전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	전력계통 부하모델 최신화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2026-정기1차 (2026.3.6.)
2	신재생자료취득시스템 주·후비 체계 구축을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
3	전력거래시스템 운영 절차 현행화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
4	단순·경미한 사항에 대한 전력시장운영규칙 일괄개정(안)
5	수요자원 거래 제도 간소화 및 시험절차 완화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
6	기동비용 정산금(SUAP) 지급기준 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
7	직접전력거래 부대비용 완화 및 제도 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)
8	신재생발전기 인버터 지속운전성능 강화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2026-긴급2차 (2026.3.6.)
9	그리드포밍 기반 안정적 전력계통 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)	2026-긴급3차 (2026.3.23.)

Ⅱ. 개정 내용

□ 전력계통 부하모델 최신화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 우리나라 전력계통의 수요는 2012년 76,520MW에서 2024년 97,115MW으로 지속적으로 증가하고 있으며, 전기 부하, 전기차 증가와 재생에너지 확대에 따라 전력 수요가 커지고, 부하구성이 복잡해지고 있음

□「전력시장운영규칙」 별표 3에 따라 전력거래소는 부하모델을 주기적으로 최신값으로 갱신하여야 하며, 한전은 거래소에서 요청시 부하모델 자료를 제공해야 함. 현재 활용 중인 대표 정적부하모델은 2010~2011년 데이터를 기반으로 개발된 모델임

부하모델 : 전력계통에서 전기를 소비하는 부하를 수학적으로 표현한 것으로, 일반 방정식으로 나타내는 모델구조와 특성을 나타내는 파라미터(계수)로 표시

정적부하모델 : 계통 전압의 변화에 따른 부하 유·무효전력(P, Q) 변화를 함수로 표현한 것으로 일반적으로 정전력(P), 정임피던스(Z), 정전류(I) 모델의 조합으로 이루어진 ZIP 모델(PZIP = pZ + pI + pP, QZIP = qZ + qI + qP)을 적용

[별표3] 전력계통 운영기준 – 4.2 계통검토시 안정유지기준

4.2	부하모델 : 조류계산시는 정전력 모델을 적용하며, 정밀모의 또는 과도모의시는 정적부하모델을 적용한다. 단 특정한 값이 없는 경우 아래 대표값을 적용하고, 거래소는 주기적으로 최신값으로 갱신하여야 하며, 한전은 거래소에서 요청시 부하모델 자료를 제공한다.

정전력 모델 : 항상 같은 전력을 사용하는 부하로 전압변동에 따라 소비전류가 변화함 (예 : 컴퓨터, 냉장고, TV)

정밀모의 또는 과도모의 : 계통의 발전기 탈락이나 송전선의 고장이 발생했을 때 짧은 시간(수ms ~ 수십초)동안 전압, 주파수 등이 어떻게 변화하는지를 모의하는 것

구 분	유효전력	무효전력
정전류(%) 정전류 모델 : 전압과 관계없이 일정한 전류를 소비하는 부하로 전압에 따라 전력이 변화 (예 : LED조명, 전기차 충전기)	19.2	30.8
정임피던스(%) 정임피던스 모델 : 전압이 커질수록 전력소비가 크게 늘어나는 부하 (예 : 전열기, 백열등, 전기난로)	39.5	48.9

※ 잔여부분은 정전력 부하임. <표개정 2012.12.31>

2) 문제점

□ (부하모델 노후화) 현행 규칙의 부하모델은 10년전에 개발된 모델로 재생에너지 비중 확대와 산업구조의 변화 등의 최근 10년간의 계통 특성변화를 반영하지 못함

ㅇ 구형 모델을 계속 사용할 경우 전압 안정도, 주파수 안정도 등 계통운영 계획의 정확성이 떨어지고, 이는 전력시장의 안정성과 효율성에 부정적인 영향이 있을 것으로 사료됨

□ (규칙해석의 모호성) 현행 규칙의 문구로는 갱신의 주체가 전력거래소인지 한전인지 불명확함

ㅇ 한전이 전력거래소로 제공해야 하는 ‘부하모델 자료‘의 구체적인 정의가 제시되어 있지 않아, 단순 통계자료인지 부하모델 파라미터값인지에 대해 해석상의 차이가 존재

ㅇ 거래소가 갱신하는 최신값이 ‘대표값’이 아닌 직전 문언의 ‘특정한 값’에 해당하는 것은 아닌지 혼란을 야기할 수 있음

3) 개정방향*

* 한전-거래소 부하모델 수립 및 시장운영규칙 개정 관련 회의 5회 및 한전 자체연구 수행 (전력연구원, ’24.7∼’25.7)으로 개정방향 마련

□ 계통을 운영·분석하는 거래소가 필요시 부하모델 갱신 요청하고 데이터를 보유한 한전이 최신값으로 부하모델을 갱신하는 체계 구축

□ (부하모델 최신화) 2020 ~ 2024년 고장기록장치의 실측 데이터와 심층신경망(DNN, Deep Neural Network) 기법으로 부하모델 갱신

고장기록장치 : 전력게통에서 사고(고장, 이상현상)가 발생했을 때 전압, 전류 등의 변화를 ms밀리초로 기록하는 장치

심층신경망 : 많은 데이터를 여러 층의 계산을 통해 학습하여 복잡한 관계를 정밀하게 예측할 수 있는 인공지능 기법(머신러닝)

□ (규칙 문구의 명확화) 해석의 혼선을 야기하는 ’부하모델 자료‘의 문구를 ’부하모델‘로 단순화 하여 모델 자체를 의미하도록 하고, 부하모델 갱신의 책임을 명확히 하여, 한전은 부하모델을 개발·갱신해 제공하고, 거래소는 이를 관리·활용하도록 규정

ㅇ 부하모델 개발을 위해서 필요한 판매량 데이터(부하구성비), 실제 고장시 부하응답 데이터(고장기록장치 등)은 한전만 보유

ㅇ 현실적이고 신뢰성 있는 부하모델을 확보하기 위해서 한전이 부하모델 개발 주체가 되어야 하며, 거래소는 이를 활용하여 시장운영이나 계통해석을 수행하는 구조가 효율적

ㅇ 부하모델의 최신 적용 및 갱신 대상을 대표값으로 명확하게 정의

※ 향후 대규모 부하(데이터 센터 등)에 대한 모델링 등 연구과제를 통해 부하모델을 정교화 할 예정

나. 개정 내용

□ (부하모델 변경) 부하모델 파라미터 변경

현  행

변  경

구 분	유효전력	무효전력
정전류(%)	19.2	30.8
정임피던스(%)	39.5	48.9

※ 잔여부분은 정전력 부하임.

구 분	유효전력	무효전력
정전류(%)	56.83	17.08
정임피던스(%)	24.95	65.80

※ 잔여부분은 정전력 부하임.

☞ [별표3] 전력계통 운영기준 4.2 표 변경

□ (단서문구 변경) 부하모델의 최신 적용 및 갱신 대상을 대표값으로 명확화하고, 갱신 주체를 한전으로 명시

현 행	변 경
단 특정한 값이 없는 경우 아래 대표값을 적용하고, 거래소는 주기적으로 최신값으로 갱신하여야 하며, 한전은 거래소에서 요청시 부하모델 자료를 제공한다.	4.2.1 정적부하모델은 아래 대표값을 적용한다. 단, 정적부하모델의 지역특성 등을 반영한 특정한 값이 있는 경우 대표값에 우선하여 이 값을 적용한다. 4.2.2 한전은 5년 주기로 정적부하모델의 대표값을 갱신하여야 한다. 다만, 필요시 전력거래소와 협의를 거쳐 갱신 시기를 조정할 수 있다.

