‧⑤ (생 략)

제15.5.1조(설치 및 구성) ①‧② (현행과 같음)

③ 중앙계약시장위원회의 위원장 및 위원은 다음 각호에 해당하는 자 중에서 전력거래소 이사장이 위촉한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원 중 기후에너지환경부장관이 지정하는 자

3.‧4. (현행과 같음)

④‧⑤ (현행과 같음)

- 상동

제15.5.1조의2(위원의 자격) 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원 및 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다.

1. ~ 4. (생 략)

제15.5.1조의2(위원의 자격) 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원 및 회원의 대표를 제외한 위원(이하 ‘위촉위원’이라 한다.)은 다음 각 호의 어느 하나에 적합한 자로 한다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

- 상동

제15.5.2조의2(위원의 청렴의무 및 제척 등) ①‧② (생 략)

③ 위원회 위원 중 산업통상자원부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 중앙계약시장 운영 심의 및 의결에서 제척 또는 기피, 회피하여야 한다.

1. ~ 4. (생 략)

④‧⑤ (생 략)

제15.5.2조의2(위원의 청렴의무 및 제척 등) ①‧② (현행과 같음)

③ 위원회 위원 중 기후에너지환경부 소속 공무원, 전력거래소 임원, 회원의 대표를 제외한 위원이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 중앙계약시장 운영 심의 및 의결에서 제척 또는 기피, 회피하여야 한다.

1. ~ 4. (현행과 같음)

④‧⑤ (현행과 같음)

- 상동

제15.5.5조(회의성립과 의결) ①‧② (생 략)

③ 산업통상자원부, 전력거래소 회원대표 및 전력거래소 소속 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 위원회 회의시작 전까지 별지 제30호 서식에 의한 위임장을 위원장에게 제출하여야 한다.

제15.5.5조(회의성립과 의결) ①‧② (현행과 같음)

③ 기후에너지환경부, 전력거래소 회원대표 및 전력거래소 소속 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 위원회 회의시작 전까지 별지 제30호 서식에 의한 위임장을 위원장에게 제출하여야 한다.

- 상동

제15.6.1조(실무협의회 구성) ①‧② (생 략)

③ 실무협의회 의장은 중앙계약시장위원회의 간사로 하며, 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 중앙계약시장위원회에서 결정한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3.‧4. (생 략)

④‧⑥ (생 략)

제15.6.1조(실무협의회 구성) ①‧② (현행과 같음)

③ 실무협의회 의장은 중앙계약시장위원회의 간사로 하며, 위원은 다음 각 호에 해당하는 자 중에서 해당 기관의 추천을 받아 중앙계약시장위원회에서 결정한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3.‧4. (현행과 같음)

④‧⑤ (현행과 같음)

- 상동

- 항번호 정정

제15.6.2조(실무협의회 운영) ① ~ ④ (생 략)

⑤ 산업통상자원부, 전력거래소 회원대표 및 전력거래소 소속 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 위원회 회의시작 전까지 별지 제30호 서식에 의한 위임장을 위원장에게 제출하여야 한다.

제15.6.2조(실무협의회 운영) ① ~ ④ (현행과 같음)

⑤ 기후에너지환경부, 전력거래소 회원대표 및 전력거래소 소속 위원이 부득이한 사유로 위원회에 참석할 수 없는 경우에는 대리인으로 하여금 위원회에 참석하게 할 수 있다. 이 경우 대리인은 위원회 회의시작 전까지 별지 제30호 서식에 의한 위임장을 위원장에게 제출하여야 한다.

- 정부조직법

개정 반영

제16.1.11조(전력시장 안정화 조치) ① (생 략)

② 제1항의 전문위원회는 위원장 1인을 포함한 9인 이내로 아래 각호에 해당하는 자를 위원으로 선임하며, 재적의원 과반수의 찬성으로 심의‧의결한다.