☞ [별표3] 전력계통 운영기준 4.2 부하모델 단서문구 변경

다. 개정 효과

□ (발전제약 완화) 전압의 변화에 무관한 정전력 부하 파라미터 비중이 줄고, 전압 변화에 따라 전력이 달라지는 정전류·정임피던스 부하 파라미터 비중이 늘어 해석결과가 실제 상황을 더 잘 반영

☞ 동해안 발전제한 규모를 약 50MW 감소시킬 것으로 예상

ㅇ (구입전력비 절감) 발전제약 50MW 완화시 고가의 계통한계가격 결정 발전기 대신 저원가 발전기를 운전할 수 있어 발전기 연료비 대체효과로 연간 171억원 절감 가능예상

* [112.74 원/kWh(‘25년 평균 SMP) - 73.7 원/kWh(‘25년 유연탄 평균 연료비 단가)] × 50MW × 8760h = 171억원

□ (계통해석 정확도 향상) 신재생에너지 확대에도 대응할 수 있는 안정도 분석 기반을 마련하고, 계통운영의 신뢰도를 높이며, 전력시장 참여자(발전사, 송배전사, 수요자)의 예측 정확성도 향상

□ (업무수행 명확화) 부하모델 갱신 대상을 대표값으로 변경하여 해석의 모호함을 없애고, 주체를 한전으로 명확히 함으로써 부하모델 개발 및 갱신업무 수행의 기반마련 및 효율성 증대

□ 신재생자료취득시스템 주·후비 체계 구축을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 전력계통운영시스템은 나주․경인으로 이중화되어 있으며, 발․변전소 데이터는 각 사이트에서 직접 취득

□ 신재생자료취득시스템은 나주에 구축되어 있으며 신재생 데이터는 나주에서 단독 취득 및 제어

□ 차기 전력계통운영시스템 구축 사업을 통해 중부본부 신재생자료취득시스템 구축 예정(~‘26.03.)

<연료별 신재생 자료 취득 현황 (’25년 12월 육지 기준)>

구 분	설비용량(MW)	비율(%)	개소
태양광	722.715	65.987	289
바이오	129.000	11.778	2
연료전지	122.790	11.212	7
풍력	83.280	7.604	6
폐기물	37.450	3.419	2
합계	1,095.235	100	306

<데이터 취득 구성 변경 사항>

현행 EMS 구성	차기 EMS 구성

[신재생자료취득장치 도입 현황]

현황	연도
154kV 이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력 및 태양광발전기의 실시간 자료 취득 및 원격 제어를 위하여 신재생자료취득장치 최초 도입	‘20.04.29. 최초 시행
중앙급전발전기, 준중앙급전자원 등 대상 발전기 및 발전원 확대 적용	‘20.10.01. ~ ’26.01.28. 규칙 개정
중부본부 구축 후 나주, 중부 이중 전송하도록 규칙 개정	2026년 정기1차 규칙개정(예정)

[신재생자료취득장치 설치 대상(’25-정기3차 규칙개정위원회 의결사항 반영)]

구분		용량
중앙급전 발전기	중앙급전 구역전기발전기	-
	급전가능재생에너지발전기	20MW 이하
	급전가능집합전력자원	100MW 이하
준중앙급전 발전기	-	20MW 초과 ~ 200MW 미만
비중앙급전 발전기	태·풍·연	20MW 이하
	태·풍·연 外	20MW 초과 ~ 200MW 미만

2) 문제점

□ 현재 신재생자료취득시스템은 단일 사이트 구성으로 나주 시스템 장애 발생 시 데이터 취득 및 제어 불가

□ 나주 신재생자료취득시스템과 현장 연계된 데이터 통신 불량 시 해당 취득 개소 데이터 취득 및 제어 불가

3) 개정방향

□ 현장 신재생자료취득장치에서 나주·중부 신재생자료취득시스템으로 양방향 송신하도록 개정

□ 신재생 자료 취득 사이트 이중화를 통해 차기 EMS 신재생자료취득시스템 주·후비 체계 구축

나. 개정 내용

□ 신재생자료취득장치의 통신규격 및 통신회선 규격 개정

ㅇ 현장 신재생자료취득장치가 나주 및 중부본부 신재생자료취득시스템과 데이터 통신하도록 변경 ☞ 별표13 제8.3.5.3

- (시점) 규칙개정 시행일 이후 3개월 이내 전력거래시스템에 공지

- (대상)

연번	상황	대상여부
1	전력거래시스템 공지일 이전 도입된 신재생자료취득장치	O*
2	전력거래시스템 공지일 이후 도입되는 신재생자료취득장치	O

* 공지일 이전에 도입된 신재생자료취득장치는 펌웨어 업데이트를 통해 2027년 12월 31일까지 나주ㆍ오송 양방향 송/수신 기능 탑재(관련 소요 예산은 전력거래소에서 확보 완료(’26.2.25.))

다. 개정 효과

□ 신재생 데이터 상시 취득 체계 구축을 통한 안정적인 계통 운영

□ 신재생 데이터 취득 개소 증가로 인한 전력 계통 규모 확대에 따른 대응력 강화

※ (참고사항) 규칙 개정으로 인한 재생에너지 사업자 등 관련 회원사 및 관계자의 거래비용 증감 없음

□ 전력거래시스템 운영 절차 현행화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 현행 전력IT시스템 설비 노후화 및 후비 관제센터 신축에 따라, 입찰, 계량, 정산 및 정보공개 등 전력거래 관련 업무기능을 제공하는 차기 전력거래시스템 구축 진행 중

※ ’26.6월 차기 전력IT시스템(계통운영시스템, 시장운영시스템)으로 전환 예정

□ 차기 전력거래시스템 운영 준비를 위한 시스템 운영 절차 정비 필요

2) 문제점

□ (현행화 미흡) 신규 발전기 등록, 발전기 정보 변경 및 입찰 마감시간 변경 등의 실제 시장운영 업무 절차와 시스템 운영 절차 불일치

□ (명칭 혼용) 전력시장운영규칙 내 전력거래시스템, e-Power Market 등 시스템 명칭 혼용

3) 개정방향

□ 시장운영 업무 절차에 맞춰 시스템 운영 절차 등에 대한 규정 정비

□ 전력거래 이해관계자 간 혼란 방지를 위한 전력거래시스템 명칭 통일

나. 개정 내용

□ (운영절차 현행화) 전력시장운영 업무 절차에 맞춰 전력거래소 업무분장 및 시장운영시스템 운영 절차 현행화  ☞ 별표 22

구 분	현 행	개 정
발전기 등록 · 변경 주체	입찰부서	회원관리부서 (現 시장고객총괄팀)
입찰 마감시간 변경 절차	입찰부서 공문요청 → 시스템 운영부서 시행	입찰부서 직접 변경 (現 시장운영팀, 수급운영팀)

□ (명칭통일) 전력시장운영규칙 본문 및 별표·별지 등에 명시된 시스템 명칭에서 ‘e-Power Market’ 문구 삭제하고 전력거래시스템으로 변경

☞ 제18.3.2조, 제18.8.2조, 별표 2, 별표 9, 별표 12, 별표 33

다. 개정 효과

□ 명확한 전력거래시스템 운영 절차 현행화로 시장운영의 신뢰성 강화

□ 단순·경미한 사항에 대한 전력시장운영규칙 일괄개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황 및 필요성

□ 위원회 부담 경감 등을 목적으로 대내외 영향이 적은 단순·경미한 사항*에 대한 일괄개정을 최초 추진(’25년 상반기)**

* (단순·경미한 사항) 인용 법령 개정(인용조문 번호 변경 등)에 따른 후속 개정 사항, 규정 사문화, 개정 중 단순 누락‧삭제 및 오탈자 등

** 자가용 전기설비의 전력거래 한도 변경 등 25건 일괄개정 完 (’25년 정기1차)

□ ’25년 하반기에도 단순‧경미한 일괄개정 필요사항에 대한 추가 조사‧협의*를 시행하였으며, 그 결과를 반영한 규칙개정 필요

* ’25.10.27.~11.21.간 조사 후, 사무국 검토 및 관련 부서 협의 시행

2) 개정방향

□ 개정 누락사항 보완, 규칙 명확화 및 산식오류‧오탈자 수정 등

나. 개정 내용

□ 전력계통 해석 프로그램 관련 개정 누락사항 보완  ☞ 제5.8.5조

ㅇ (기존) 계통해석용 TOOL(PSS/E) → (개정) 계통해석용 TOOL

※ ’15년 4차 규칙개정(계통해석프로그램 사용기준 변경(안))으로 전력계통 해석 프로그램을 PSS/E로 한정하는 문구를 삭제하였으나, 해당 조문 개정 누락

□ 공급의무자의 월간정산 자료 제출일자 기준 명확화(개정 누락 보완)

☞ 제11.2.1조의2

ㅇ (기존) 매월 20일까지 제출 → (개정) 매월 20일이 주말·공휴일인 경우 그다음 영업일까지 제출

※ ’25년 정기2차 규칙개정(RPS 고시 개정에 따른 REC 계약단가 적용기준 변경 등 규칙개정(안))으로 자료 제출일자를 영업일 기준으로 개정하였으나, 해당 조문 개정 누락