1. (생 략)

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. ~ 5. (생 략)

③ (생 략)

제16.1.11조(전력시장 안정화 조치) ① (현행과 같음)

② 제1항의 전문위원회는 위원장 1인을 포함한 9인 이내로 아래 각호에 해당하는 자를 위원으로 선임하며, 재적의원 과반수의 찬성으로 심의‧의결한다.

1. (현행과 같음)

2. 기후에너지환경부 소속 공무원

3. ~ 5. (현행과 같음)

③ (현행과 같음)

- 상동

제17.1.2조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1.‧2. (생 략)

3. “수소발전입찰시장 고시”라 함은 산업통상자원부에서 고시한 「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」를 말한다.

4. ~ 6. (생 략)

제17.1.2조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1.‧2. (현행과 같음)

3. “수소발전입찰시장 고시”라 함은 기후에너지환경부에서 고시한 「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」를 말한다.

4. ~ 6. (현행과 같음)

- 상동

제21.1조(시장기능정지 요청) ① 전력거래소는 천재․지변․전시․사변, 경제사정의 급격한 변동 기타 이에 준하는 사태가 발생하여 전력시장에서 전력거래가 정상적으로 이루어질 수 없다고 판단될 때에는 산업통상자원부장관에게 전력거래의 정지․제한 등을 요청할 수 있다.

② 산업통상자원부장관이 제1항 또는 전기사업법 제46조 제1항에 따라 전력거래의 정지·제한을 명한 경우의 세부운영 절차는 별표24와 같다.

제21.1조(시장기능정지 요청) ① 전력거래소는 천재․지변․전시․사변, 경제사정의 급격한 변동 기타 이에 준하는 사태가 발생하여 전력시장에서 전력거래가 정상적으로 이루어질 수 없다고 판단될 때에는 기후에너지환경부장관에게 전력거래의 정지․제한 등을 요청할 수 있다.

② 기후에너지환경부장관이 제1항 또는 전기사업법 제46조 제1항에 따라 전력거래의 정지·제한을 명한 경우의 세부운영 절차는 별표24와 같다.

- 상동

- 상동

제21.6조(전력거래사) ①‧② (생 략)

③ 전력거래소 이사장은 제1항의 규정에 의한 전력거래사 자격제도의 운용을 위하여 필요한 규정을 산업통상자원부와 협의하여 제정․시행할 수 있다.

제21.6조(전력거래사) ①‧② (현행과 같음)

③ 전력거래소 이사장은 제1항의 규정에 의한 전력거래사 자격제도의 운용을 위하여 필요한 규정을 기후에너지환경부와 협의하여 제정․시행할 수 있다.

- 상동

제21.7조(승인) ① 전력거래소는 제2.2.1.4조의 규정에 의거 비용위원회가 심의한 사항 중 다음 각호의 1에 해당하는 경우에는 산업통상자원부장관의 승인을 받아야 한다.

1. ~ 5. (생 략)

② 제1항의 규정에 의한 승인요청이 있는 경우에도 제2.1.1.1조의 규정에 의하여 비용위원회가 심의한 자료는 제2.1.1.8조의 규정에 의하여 효력을 발생한다. 다만, 제1항의 규정에 의하여 산업통상자원부장관이 변경하여 승인하거나 또는 승인을 하지 아니한 경우에는 당해 사항에 한하여 그 통지가 전력거래소에 접수된 날의 익일 0시부터 변경승인 또는 불승인의 효력이 개시한다.

③ 전력거래소가 규칙을 개정하고자 하는 경우에는 법 제43조 제2항의 규정에 의하여 산업통상자원부장관의 승인을 받아야 한다.

제21.7조(승인) ① 전력거래소는 제2.2.1.4조의 규정에 의거 비용위원회가 심의한 사항 중 다음 각호의 1에 해당하는 경우에는 기후에너지환경부장관의 승인을 받아야 한다.