□ 계통운영시스템 자료취득 기준의 취득주기 명확화

☞ [별표 13] 붙임 8.1

ㅇ (기존) Status(2초), Analog(2초) 등 → (개정) Status(2초이내), Analog(2초이내) 등

※ 자료취득에 대한 실제 오차범위를 고려하여 개정 및 표 양식 통일 등

□ 정산 산식 내 오류(오기입) 정정

☞ [별표 2] Ⅰ-1-나 및 Ⅰ-12-나, [별표 33] 3-가-(1)

ㅇ 수력발전기의 제약발전 정산 산식 內 FSF(연료전환성과계수)를 PCF(성과연동형용량가격계수)로 정정

※ ’22년 1차 규칙개정(연료전환성과계수 개정(안))으로 연료전환성과계수(FSF)를 성과연동형용량가격계수(PCF)로 명칭 변경

ㅇ 입찰량 초과 급전지시 발전기의 정산 산식 內 괄호 오기입 정정

ㅇ 제주 시범사업 정산 산식 內 ‘RT_SRCP’(2차예비력 정산금) 삭제

※ 제주 실시간예비력정산금은 주파수제어예비력, 1차예비력 및 3차예비력에 대해서만 정산 (2차예비력은 정산대상이 아님)

□ 단순 오탈자 수정

☞ 제1.2.3조, 제14.3.2조, 제20.8.5조, [별표 20] 붙임 9.1‧9.2

ㅇ 업무 흐름도 內 오기 수정(전기사업자 → 전력거래소) 등

다. 개정 효과

□ 개정 누락사항 보완 등 미비사항 정비를 통한 전력시장운영규칙 명확화 및 완성도 제고

□ 수요자원 거래 제도 간소화 및 시험절차 완화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 수요자원시장 출범 이후 시장 활성화 및 신뢰성 높은 자원 모집을 위한 자발적 입·낙찰 제도(경제성⋅피크수요⋅미세먼지DR) 및 여러 시험절차 운영 중

□ 수요관리사업자는 참여고객과 계약을 통해 자원용량을 등록하고, 특정 조건 충족 또는 시험에 따른 수요감축 방식 등으로 시장에 참여

ㅇ (미세먼지DR) 비상저감조치 발령시 석탄 발전기 출력감소에 따른 자원 낙찰 및 수요감축 시행

- 高비용 LNG 발전 대체 효과 및 자발적 입·낙찰 제도에 미세먼지 조건을 추가하여 사업자 시장참여 기회 확대 목적으로 제도 도입(‘20)

【미세먼지DR 운영 프로세스】

DR발령조건1)미세먼지 저감조치 발령		⇨		DR발령조건2)석탄발전 상한제약 시행			⇨	석탄발전 출력감소운전
수요자원 시장입찰	⇨		1),2) 만족시DR낙찰 조건충족		⇨	미세먼지DR 낙찰량 발생			⇨	수요감축

ㅇ (DR시험) 수요반응자원의 감축능력 유지와 이행력 검증을 위한 연간 3차례 수요감축 방식의 시험제도 운영 중

【연간 수요자원모집 및 시험운영 프로세스】

2) 문제점

□ 해당 제도 시행 이후, 여러요인(도입취지 퇴색⋅실효성 감소⋅DR시장 정체)으로 인한 제도 지속 한계로 환경변화를 고려한 제도개선 필요*

* 민⋅관⋅공 합동 「수요자원시장 제도개선 W/G(‘25.2~9)」을 통한 개선사항 도출

① (미세먼지DR) 봄철 경부하기 비효율성 문제, 미세먼지 농도 감소와 석탄발전 비중축소(이용률↓⋅無탄소↑)로 제도 실효성 저하

ㅇ 기후변화로 인한 봄철 경부하기 시작기간(2~3월)과 미세먼지 계절관리 기간(12~3월) 중첩으로 미세먼지DR이 수급관리에 부정적 요인으로 작용*

* (경부하기) 전기공급 과잉이 발생하므로, 계통안정을 위해 수요창출을 통한 하향예비력 확보 필요

- 전기를 소비해야 하는 경부하기에 오히려 전기소비를 줄임으로써 계통상황과 배치되는 수요감축제도가 운영되고 있음

ㅇ 국내·외 대기질 관리 노력*에 따른 미세먼지 농도 지속 감소**로 DR 낙찰 가능성 저하

* (대외) 전기차 보급 확대 등 중국 미세먼지 저감정책 / (대내) 석탄발전 제한⋅노후차 폐지 지원 등

** (연간 미세먼지 농도 감소) ’15년 25.2ug/m3 → ‘24년 15.4ug/m3

ㅇ 탄소중립·친환경e 확대 기조로 低비용 전원(원전․재생e)이 증가*하고, 高비용 LNG 발전을 대체함에 따라 제도 필요성 감소

* (설비용량 증가) 원전 : ’20년 23GW → ‘25년 26GW / 신재생 : ’20년 21GW → ‘25년 39GW

ㅇ 고농도 미세먼지 발생시 수요감축을 시행하는 국민DR 제도가 이미 운영 중이며, 일반국민 참여로 사회적 효과가 더 높음

② (DR시험) 감축시험과 감축신뢰성시험의 시기⋅목적*이 유사하고, 시험을 위한 인력대기⋅조업 지장 등 현장 애로사항 증가

* 수급비상시 수요자원의 감축이행력 제고를 위해 동⋅하계 기간 불시 시행

ㅇ 경기불황에 따른 시장 정체와 시험 기피 현상이 맞물려 신규고객 유치 어려움 발생

ㅇ 목적과 효과가 유사한 제도는 간소화하고, 이행력 검증이 필요한 자원의 평가는 강화하는 제도의 선별 운영 필요

3) 개정방향

□ (현실여건을 반영한 제도개선) 미세먼지 입⋅낙찰 조건은 삭제하고, 감축시험 기준은 완화

나. 개정 내용

□ (자발적 입⋅낙찰제도 변경) 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 수요반응자원 감축계획량 입⋅낙찰 조건 삭제

☞ 제5.1.1조, 제12.1.1조, 제12.4.2.2조, 제12.4.2.8조, 제12.5.2.4조, [별표4], [별표9], [별표26]

□ (시험절차 정비) 기존감축시험과 감축신뢰성시험 이원 운영 → 개선감축시험으로 통합 및 운영기준 변경

☞ 제12.3.2.1조, 제12.4.3.2조, 제12.5.2.4조, [별표26]

□ (기타 개정) 수요관리사업자 의무조항, 주파수연계 시험조건 및 감축량 산정 기준, 수요반응자원 휴무일 예외조항

ㅇ (수요관리사업자 의무조항) 수요반응참여고객의 감축용량은 감축이행능력을 제공할 수 있도록 산정하는 요건 명시 ☞ 제12.1.4조

ㅇ (주파수DR 시험조건⋅감축량 기준) 주파수DR 감축시험 및 부하감축량 산정에 대한 세부 요건 명시 ☞ 제12.3.2.2조, 제12.5.2.3조

ㅇ (수요반응자원 휴무일 예외조항) 휴무일에 수요반응참여고객을 자원으로 활용할 수 있는 요건 명시 ☞ [별표 4]

다. 개정 효과

□ (전력구입비 절감) 약 2,294백만/年 구입비 절감 효과

구 분	㉠미세먼지DR 폐지	㉡시험절차 개선
용량[MW]*	4,061	4,239
SMP[원/kWh]**	147.37	(동계) 116.69 (하계) 118.6
감축일[d]/시간[h]***	2.17	1
실적정산금[백만]****	1,296.68	997.39

* ㉠ 최근 6년간 평균 낙찰량 ㉡ ‘26년 수요자원 의무감축 확보용량

** ㉠ 최근 6년간 가중SMP 평균값 ㉡ ’24~25년 동/하계 SMP 평균값

*** ㉠ 최근 6년간 평균 낙찰일수 ㉡ 수요자원 감축시험에 따른 지속시간

****  ㉠ 낙찰량의 100% 감축시 가정 ㉡ 동⋅하계 각 1회 감축시험 및 재시험은 없는 것으로 가정

□ (내실 강화) 운영기준 간소화로 제도 실효성 제고

□ (시장 확대) 사업자 부담 완화를 통한 신규자원 발굴로 수급안정 기여

□ 기동비용 정산금(SUAP) 지급기준 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 재생E 등 경직성전원 비중 증가로 급격한 수요변동 대응을 위한 복합발전기의 기동·정지 횟수 증가