1. ~ 5. (현행과 같음)

② 제1항의 규정에 의한 승인요청이 있는 경우에도 제2.1.1.1조의 규정에 의하여 비용위원회가 심의한 자료는 제2.1.1.8조의 규정에 의하여 효력을 발생한다. 다만, 제1항의 규정에 의하여 기후에너지환경부장관이 변경하여 승인하거나 또는 승인을 하지 아니한 경우에는 당해 사항에 한하여 그 통지가 전력거래소에 접수된 날의 익일 0시부터 변경승인 또는 불승인의 효력이 개시한다.

③ 전력거래소가 규칙을 개정하고자 하는 경우에는 법 제43조 제2항의 규정에 의하여 기후에너지환경부장관의 승인을 받아야 한다.

- 상동

- 상동

- 상동

제21.8조(보고) ① 전력거래소는 다음 각호의 사항을 산업통상자원부에 보고하여야 한다.

1. ~ 27. (생 략)

② 전력거래소는 제2.3.1조(입찰서의 제출)의 규정에 따른 발전기입찰자료가 명백히 허위제출된 것으로 인정되거나 제5.3.1조(급전지시)의 규정에 따른 전력거래소의 급전지시를 해당 사업자가 특별한 사유없이 이행하지 아니한 경우 또는 제5.8.2조(전력계통 운영방안 수립)의 규정에 따른 전력계통 운영방안을 전기사업자가 특별한 사유없이 협조하지 아니한 경우에는 이를 산업통상자원부에 보고하여야 한다.

③ (생 략)

제21.8조(보고) ① 전력거래소는 다음 각호의 사항을 기후에너지환경부에 보고하여야 한다.

1. ~ 27. (생 략)

② 전력거래소는 제2.3.1조(입찰서의 제출)의 규정에 따른 발전기입찰자료가 명백히 허위제출된 것으로 인정되거나 제5.3.1조(급전지시)의 규정에 따른 전력거래소의 급전지시를 해당 사업자가 특별한 사유없이 이행하지 아니한 경우 또는 제5.8.2조(전력계통 운영방안 수립)의 규정에 따른 전력계통 운영방안을 전기사업자가 특별한 사유없이 협조하지 아니한 경우에는 이를 기후에너지환경부에 보고하여야 한다.

③ (현행과 같음)

- 상동

- 상동

< 신 설 >

부 칙 (2025. XX. XX)

제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

② 정부조직법 개정(2025.10.1.부)에 따른 개정규정은 2025.10.1.부터 적용한다.

- 부칙 신설

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
EPCx	긴급정산상한가격 (Emergency Price Cap)	원/kWh	“전력거래가격 상한에 관한 고시”에 따라 산업통상자원부 장관이 전력거래소에 통보한 지역별 상한가격(x는 지역구분 표시기로 육지지역은 1, 제주지역은 2)

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
EPCx	긴급정산상한가격 (Emergency Price Cap)	원/kWh	“전력거래가격 상한에 관한 고시”에 따라 기후에너지환경부 장관이 전력거래소에 통보한 지역별 상한가격(x는 지역구분 표시기로 육지지역은 1, 제주지역은 2)

- 상동

[별표 2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

3. 양수발전기의 양수동력 정산

양수동력의 정산은 법 제16조의 규정에 의하여 산업통상자원부장관의 인가를 받은 기본공급약관 제59조(산업용전력)의 규정에도 불구하고 다음의 정산기준에 따른다.

가. ~ 다. (생 략)

[별표 2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

3. 양수발전기의 양수동력 정산

양수동력의 정산은 법 제16조의 규정에 의하여 기후에너지환경부장관의 인가를 받은 기본공급약관 제59조(산업용전력)의 규정에도 불구하고 다음의 정산기준에 따른다.

가. ~ 다. (현행과 같음)

- 상동

[별표 3] 전력계통 운영 기준

15.0	발전기의 주파수조정량 확보

15.1.4	산업통상자원부 심의를 거쳐 예외가 인정된 발전기

[별표 3] 전력계통 운영 기준

15.0	발전기의 주파수조정량 확보

15.1.4	기후에너지환경부 심의를 거쳐 예외가 인정된 발전기

- 상동

[별표 4] 입찰 운영 절차

12.0	부칙

12.1	본 별표는 산업통상자원부가 규칙을 승인하여 전력거래 입찰이 실시되는 날의 0시부터 적용한다.