□ 현행 기동비용 정산식은 실적 기동횟수와 하루전발전계획에 포함된 기동횟수의 차이를 보상하는 구조이며, 계통제약 사유의 발전도 하루전발전계획에 반영되어 계획 기동횟수에 포함됨

□ 실계통기반 하루전시장 도입으로 하루전발전계획 수립 시 발전기 자기제약, 송전제약, 예비력 요구량 등 실제 계통여건이 발전계획에 반영되고 있음

□ 이로인해 전력계통의 사유로 하루전발전계획에 반영되는 계획 기동횟수 증가가 예상 됨

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

기동비용 정산금(SUAP)
= 기동비 단가 x 거래일 동안의 총 비계획 기동횟수

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

1) 송전량 (MGOt-1) = 0 이고,  송전량 (MGOt) > 0 이면, 실제 기동횟수 (SUAt) = 1로 산정

2) 하루전발전계획량 (DAOSt-1) = 0 이고, 하루전발전계획량 (DAOSt) > 0 이면, 계획 기동횟수 (SUSt) = 1로 산정

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우 계획 기동횟수 (SUSt) = 1 적용

2) 문제점

□ 현행 규정에 따라 발전사 사유가 아닌 계통제약 사유로 하루전발전계획에 포함될 경우, 해당시간에 대한 계획 기동횟수(SUS)가 산정됨

□ 전력계통 사유로 하루전발전계획량이 발표되고, 발전가격(GP)이 계통한계가격(SMP)보다 높은 경우 기동비용을 정산 받지 못해 변동비를 회수할 수 없는 구조적 문제가 있음

□ 현행 기동비는 비계획 기동에 한하여 기동비용을 지급하고 있어, 급전지시에 따라 운전하여 계통 안정화에 기여하였음에도 불구하고 기동 비용을 회수할 수 없는 경우가 발생함

3) 개정방향

□ 계획 기동횟수 산정 시 하루전발전계획 포함 여부만으로 판단하는 것이 아니라, 하루전발전계획량 (DAOS)이 발생한 실질적 사유에 대한 판단 기준 마련

□ 발전가격(GP)이 계통한계가격(SMP)을 초과하는 경우, 계통한계가격 (발전계획량 수준에서의 증분가격, 무부하가격 및 기동가격의 합)을 통한 기동비용 회수가 불가하므로 계획 기동횟수 (SUS) 산정에 포함하지 않는 것으로 반영

※ (참고사항) 2024년 3차「복합발전기 가스터빈(GT) 정지 후 재기동 시 기동비 추가정산(ASUAP) 규칙개정(안)」가결을 통해, 송전제약 등으로 하루전발전계획량이 발생한 경우 GT 추가기동비 지급의 합리성이 제도적으로 인정됨

나. 개정 내용

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

ㅇ 전력계통 사유로 하루전발전계획량(DAOS)이 발표되고 발전가격(GP)이 계통한계가격(SMP)을 초과하면서, 해당 거래일의 연속운전 구간의 모든 시간대에서 GP가 SMP를 초과하는 경우*에는 해당 시점의 계획 기동횟수 산정에서 제외

* 실무협의회 논의 시 제기된 과다지급 우려를 해소하기 위한 기준을 적용

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

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

< 신 설 >

단, 발전사사유로 기동한 경우

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

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

단, 계통제약 사유로 DAOSi,t > 0 이고 GPi,t > SMPt이면서, 거래일의 연속운전시간 중 모든 시간대에서 GPi,t > SMP,t이면 SUSi,t = 0

발전사사유로 기동한 경우 계획 된 기동횟수t = 1

부  칙

< 신 설 >

부  칙 (신설)

별표2 정산기준 중 기동비용조정에 대한 정산 관련 개정규정은 시스템 보완 후 규칙 시행일로부터 12개월 이내 전력거래시스템 공지에서 정하는 날부터 시행

다. 개정 효과

□ 계통제약에 따른 비자발적·비경제적 기동의 합리적 보전 체계 구축

ㅇ LNG 복합화력(500MW) 기준, 해당 사유 1회 발생 시 약 8백만 원 수준의 기동비용 보전 기대

(’25년 겨울철 LNG 일반발전기 단위용량당 평균 기동비용 기준)

□ 계통운영 필요에 따른 발전기 기동을 기동비용 정산 대상에 포함하고, 기동의 실질적 사유를 반영한 기준을 마련함으로써 정산의 공정성과 합리성을 제고

□ 기동비용 적정성 강화를 통해 급전지시 수용성 및 계통운영 협조도 제고를 도모하여, 전력시장 운영의 효율성 향상 기대

□ 직접전력거래 부대비용 완화 및 제도 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 글로벌 RE100 이행 의무가 대기업에서 중소기업까지 확산됨에 따라 재생에너지직접전력거래*(이하 “직접전력거래”) 제도에 대한 개선요구 증가

* 재생에너지전기공급사업 및 재생에너지전기저장판매사업

ㅇ (주요요구*) 직접전력거래 비용부담 완화 및 산정 기준 명확화

* 한국경제인협회 건의(’25.7월), 직접PPA 참여기업 간담회(’25.8월) 등

2) 문제점

□ 직접전력거래 부대비용 부담에 따른 중소기업의 제도참여 위축

ㅇ (재정보증금) 거래 안정성 확보를 위해 직접전력거래 사업자가 납부하는 재정보증 수단을 현금으로만 한정하여 기업의 현금흐름 저해

ㅇ (부가정산금) 단가 산정 시 직접전력거래와 무관한 항목* 포함

* LNG 약정물량 허용오차 초과부가금(XEGD)

□ 재생에너지전기저장판매사업 관련 기준의 미흡으로 기업 참여 지연

ㅇ (시장거래 정산) 전기저장장치(ESS)의 초과방전량*, 충전전력량** 산식 미비

* ESS 방전량 중 전기사용량 초과분  ** ESS 충전량 중 재생에너지 발전량 초과분

ㅇ (부대비용 산정) 사업자의 재정보증금 산정 방법* 미비

* 재생에너지전기공급사업자 기준으로 명시되어 재생에너지전기저장판매사업자 기준은 불분명

나. 개정방향

□ 기업의 직접전력거래 제도 참여 시 수반되는 부대비용 부담 완화

□ 규정 구체화를 통한 사업자의 제도 이해도 제고 및 혼선 방지

다. 개정 내용

□ 직접전력거래 참여기업의 부대비용 완화

ㅇ (재정보증 수단 확대) 직접전력거래 사업자가 현금 외 보증보험 등 비현금 방식으로 재정보증 가능하도록 허용 ☞ 제3.5.2조, 제3.5.4조

< 직접전력거래 재정보증 수단 확대 개정(안) >

구 분	기 존	개 정 (안)
재정보증 형태	현금만 가능	현금/비현금(보증보험 등) 중 선택
예비계좌	미설정	설정*

* 비현금 보증 허용에 따른 결제 안정성 확보를 위한 예비계좌 설정(제4.3.6조의2)

ㅇ (부가정산금 산정 합리화) 직접전력거래 부가정산금 단가 산정에 불필요한 항목을 제외하고, 비용평가위원회 심의·의결을 통해 확정 ☞ 제2.2.1.4조, 제3.5.1조, 별표2

< 직접전력거래 부가정산금 단가 산정 개정(안) >

구 분	기 존	개 정 (안)
산정 근거	전력시장운영규칙	비용평가세부운영규정
산정 방법	직접구매자의 부가정산금 적용 항목 중 다음을 제외하고 산정 - 지역자원시설세(LPT) - 비상대기예비력 정산금(ECRP)	직접구매자의 부가정산금 적용 항목 중 다음을 제외하고 산정 - 지역자원시설세(LPT) - 비상대기예비력 정산금(ECRP) LNG 약정물량 초과부가금(XEGD)

□ 재생에너지전기저장판매사업 관련 기준 등의 구체적 명시

ㅇ (시장거래 정산기준 완비) 직접전력거래 전기저장장치의 전력시장과 연계된 초과방전량 및 충전전력량 세부 산식 마련 ☞ 별표2

ㅇ (부대비용 산정기준 완비) 재생에너지전기저장판매사업자의 재정보증금 세부 산정내용 마련 ☞ 제3.5.3조

ㅇ (기타 보완사항) 전력시장운영규칙 내 직접전력거래 범위 정의 및 전력거래수수료 부과대상 명확화 ☞ 제1.1.2조, 별표3

< 재생에너지전기저장판매사업 관련 기준 등의 개정(안) >

구 분		기 존	개 정 (안)
시장거래 정산기준		ㅇ 공급사업 및 저장판매사업 참여 발전기 통합 정산 ㅇ 저장판매사업 전기저장장치 초과방전량 및 충전전력량 정산기준 부재	ㅇ 각 사업별 참여 발전기의 세부 산식 마련 ㅇ 저장판매사업 전기저장장치 초과방전량 및 충전전력량 정산기준 마련
부대비용 산정기준	재정 보증금	(공급/저장판매) 발전설비용량·이용률 및 최대 공급실적 고려하여 산정	(공급) 기존과 동일 (저장판매) 발전설비용량·이용률 및 ESS 최대 공급실적 고려
기타 보완사항	거래 범위	발전사→공급사→전기사용자 발전사→저장판매사→전기사용자	발전사→공급사→전기사용자 발전사→저장판매사→전기사용자
	수수료 부과	재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자 부과 대상 누락	재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자 부과 대상 반영

라. 개정 효과

□ 직접전력거래 사업자의 재정보증 선택권 확대를 통한 기업의 현금흐름 개선 및 경제적 부담 완화*

* ’25.12월 기준 직접전력거래 사업자의 현금 재정보증금액은 29.6억 원

□ 정산 기준 명확화를 통한 직접전력거래제도 참여자의 불편사항 해소

□ 안정적인 직접전력거래제도 정착을 통한 기업의 RE100 이행 지원

□ 신재생발전기 인버터 지속운전성능 강화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황 및 문제점

□ 재생에너지 확대로 인해 인버터의 전력망 안정화 성능이 주목 받고 있으며, 지속운전성능* 강화에 대한 필요성 증가

ex) 스페인 정전(’25), 캘리포니아 정전(’21), 신보령1호기 탈락시 재생e 연쇄탈락(‘20.3) 등

* 전압, 주파수 급변 상황에서도 일정시간 동안 전력망에서 유지하도록 하는 기능

▪ 전압 지속운전 : 저전압, 고전압일 때 계속 운전하도록 유지하는 기능

* L(H)VRT : Low(High) Voltage Ride Through

▪ 주파수 지속운전 : 저주파수, 고주파수일 때 계속 운전하도록 유지하는 기능

* L(H)FRT : Low(High) Frequency Ride Through

< 재생e 지속운전 패러다임 변화 >

과거		현재
(설비보호 관점)		(계통안정화 관점)
계통 고장 시 신속히 재생e를 정지시켜 설비(인버터) 보호	➪	재생e 대규모 탈락을 방지하기 위해 안정화 성능 강화

□ 현행 국내 재생e 발전기의 지속운전성능 규정이 해외 기준 대비 열위하여 계통 불안정 우려에 대응하기 위해 규정 개정을 통한 성능 강화가 필수적

< 재생e 인버터 지속운전시간 규정 요약 >

구분	인버터 지속운전 성능 규정 (송전용)
	국내	미국	독일	스페인
저주파수[Hz] (LFRT)	20초	299초	10분 ~ 30분	3초
	57.5 ~ 58.5	57.0 ~ 58.5	47.5 ~ 49.0	47.5 ~ 48.0
고주파수[Hz] (HFRT)	연속운전	299초	30분	연속운전
	58.5 ~ 61.5	61.2 ~ 61.8	50.5 ~ 51.0	48.0 ~ 51.0
저전압 (LVRT)	0.15초 ~ 1.5초	0.16초 ~ 3초	0.15초 ~ 3초	0.5초 ~ 1초
	0% ~ 90%	0% ~ 90%	0% ~ 85%	20% ~ 80%
과전압 (HVRT)	0.2초	1초	1분	1초
	110% ~ 120%	110% ~ 120%	123%~127%	111.8% ~ 115%

□ 전력계통 운영의 안정성 강화를 위해 동 규정 개정이 필요한 바, 한전과 협의하여 공동으로 관련 규정*內 인버터의 전압 및 주파수 지속운전 조건을 강화하고자 함

* 동일 내용의 ‘송배전용 전기설비 이용규정’ 개정안 ‘26.1.20 전기위원회 승인

2) 개정 방향

□ 과전압 발생시 지속운전기준 신설 및 저전압 기준 강화

□ 저주파수 발생시 지속운전기준 강화

나. 개정 내용

□ 계통고장으로 과·저전압 발생시 연계유지 기능 강화

ㅇ 과전압 기준 신설 및 저전압 유지기능 강화

< 계통연계 유지시간 기존-개정안 비교 >

기준전압(V) 대비		0~90%	90~100%	100~110%	110~120%
연계유지시간	현행	0.15~1.5초	연속운전	기준없음	기준없음
	개선	0.16~3초	연속운전	연속운전	1초

□ 신재생발전기 주파수 연계운전 기준 강화

< 신재생발전기 비정상 주파수에 대한 유지기준 >

	기존	개정
내용	동기발전기 유지기준 준용 · 60±1.5 Hz 연속운전 · 58.5~57.5Hz 20초 이상 유지	신재생발전기 유지기준 신설 · 57.5~61.5Hz 연속운전 · 57.5~57.0Hz 최소 299초 이상운전

다. 개정 효과

□ 계통 불안정 발생시 재생e 대규모 탈락으로 유발되는 사회적 비용(직·간접손실, 계통보강비용 등) 감소 효과 기대

* 스페인 대정전(’25.4)으로 인한 정전 피해액 약 2.5조원(국내총생산 약0.1% 추정) 발생

□ 재생e 인버터 계통연계성능 강화로 전력계통 안정성 및 신뢰도 제고

□ 그리드포밍 기반 안정적 전력계통 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 재생에너지 중심의 에너지 대전환을 위해서는 인버터 기반 설비*의 전력계통 안정화 성능 강화 필요

* 직류기반 재생e는 교류 전력망에 전기를 전달하기 위해서 전력변환장치인 인버터 필요

ㅇ 전통적인 회전기반 화력발전기는 자체적으로 전압과 주파수를 형성하여 전력계통 안정화에 기여

* 전통적인 화력발전기는 강건성(전압 안정성), 관성(주파수 안정성) 등의 안정화 성능 제공

ㅇ 현행 전기저장장치, 태양광, 풍력 등의 인버터 설비는 화력발전기가 생성한 전압, 주파수에 의존하며 운전

□ 재생에너지가 확대됨에 따라 안정적인 전력계통 운영을 위한 인버터의 기술성능(관성 및 강건성 등) 추가 확보가 중요

재생e(太‧風) 설비용량

재생e 등 출력제어 실적

기술성능 비교

구분	전통 전원	현행 재생e
유효전력	O	O
유연성	O	X
관성 (주파수 안정성)	O	X
강건성 (전압 안정성)	O	X

▶ 재생e 설비용량은 연간 3GW 수준으로 증가하고 있으며,
출력제어 실적은 ’23년0.3GWh → ’25년109.4GWh 급격히 증가 중

▶ 현행 재생e(인버터 기반 설비)는 계통 안정화 기여에 한정적

□ ’25년 2차 ESS 중앙계약시장에 그리드포밍 성능 요구(’25.11月)

【 ‘25년 2차 ESS 중앙계약시장 공고문(‘25.11.27) 內 그리드포밍 명시 】

☞ ‘25년 2차 중앙계약 ESS를 시작으로 추가 확보 예정인 중앙계약 ESS에 그리드포밍 성능을 구비토록 하여 안정적인 재생e 확대기반 구축

2) 문제점

□ ‘25년 제2차 ESS 중앙계약시장 공고를 통해 그리드포밍 인버터 기술 적용이 요구되었으나, 그리드포밍에 대한 정의, 성능요건 등이 명확히 규정되어 있지 않아 사업자에게 요구되는 기술적 기준과 운영상 책임을 규칙 차원에서 뒷받침하기에 한계가 있음

□ 해외의 경우 BESS 자원 대상 그리드포밍을 선제적 도입 중이나, 국내는 관련 규정 미비로 기술개발 및 도입에 어려움을 겪고 있음

* 국내 인버터 업계는 규정 미비로 기술 개발 내부 의사결정에 어려움을 겪고 있음(규정과 업계 개발 간의 Chicken and Egg-Cycle)

☞ 재생e 중심의 전력망 운영 안정성 강화를 위해서는 그리드포밍 기반 마련 필요

3) 개정방향

□ 전력시장운영규칙에 안정적 계통운영을 위한 성능요건 및 계통운영기준 등을 선제적으로 마련하여 중앙계약시장 ESS의 적용, 기술 개발 및 시장 활성화를 유도하고자 함

※ 계통운영관련 성능시험 절차 및 방법 등은 거래소 계통평가세부운영규정, 계통접속관련 인버터자체 성능요건 등은 한전 신재생발전기 송전계통 연계 기술기준에 명시 예정

나. 개정 내용

□ (용어 정의) 그리드포밍 및 그리드포밍 인버터 용어 정의 신설 ☞ 제1.1.2조

ㅇ “그리드포밍(Grid-Forming)”이란 자체적으로 전압과 주파수를 형성하는 독립적인 전압원으로 동작하며, 정상상태뿐만 아니라 계통 외란 발생 시에도 동기화를 유지하여 계통안정화에 기여하는 성능을 말한다.