[별표 4] 입찰 운영 절차

12.0	부칙

12.1	본 별표는 기후에너지환경부가 규칙을 승인하여 전력거래 입찰이 실시되는 날의 0시부터 적용한다.

- 상동

[별표 7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

7.0	절차

7.1.5	허용오차

1) 계량설비의 허용오차 적용은 다음 표와 같다. (표 생략)

다만, 전력량계 허용오차에 관한 산업통상자원부장관 고시(고시 제2001-103호) 시행일(2001.9.7) 이전에 설치된 발전사업자의 계량설비에 대하여는 2003년 4월 3일, 여타 전기사업자가 설치하는 계량설비는 2004년 3월 31일까지 상기의 허용오차 초과를 인정한다.

2) ~ 4) (생 략)

[별표 7] 계량설비의 설치기준 및 운영 절차

7.0	절차

7.1.5	허용오차

1) 계량설비의 허용오차 적용은 다음 표와 같다. (표 현행과 같음)

다만, 전력량계 허용오차에 관한 기후에너지환경부장관 고시(고시 제2001-103호) 시행일(2001.9.7) 이전에 설치된 발전사업자의 계량설비에 대하여는 2003년 4월 3일, 여타 전기사업자가 설치하는 계량설비는 2004년 3월 31일까지 상기의 허용오차 초과를 인정한다.

2) ~ 4) (현행과 같음)

- 상동

[별표 12] 비상시 급전지시 절차

7.0	절차

7.2.1.4	경보발령 절차

1. (생 략)

2. 전력거래소는 수급경보 발령시 산업통상자원부에 통보하고 경보를 발령한다. 단, 신속한 대응이 필요할 경우에는 중앙전력관제센터장(중앙전력관제센터장 부재 시 급전부장)이 사전조치 시행 후 경보발령․통보할 수 있다.

3. ~ 6. (생 략)

7.2.1.5	예비경보 발령 절차

전력거래소는 규칙 제5.1.4조에 따라 일간수요예측 결과 운영예비력 4,500㎿미만으로 예상될 경우 산업통상자원부와 사전 협의 후 예비경보를 발령한다.

[별표 12] 비상시 급전지시 절차

7.0	절차

7.2.1.4	경보발령 절차

1. (현행과 같음)

2. 전력거래소는 수급경보 발령시 기후에너지환경부에 통보하고 경보를 발령한다. 단, 신속한 대응이 필요할 경우에는 중앙전력관제센터장(중앙전력관제센터장 부재 시 급전부장)이 사전조치 시행 후 경보발령․통보할 수 있다.

3. ~ 6. (현행과 같음)

7.2.1.5	예비경보 발령 절차

전력거래소는 규칙 제5.1.4조에 따라 일간수요예측 결과 운영예비력 4,500㎿미만으로 예상될 경우 기후에너지환경부와 사전 협의 후 예비경보를 발령한다.

- 상동

- 상동

[별표 17] 전력설비 정지관리 절차

1.0	목적

본 절차서는 전기사업법 제36조 및 전력시장운영규칙 제5.8.8의 규정에 따라 산업통상자원부, 전력거래소 및 전기사업자간의 전력설비 정지관리업무를 체계적으로 수행하여 유사 고장을 방지하고 전력계통을 안정적으로 운영하는데 그 목적이 있다.

[별표 17] 전력설비 정지관리 절차

1.0	목적

본 절차서는 전기사업법 제36조 및 전력시장운영규칙 제5.8.8의 규정에 따라 기후에너지환경부, 전력거래소 및 전기사업자간의 전력설비 정지관리업무를 체계적으로 수행하여 유사 고장을 방지하고 전력계통을 안정적으로 운영하는데 그 목적이 있다.

- 상동

3.0	책임 및 역할

3.1	전력거래소

3.1.1	전기사업자에게 통보받은 설비정지 사항에 대해 산업통상자원부 등 관련 기관에 보고하여야 한다.