ㅇ “그리드포밍 인버터”란 그리드포밍 성능을 구비한 인버터를 말한다.

□ (급전지시) 실계통 운영 시 그리드포밍 활용성 확보차원 급전지시 변경요건 신설 ☞ 제5.3.1조

□ (정보제공) 그리드포밍 설비의 기술특성 자료, 실시간 운전상태에 대한 정보 제공의무 신설 ☞ 제5.8.4조

□ (중앙계약시장 ESS 운영기준) 중앙계약전기저장장치의 계통보호 절차 추가 및 운영기준에 그리드포밍 성능 명시 ☞ 제15.3.2조

□ (계통운영기준) 중앙계약ESS 그리드포밍 인버터 적용 설비 대상 성능요건, 성능유지 및 관리기준 신설

ㅇ (성능요건) 인버터 기반 전력설비가 그리드포밍 성능을 갖추는 경우, 전력계통 안정화를 위해 충족하여야 할 기본 성능요건 신설 ☞ 별표3 24.0

- 계통관성 제공, 계통 강건성 및 고장전류 제공, 위상 급변 시 동기유지 성능, 약계통 연계운전 등

ㅇ (성능유지 및 관리) 그리드포밍 성능이 도입 시점에만 충족되고 운전 중 저하되는 것을 방지하기 위하여, 그리드포밍 성능의 유지·관리 기준 신설 ☞ 별표3 25.0

ㅇ (자료취득기준) 실계통 운영 시 계통운영시스템에 적용하여 그리드포밍의 운전여부를 확인할 수 있는 기준 신설 ☞ 별표13 8.1.1.5

다. 개정 효과

1) 계량적 효과

□ (안정화 자원) 특정 전력망 안정화 기능은 BESS에 그리드포밍 성능 구비 시 타 안정화 자원 설비 추가 보강 대비 1/10의 비용 소요 추정

ㅇ BESS 그리드포밍 성능 추가 비용은 0.2억원/MW, 고관성 동기조상기 설치 비용은 2억원/MVar 수준임

* 상호 비교가 가능한 전통적인 안정화자원 동기조상기와 新 자원인 그리드포밍 BESS의 비용 고려
(주파수(관성) 및 진동완화 성능은 그리드포밍 BESS가 우세, 전압(강건성) 기여성능 동기조상기가 우세)

[세부 계산식]

① BESS의 그리드포밍 성능 추가비용 0.2억원/MW

- BESS(6h) 투자비 : 19억원/MW (’25년 上중앙계약ESS 투자비 1조원/540MW(데일리머니 기사))

- BESS(6h) 투자비 중 인버터 비율 : 4.2%

- 인버터의 그리드포밍 성능 구비시 추가 비용 : 25% (제작사 의견 20~30%)

[산식] 0.2억원/MW = 19억원/MW × 0.042 × 0.25

② 동기조상기 투자비 2억원/MVar (신설 고관성 동기조상기 투자비 참고)

2) 비계량적 효과

□ (산업기반 마련) 그리드포밍 인버터 개념을 명확히 하고, 규칙상 근거 마련을 통해 국내 기술개발 및 상용화 인프라 구축에 기여

* 국내 전력산업 역량 강화, 에너지안보 차원에서 한국형 그리드포밍 기술 내재화 필요

□ (안정성 확보) 인버터 기반 자원의 전력망 안정화 능력 강화

* 그리드포밍 설비 개발을 통해서 전력망 안정화 기능(관성‧강건성 기여 등) 구비 필요

□ (정책이행) 안정적인 전력망 구축을 위한 기술개발 정책 이행성 확보

* 제11차 전력수급기본계획(’25.2.21), 제3차 지능형전력망 기본계획(‘23.2.14)

	< 11차 전기본 내용 발췌 >
ㅇ (계통관성 확보) 계통 관성 미제공 자원(인버터 기반 설비) 증가에 대비하여 대용량 관성제공 기술 지속 개발/고도화 * (회전형 관성) 동기조상기, 플라이휠 등, (정지형 관성) 그리드포밍 인버터 등

□ (적용효과) 전력계통 취약 사례 및 그리드포밍 적용효과

▶ (호남계통 진동) ’23.9월부터 신안지역 간헐적 진동 발생(65회) → 수차례 인버터 세팅 변경으로 진동 완화

- 출력진동을 시뮬레이션으로 구현 → 그리드포밍 신설 시 별도의 인버터 세팅 변경 없이 진동 안정화 확인

신안지역 재생e 출력 진동 구현(시뮬레이션)		그리드포밍(150MVA) 신설 시 진동 안정(시뮬레이션)

※ 스페인 정전(’25.4.28) 발생 전 두 차례의 전력계통 진동 有 (1차국지진동 – 스페인 내, 2차광역진동 – 유럽 국가 간)

▶ (제주 2035 탄소중립) 제주 미래계통 재생e 증가 및 별도의 계통안정화 자원을 확보하지 않는 경우 제주계통 안정성 저하 예상되나, 장주기 ESS에 그리드포밍 성능 구비시 안정성 확보 가능성을 확인

구분	장주기 ESS GFM 적용 전		장주기 ESS GFM 적용 후
주파수(관성)
전압(강건성)
	주파수, 전압 불안정		주파수, 전압 안정

【 [참고] 국내 그리드포밍 도입 추진경과 및 계획 】

기간	내용	비고
’22.4~’24.8	그리드포밍 제주 실증 국책과제 수행	’24.8 실증 完
’23.4	“그리드포밍 기술 개발현황” 계통평가위원회 보고	23-3차 계통위
’23.9	그리드포밍 인버터(500kW) 산업기술시험원 공인 시험성적서 발행	20개 성능항목 검증 完
’23.9	“제주 그리드포밍 실증사업 현황” 계통평가위원회 보고	제23-7차 계통위
’23.12	그리드포밍 인버터 “단체표준” 제정	스마트그리드협회
‘24.9	“국내 재생e 그리드포밍 기술 활성화 방안” 계통평가위원회 보고(제주 실증사업 결과 포함)	24-7차 계통위
’25.11	’25년 2차 ESS 중앙계약시장에 그리드포밍 성능 요구	중앙계약시장위
’25.12~ 현재	정부 주도 그리드포밍 TF 운영	기후부·한전·거래소
’26.4(예정)	그리드포밍 기술요건 마련	한전(기술기준) 거래소(시장규칙)
’27.12(예정)	그리드포밍 인버터 기반 중앙계약ESS 상업운전	거래소

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 전력계통 부하모델 최신화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표3] 전력계통 운영 기준

<중 략>

4.0	계통검토시 안정유지기준

<중 략>

4.2    부하모델 : 조류계산시는 정전력 모델을 적용하며, 정밀모의 또는 과도모의시는 정적부하모델을 적용한다. 단 특정한 값이 없는 경우 아래 대표값을 적용하고, 거래소는 주기적으로 최신값으로 갱신하여야 하며, 한전은 거래소에서 요청시 부하모델 자료를 제공한다.

구 분	유효전력	무효전력
정전류(%)	19.2	30.8
정임피던스(%)	39.5	48.9

※ 잔여부분은 정전력 부하임.

[별표3] 전력계통 운영 기준

<중 략>

4.0	계통검토시 안정유지기준

<중 략>

4.2    부하모델 : 조류계산시는 정전력 모델을 적용하며, 정밀모의 또는 과도모의시는 정적부하모델을 적용한다.

4.2.1	정적부하모델은 아래 대표값을 적용한다. 단, 정적부하모델의 지역특성 등을 반영한 특정한 값이 있는 경우 대표값에 우선하여 이 값을 적용한다.

구 분	유효전력	무효전력
정전류(%)	56.83	17.08
정임피던스(%)	24.95	65.80

※ 잔여부분은 정전력 부하임.

4.2.2	한전은 5년 주기로 정적부하모델의 대표값을 갱신하여야 한다. 다만, 필요시 전력거래소와 협의를 거쳐 갱신 시기를 조정할 수 있다.

· 정적부하모델의 대표값과 특정한 값 사용에 대한 명확화

· 부하모델 최신화

· 부하모델 갱신주체 및 주기 명확화

□ 신재생자료취득시스템 주·후비 체계 구축을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표13] 계통운영시스템 운영 절차 [붙임 8.1] 계통운영시스템의 자료취득 기준 8.3 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신 규격 <중략> 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.	[별표13] 계통운영시스템 운영 절차 [붙임 8.1] 계통운영시스템의 자료취득 기준 8.3 실시간 자료취득 및 제어설비의 통신 규격 <중략> 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. 이 경우 중앙전력관제센터 및 후비전력관제센터와 데이터를 송수신하여야 한다.	- 데이터 연계 대상에 후비전력관제센터 명시
<신 설>	부 칙(2026. 00. 00) 제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. ② [별표13] 8.3.5.3의 개정규정은 전력거래소 차기전력계통운영시스템 준공을 고려하여 규칙개정 시행일 이후 3개월 이내에 전력거래시스템에서 공지하는 날부터 시행한다. 제2조(신재생자료취득장치 주ㆍ후비 체계 구축에 대한 경과조치) 이 규칙 시행일 이전에 설치완료된 장치의 경우, [별표13] 8.3.5.3조의 적용을 2027년 12월 31일까지 유예한다.

□ 전력거래시스템 운영 절차 현행화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제18.3.2조(운영기간) ① 제18.3.1조에 따라 등록된 발전기는 다음 각 호에서 정한 운영기간의 10시부터 17시까지 연료형 준중앙급전발전기로 전력거래를 할 수 있다. <개정 2026.1.28.>

1. 봄철 운영기간 : 3월1일 ~ 5월31일(같은 연도 설 연휴 포함) <개정 2026.1.28.>

2. 가을철 운영기간 : 9월1일 ~ 11월30일 <개정 2026.1.28.>

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. <개정 2026.1.28.>

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.

제18.3.2조(운영기간) ① 제18.3.1조에 따라 등록된 발전기는 다음 각 호에서 정한 운영기간의 10시부터 17시까지 연료형 준중앙급전발전기로 전력거래를 할 수 있다. <개정 2026.1.28.>

1. 봄철 운영기간 : 3월1일 ~ 5월31일(같은 연도 설 연휴 포함) <개정 2026.1.28.>

2. 가을철 운영기간 : 9월1일 ~ 11월30일 <개정 2026.1.28.>

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.

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.

· 용어 삭제

[별표 2] 정산 기준

16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

가. 다조합 복합발전기의 시간대별 출력구간의 운전조합 판단기준

④ 계량값(MGO)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

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

2. 개별계량이 불가능한 발전기 EMS 원격소장치(RTU)로부터 취득된 데이터와 전력거래시스템(e-power market)에 제출된 각 호기별 계통연결시간을 통해 개별호기 운전여부를 판단한다. 발전사업자는 해당 운전조합 결과를 통지받은 후 7일 이내에 관련 증빙서류와 함께 이의신청 할 수 있으며 변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하고 승인받아야 한다. 또한, 전력거래소는 이의신청에 대해서 접수일로부터 10일 이내에 처리결과를 해당 전기사업자에게 통지하여야 한다. 단, 발전사업자가 전력거래시스템(e-power market)에 발전기 개별 호기 운전정보를 제출하지 않은 경우 직전 운전여부를 준용하여 적용한다.

[별표 2] 정산 기준 <개정 2026.1.14>

16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

가. 다조합 복합발전기의 시간대별 출력구간의 운전조합 판단기준

④ 계량값(MGO)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

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

2. 개별계량이 불가능한 발전기 EMS 원격소장치(RTU)로부터 취득된 데이터와 전력거래시스템(e-power market)에 제출된 각 호기별 계통연결시간을 통해 개별호기 운전여부를 판단한다. 발전사업자는 해당 운전조합 결과를 통지받은 후 7일 이내에 관련 증빙서류와 함께 이의신청 할 수 있으며 변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하고 승인받아야 한다. 또한, 전력거래소는 이의신청에 대해서 접수일로부터 10일 이내에 처리결과를 해당 전기사업자에게 통지하여야 한다. 단, 발전사업자가 전력거래시스템(e-power market)에 발전기 개별 호기 운전정보를 제출하지 않은 경우 직전 운전여부를 준용하여 적용한다.

· 용어 삭제

· 용어 삭제

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.6.2	공개방법

규칙  제2.4.2조의2 및 제5.1.2조에 따라 하루전발전계획 결과 및 계통한계가격을 7.6.1의 발표시각까지 전력거래시스템(e-power market)을 통해 회원에게 통지한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우에는 24시까지 통지할 수 있다.

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 <개정 2026.1.14>

7.6.2	공개방법

규칙  제2.4.2조의2 및 제5.1.2조에 따라 하루전발전계획 결과 및 계통한계가격을 7.6.1의 발표시각까지 전력거래시스템(e-power market)을 통해 회원에게 통지한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우에는 24시까지 통지할 수 있다.

· 용어 삭제

[별표 12] 비상시 급전지시 절차

7.2.5.3	경보발령 절차

1. 경보발령권자는 경고발령 요건 발생시 전력수급상황(하향주파수예비력 저하 발생시간, 하향주파수예비력 수준, 지속시간 등) 및 경보발령 단계를 작성한다.

2. 전력거래소는 하향주파수예비력 부족시 신속한 대응을 위해 사전조치 시행 후 경보발령․통보한다.

3. 7.2.5.2에 의한 경보 발령권자에게 직접 보고할 필요가 있는 위급사항은 7.2.5.5와 같다.

4. 전기사업자, 수요관리사업자 등 조치대상에게 통지한다.

5. 통지는 전화, ARS, 문자메시지(SNS 포함), 전력거래소 홈페이지 공지, E-power Market 공지, 팩스 등의 방법 중 1가지 이상을 선택한다.

6. 경보발령 세부조건은 다음과 같다.

1) 평균전력을 적용하되 상황에 따라 순시전력을 고려할 수 있다.

2) 하향주파수예비력 경계단계에 이르거나 이를 것으로 예상되고, 주파수 유지가 현저히 곤란한 경우 경보를 발령할 수 있다.

[별표 12] 비상시 급전지시 절차 <개정 2026.1.14>

7.2.5.3	경보발령 절차

1. 경보발령권자는 경고발령 요건 발생시 전력수급상황(하향주파수예비력 저하 발생시간, 하향주파수예비력 수준, 지속시간 등) 및 경보발령 단계를 작성한다.

2. 전력거래소는 하향주파수예비력 부족시 신속한 대응을 위해 사전조치 시행 후 경보발령․통보한다.

3. 7.2.5.2에 의한 경보 발령권자에게 직접 보고할 필요가 있는 위급사항은 7.2.5.5와 같다.

4. 전기사업자, 수요관리사업자 등 조치대상에게 통지한다.

5. 통지는 전화, ARS, 문자메시지(SNS 포함), 전력거래소 홈페이지 공지, 전력거래시스템 공지, 팩스 등의 방법 중 1가지 이상을 선택한다.

6. 경보발령 세부조건은 다음과 같다.

1) 평균전력을 적용하되 상황에 따라 순시전력을 고려할 수 있다.

2) 하향주파수예비력 경계단계에 이르거나 이를 것으로 예상되고, 주파수 유지가 현저히 곤란한 경우 경보를 발령할 수 있다.