3.1.2	(생 략)

3.1.3	전력설비 정지통계를 작성․관리하여야 하며, 이를 종합하여 산업통상자원부 및 전기사업자에게 통보하여야 한다.

3.0	책임 및 역할

3.1	전력거래소

3.1.1	전기사업자에게 통보받은 설비정지 사항에 대해 기후에너지환경부 등 관련 기관에 보고하여야 한다.

3.1.2	(현행과 같음)

3.1.3	전력설비 정지통계를 작성․관리하여야 하며, 이를 종합하여 기후에너지환경부 및 전기사업자에게 통보하여야 한다.

- 상동

- 상동

7.0	정지통보 및 고장조사 절차

7.1.5	전력거래소는 7.1.1에 따라 전기사업자로부터 설비의 정지를 통보받은 때에는 그 내용을 산업통상자원부에 보고하여야 한다. 단 발전설비의 정지 보고는 중앙급전발전기를 대상으로 한다.

7.2.1	고장조사 대상

전력거래소는 계통운영의 안정을 위하여 다음의 고장에 대해서 산업통상자원부와 협의하여 고장조사를 시행한다.

가. ~ 다. (생 략)

라. 산업통상자원부가 고장조사를 요청한 고장

7.2.2	고장조사반

전력거래소는 고장조사 업무를 효율적으로 추진하기 위하여 다음과 같이 합동 고장조사반을 구성한다.

가. ~ 다. (생 략)

다. 임무

○ 고장원인 분석을 위한 정밀조사 시행

○ 원인분석 및 대책수립을 포함한 고장조사보고서 작성

○ 산업통상자원부 및 해당 전기사업자에게 고장조사보고서 송부

○ 해당 전기사업자에게 재발방지대책 시행 요청

○ 설비의 유사고장 방지대책 수립에 참고토록 전체 전기사업자에게 조사보고서 공개

라. (생 략)

7.0	정지통보 및 고장조사 절차

7.1.5	전력거래소는 7.1.1에 따라 전기사업자로부터 설비의 정지를 통보받은 때에는 그 내용을 기후에너지환경부에 보고하여야 한다. 단 발전설비의 정지 보고는 중앙급전발전기를 대상으로 한다.

7.2.1	고장조사 대상

전력거래소는 계통운영의 안정을 위하여 다음의 고장에 대해서 기후에너지환경부와 협의하여 고장조사를 시행한다.

가. ~ 다. (현행과 같음)

라. 기후에너지환경부가 고장조사를 요청한 고장

7.2.2	고장조사반

전력거래소는 고장조사 업무를 효율적으로 추진하기 위하여 다음과 같이 합동 고장조사반을 구성한다.

가. ~ 다. (현행과 같음)

다. 임무

○ 고장원인 분석을 위한 정밀조사 시행

○ 원인분석 및 대책수립을 포함한 고장조사보고서 작성

○ 기후에너지환경부 및 해당 전기사업자에게 고장조사보고서 송부

○ 해당 전기사업자에게 재발방지대책 시행 요청

○ 설비의 유사고장 방지대책 수립에 참고토록 전체 전기사업자에게 조사보고서 공개

라. (현행과 같음)

- 상동

- 상동

- 상동

- 상동

[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차

5.0	용어의 정의

5.4	설비용량

발전사업자가 산업통상자원부장관의 인가를 받은 후 사업개시 신고를 한 발전기의 정격용량

[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차

5.0	용어의 정의

5.4	설비용량

발전사업자가 기후에너지환경부장관의 인가를 받은 후 사업개시 신고를 한 발전기의 정격용량

- 상동

[별표 24] 비상시 전력시장운영 절차

7.0	절차

7.1	전력거래의 정지

7.1.1	전력거래 정지의 요건

전력거래소는 아래의 각 호에 해당되는 상황이 발생할 경우 산업통상자원부장관에게 전력거래 정지를 요청할 수 있다.

1. ~ 5. (생 략)

7.1.2	전력거래 정지의 요청

전력거래소는 산업통상자원부장관에게 전력거래 정지를 요청할 수 있으며 요청 시 아래의 각 호에 대한 사항을 포함하여야 한다.

1. ~ 3. (생 략)

7.1.3	전력거래 정지의 선언

전력거래소는 전력거래 기능 정지 요청에 대한 산업통상자원부장관의 승인 또는 산업통상자원부장관에 의한 전력거래 정지 명령이 있을 경우 즉시 전력거래의 정지를 선언하고 활용 가능한 통신수단을 이용하여 해당사항을 통지하여야 한다.

[별표 24] 비상시 전력시장운영 절차

7.0	절차

7.1	전력거래의 정지

7.1.1	전력거래 정지의 요건

전력거래소는 아래의 각 호에 해당되는 상황이 발생할 경우 기후에너지환경부장관에게 전력거래 정지를 요청할 수 있다.

1. ~ 5. (현행과 같음)

7.1.2	전력거래 정지의 요청

전력거래소는 기후에너지환경부장관에게 전력거래 정지를 요청할 수 있으며 요청 시 아래의 각 호에 대한 사항을 포함하여야 한다.

1. ~ 3. (현행과 같음)

7.1.3	전력거래 정지의 선언

전력거래소는 전력거래 기능 정지 요청에 대한 기후에너지환경부장관의 승인 또는 기후에너지환경부장관에 의한 전력거래 정지 명령이 있을 경우 즉시 전력거래의 정지를 선언하고 활용 가능한 통신수단을 이용하여 해당사항을 통지하여야 한다.

- 상동

- 상동

- 상동

7.3	전력거래 정지의 해제

7.3.1	전력거래 정지 해제의 요청

전력거래소는 산업통상자원부장관에게 전력거래 정지의 해제를 요청할 수 있으며 요청 시 아래의 각 호에 대한 사항을 포함하여야 한다.

1. ~ 3. (생 략)

7.3.2	전력거래 해제의 선언

전력거래소는 전력거래소의 전력거래 정지 해제 요청에 대한 산업통상자원부장관의 승인 또는 산업통상자원부장관에 의한 전력거래 정지 해제 명령이 있을 경우 즉시 전력거래 정지의 해제를 선언하고 활용 가능한 통신수단을 이용하여 해당사항을 통지하여야 한다.

7.3	전력거래 정지의 해제

7.3.1	전력거래 정지 해제의 요청

전력거래소는 기후에너지환경부장관에게 전력거래 정지의 해제를 요청할 수 있으며 요청 시 아래의 각 호에 대한 사항을 포함하여야 한다.

1. ~ 3. (현행과 같음)

7.3.2	전력거래 해제의 선언

전력거래소는 전력거래소의 전력거래 정지 해제 요청에 대한 기후에너지환경부장관의 승인 또는 기후에너지환경부장관에 의한 전력거래 정지 해제 명령이 있을 경우 즉시 전력거래 정지의 해제를 선언하고 활용 가능한 통신수단을 이용하여 해당사항을 통지하여야 한다.

- 상동

- 상동

[별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차

5.0	용어의 정의

5.2	의무공급량

신재생에너지법 제12조의5제2항에 따라 공급의무자가 연도별로 신재생에너지 설비를 이용하여 공급하여야 하는 발전량으로서 신‧재생에너지 공급의무화제도 관리 및 운영지침(이하 “신재생에너지법 지침”이라 한다) 제4조에 따라 산업통상자원부장관이 최근 공고한 양을 말한다.

[별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차

5.0	용어의 정의

5.2	의무공급량

신재생에너지법 제12조의5제2항에 따라 공급의무자가 연도별로 신재생에너지 설비를 이용하여 공급하여야 하는 발전량으로서 신‧재생에너지 공급의무화제도 관리 및 운영지침(이하 “신재생에너지법 지침”이라 한다) 제4조에 따라 기후에너지환경부장관이 최근 공고한 양을 말한다.

- 상동

[별표 30] 정부승인차액계약 처리 절차

6.0	차액계약 자료 제출, 검토 및 계약체결

6.2.4	전력거래소는 해당 회계자료의 적정성 검토가 완료된 후 산업통상자원부장관에 보고한다.

[별표 30] 정부승인차액계약 처리 절차

6.0	차액계약 자료 제출, 검토 및 계약체결

6.2.4	전력거래소는 해당 회계자료의 적정성 검토가 완료된 후 기후에너지환경부장관에 보고한다.

- 상동

6.3.2	차액계약 대상 발전사업자와 전력구매자는 산업통상자원부장관에게 인가 신청시 제출한 관련 자료 사본을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 기준가격 산정 등 차액계약 세부내용의 적정성을 검토한다.

6.3.3	전력거래소는 계약체결의 수정 및 보완이 필요한 경우 수정사항을 포함한 검토결과를 산업통상자원부장관에게 보고한다.

6.3.2	차액계약 대상 발전사업자와 전력구매자는 기후에너지환경부장관에게 인가 신청시 제출한 관련 자료 사본을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 기준가격 산정 등 차액계약 세부내용의 적정성을 검토한다.

6.3.3	전력거래소는 계약체결의 수정 및 보완이 필요한 경우 수정사항을 포함한 검토결과를 기후에너지환경부장관에게 보고한다.

- 상동

- 상동

[별표 31] 발전기 등 특성시험 관리 지침

[붙임16.2] 발전기 등 특성시험 시험기관 신청서

발전기 등 특성시험 수행을 위한 (  )등급 시험기관 자격을 신청함에 있어 “전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준” 제37조(산업통상자원부 고시) 및 “전력시장운영규칙” 별표31 “발전기 등 특성시험 관리지침”을 준수하고 시험기관으로서 책무와 전력수급업무 협조를 성실히 수행할 것을 약속합니다.

[별표 31] 발전기 등 특성시험 관리 지침

[붙임16.2] 발전기 등 특성시험 시험기관 신청서

발전기 등 특성시험 수행을 위한 (  )등급 시험기관 자격을 신청함에 있어 “전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준” 제37조(기후에너지환경부 고시) 및 “전력시장운영규칙” 별표31 “발전기 등 특성시험 관리지침”을 준수하고 시험기관으로서 책무와 전력수급업무 협조를 성실히 수행할 것을 약속합니다.

- 상동

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

현 행	개 정 (안)	비 고
<신 설>	부 칙 (202X. XX. X.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입 순연과 관련된 규정의 경과조치) ① 부칙(2023. 11. 1.) 제2조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입 순연과 관련된 규정의 경과조치)에도 불구하고, 제1장, 제2장, 별표1, 별표2, 별표23, 별지서식 제31-2호, 제31-3호의 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입과 관련된 규정은 제도도입 여건확보를 위해 2026년 7월 1일 이내로 시행한다. ② 전력거래소는 제1항의 시행일 20영업일 이전에 전력거래시스템에 사전 공지한다.	○ 6개월 이내로 시행을 연기하되, 조치 사항이 완료되는 즉시 약 1개월 전에 회원사에 공지하고 시행

□ 전력시장 참여에 대한 한시적 적용을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
< 신 설 >	제21.12조(전력시장 참여에 대한 한시적 적용) ① 전기위원회가 전력거래 관련 위반사항 해소를 위하여 별도의 임시조치를 지시한 경우에 한하여, 전력거래소는 임시조치 지시 범위 내에서 그 지시를 받은 전기사업자에 대한 전력시장 참여를 허용할 수 있다. ② 제1항에 해당하는 전기사업자에 한하여 제4장 및 별표7에도 불구하고, 다음 각 호의 사항을 적용할 수 있다. 1. 20MW를 초과하는 발전기의 비교 계량설비 설치를 유예할 수 있다. 2. 계량에 대한 방법은 아래에서 정하는 기준에 따른다. 가. 역송전력 MGOi’,t = MGOi,t+MELd,j,t MGOj’,t = MGOj,t 나. 수전전력 MELd,i‘,t = MELd,i,t+MGOj,t MELd,j‘,t = MELd,j,t 여기서, MGOi,t : i 발전기 계량설비의 발전 계량값(주변압기 1차측) MGOj,t : j 발전기 계량설비의 발전 계량값(주변압기 2차측) MELd,i,t : i 발전기 계량설비의 수전 계량값(주변압기 1차측) MELd,j,t : j 발전기 계량설비의 수전 계량값(주변압기 2차측) MGOi‘,t : i 발전기의 적용 발전 계량값 MGOj’,t : j 발전기의 적용 발전 계량값 MELd,i‘,t : i 발전기의 적용 수전 계량값 MELd,j‘,t : j 발전기의 적용 수전 계량값 ③ 임시조치 기간은 본 조 시행일로부터 2032.12.31. 까지로 한다. 단, 제1항의 위반사항이 모두 해소되는 경우에는 적용기간과 관계없이 즉시 종료된다. ④ 해당 전기사업자가 위반사항 해소를 위하여 필요한 조치를 성실히 이행하지 않거나 실질적 조치를 개시하지 않은 경우, 전력거래소는 이를 전기위원회에 보고할 수 있으며, 이 때 전기위원회는 본 조의 적용을 중단하거나 제한할 수 있다. ⑤ 본 조에서 정하지 아니한 사항은 전력시장운영규칙 내 다른 규칙을 따른다.	· 시장 참여에 대한 한시적 적용 조문 신설

□ 비중앙급전자원 발전계획 반영 방식 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.1.8 비중앙급전자원의 자료처리 하루전발전계획담당자는 비중앙급전자원에 대하여 아래 각항과 같이 자료를 처리한다. ① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치를 하루전발전계획에 반영하기 위해 육지계통과 제주계통에 대해 한 개의 대표발전기(이하 ‘비중앙급전대표발전기’라 한다)를 만든다. ② (생 략) ③ 육지 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다. 육지 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 비중앙급전발전기, 중앙급전 구역전기발전기 및 중앙급전 분산특구발전기의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 비중앙급전전기저장장치의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값 (단, ㉠재생에너지의 경우 시간대별 예측값을 적용할 수 있음, ㉡실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정) <신 설> ④ (생 략) ⑤ (생 략) ⑥ (생 략)	[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.1.8 비중앙급전자원의 자료처리 하루전발전계획담당자는 비중앙급전자원에 대하여 아래 각항과 같이 자료를 처리한다. ① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치는 전력시장에 등록된 지역을 기준으로 아래 1)~3)에 따라 수도권, 비수도권 및 제주 계통에 대해 각 한 개의 대표발전기(이하 ‘비중앙급전대표발전기’라 한다)를 만들어 하루전발전계획에 반영한다. 1) 수도권 : 서울, 인천, 경기 2) 비수도권 : 강원, 경남, 경북, 전남, 전북, 충남, 충북, 대전, 광주, 대구, 세종, 울산, 부산 3) 제주 : 제주 ② (현행과 같음) ③ 수도권 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다. 수도권 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 수도권 비중앙급전발전기, 수도권 중앙급전 구역전기발전기 및 수도권 중앙급전 분산특구발전기의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 수도권 비중앙급전전기저장장치의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값 (단, ㉠재생에너지의 경우 시간대별 예측값을 적용할 수 있음, ㉡실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정) ④ 비수도권 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다. 비수도권 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 비수도권 비중앙급전발전기, 비수도권 중앙급전 구역전기발전기 및 비수도권 중앙급전 분산특구발전기의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 비수도권 비중앙급전전기저장장치의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값 (단, ㉠재생에너지의 경우 시간대별 예측값을 적용할 수 있음, ㉡실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정) ⑤ (현행과 같음) ⑥ (현행과 같음) ⑦ (현행과 같음)	- 육지 비중앙급전대표발전기를 수도권과 비수도권 각 한 개의 대표발전기로 세분화 - 항 번호 변경 - 항 번호 변경 - 항 번호 변경