· 용어 삭제 변경

[별표 22]

시장시스템 운영 절차

1.0	목적

규칙 제8장의 규정에 의거 전력거래소의 입찰 및 계량시스템 등을 통칭하는 전력거래시스템과 정보공개시스템(이하 "시스템"이라 한다)의 운영절차를 정함으로써 공정하고도 효율적인 전력시장의 안정운영을 도모하는데 그 목적이 있다.

4.0	책임

4.1	전력거래소 이사장

전력거래시스템과 정보공개시스템의 설치 및 안정적인 운영을 위하여 제반 설치계획의 수립은 물론 유지보수 및 관리를 철저히 하고 시스템 운영 전반에 대한 관리를 하며, 실질적인 유지보수 및 관리가 이루어질 수 있도록 담당자를 임명한다.

4.2	발전회원

전력시장의 정상적인 운영을 위해 계량설비의 설치, 관리 및 통신회선의 임대, 유지보수와 관리 및 비용을 지불하고 계량설비 장애시 계량값의 수동입력을 시행하여야 한다.

4.3	직접구매회원

전력시장의 정상적인 운영을 위해 계량설비의 설치, 관리 및 통신회선의 임대, 유지보수와 관리 및 관련비용을 부담한다.

4.4	보안관리자

전력거래소 전체의 시스템 보안 및 인증과 암호화체제의 신설, 변경 및 수정 업무를 수행한다.

4.5	입찰부서

본 규칙에 의하여 발전회원의 입찰 여부 및 입력된 기술적 특성자료의검증 등을 수행한다.

< 신 설 >

5.0	용어의 정의

5.5	정보공개시스템

전력시장에 관한 전력거래, 계통운용 관련 정보를 저장하고 공개하는시스템이며, 인터넷 홈페이지와 전자우편 등을 이용하여 이 규칙에 명시되어 있거나 정보공개위원회에서 결정된 정보공개 항목을 회원에게 제공하는시스템을 말한다.

7.2	시스템 점검 및 변경

7.2.1	시스템운영부서는 매일 11시에 입찰마감 상황을 점검한 후 미 입찰내역을 입찰부서로 통보하고, 입찰부서는 발전회원에게 확인하는 등 입찰에 대한 다중 점검(Cross Check)이 이루어질 수 있도록 하여야 한다.

7.2.3	시스템운영부서는 회원의 특별한 사유로 인하여 전력거래소 입찰부서의 문서화된 공식요청이 있을 경우 입찰 마감시간을 사전 변경할 수 있다.

7.3.1.2	입찰부서는 신규 발전기 및 발전기 정보 변경시 “발전설비정보등록시스템”을 이용하여 입력한다.

[별표 22] <개정 2026.1.14>

시장운영시스템 운영 절차

1.0	목적

규칙 제8장 및 제10장의 규정에 의거 전력거래소의 입찰, 계량, 정산 및 정보공개시스템 등을 통칭하는 시장운영시스템(이하 "시스템"이라 한다)의 운영절차를 정함으로써 공정하고도 효율적인 전력시장의 안정운영을 도모하는데 그 목적이 있다.

4.0	책임

4.1	전력거래소 이사장

시스템의 설치 및 안정적인 운영을 위하여 제반 설치계획의 수립은 물론 유지보수 및 관리를 철저히 하고 시스템 운영 전반에 대한 관리를 하며, 실질적인 유지보수 및 관리가 이루어질 수 있도록 담당자를 임명한다.

4.2	발전회원

전력시장의 정상적인 운영을 위해 계량설비의 설치, 관리 및 통신회선의 임대, 유지보수와 관리 및 비용을 지불하고 계량설비 장애시 계량값의 수동입력을 시행하여야 한다.

4.3	직접구매회원

전력시장의 정상적인 운영을 위해 계량설비의 설치, 관리 및 통신회선의 임대, 유지보수와 관리 및 관련비용을 부담한다.

4.4	보안관리자

전력거래소 전체의 시스템 보안 및 인증과 암호화체제의 신설, 변경 및 수정 업무를 수행한다.

4.5	입찰부서

본 규칙에 의하여 발전회원의 입찰 여부 및 입력된 기술적 특성자료의 검증 등을 수행한다.

4.6	회원관리부서

본 규칙에 의하여 회원의 가입, 발전기 등록 등을 수행한다.

5.0	용어의 정의

5.5	정보공개시스템

전력시장과 전력계통 운영에 관한 정보를 저장하고 공개하는 시스템이며, 인터넷 홈페이지와 전자우편 등을 이용하여 이 규칙에 명시되어 있거나 정보공개위원회에서 결정된 정보공개 항목을 회원에게 제공하는 시스템을 말한다.

7.2	시스템 점검 및 변경

7.2.1	시스템운영부서는 매일 11시에 입찰마감 상황을 점검한 후 미 입찰내역을 입찰부서로 통보하고, 입찰부서는 발전회원에게 확인하는 등 입찰에 대한 다중 점검(Cross Check)이 이루어질 수 있도록 하여야 한다.

7.2.3	입찰부서는 회원의 특별한 사유가 있을 경우 시스템을 통해 입찰 마감시간을 사전 변경할 수 있다.

7.3.1.2	회원관리부서는 신규 발전기 등록 및 발전기 정보 변경 시 시스템을 통해 관련 정보를 입력한다.

· 용어 명확화

· [별표 13] 계통운영시스템 운영 절차와 용어 통일

· 관련 장 현행화

· 용어 현행화(입찰, 계량, 정산 및 정보공개 시스템 통합)

· 오타 수정

· 거래소 업무 분장에 따른 현행화

· 제8장 본문 조문과 일치화

· 오타 수정

· 규칙 현행화(입찰 마감시간 변경 가능)

· 거래소 업무분장  현행화(입찰부서에서 시스템을 통해 직접 입찰 마감시간 변경)

· 거래소 업무분장 현행화

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

(4) 계량값(MGOi,t)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.  < 중 략 >

(나) 개별계량이 불가능한 발전기는 EMS 원격소장치(RTU)로부터 취득된 데이터와 전력거래시스템(e-power market)에 제출된 각 호기별 계통연결시간을 통해 개별호기 운전여부를 판단한다. 발전사업자는 해당 운전조합 결과를 통지받은 후 7일 이내에 관련 증빙서류와 함께 이의신청 할 수 있으며 변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하고 승인받아야 한다. 또한, 전력거래소는 이의신청에 대해서 접수일로부터 10일 이내에 처리결과를 해당 전기사업자에게 통지하여야 한다. 단, 발전사업자가 전력거래시스템(e-power market)에 발전기 개별 호기 운전정보를 제출하지 않은 경우 직전 운전여부를 준용하여 적용한다.

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준 <개정 2026.1.14>

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

(4) 계량값(MGOi,t)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다. < 중 략 >

(나) 개별계량이 불가능한 발전기는 EMS 원격소장치(RTU)로부터 취득된 데이터와 전력거래시스템(e-power market)에 제출된 각 호기별 계통연결시간을 통해 개별호기 운전여부를 판단한다. 발전사업자는 해당 운전조합 결과를 통지받은 후 7일 이내에 관련 증빙서류와 함께 이의신청 할 수 있으며 변경에 관한 증빙서류를 전력거래소에 제출하고 승인받아야 한다. 또한, 전력거래소는 이의신청에 대해서 접수일로부터 10일 이내에 처리결과를 해당 전기사업자에게 통지하여야 한다. 단, 발전사업자가 전력거래시스템(e-power market)에 발전기 개별 호기 운전정보를 제출하지 않은 경우 직전 운전여부를 준용하여 적용한다.

· 용어 삭제

· 용어 삭제

<신 설>

부  칙 (2026. 00. 00.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

· 부칙 신설

□ 단순·경미한 사항에 대한 전력시장운영규칙 일괄개정(안)

현  행

개 정(안)

비 고

제1.2.3조(등록 신청서류) ①‧② (생 략)

③ 직접전력거래자의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 단, 부가가치세법 제8조 제7항에에 의한 사업자등록증 사본, 시장은행 통장 사본 및 사용 인감 증명서(주민등록번호 뒷자리는 비식별 처리 후 제출한다)는 별표8에 따라 전자문서로 제출하는 것을 원칙으로 한다.

1.‧2. (생 략)

제1.2.3조(등록 신청서류) ①‧② (현행과 같음)

③ 직접전력거래자의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 단, 부가가치세법 제8조 제7항에 의한 사업자등록증 사본, 시장은행 통장 사본 및 사용 인감 증명서(주민등록번호 뒷자리는 비식별 처리 후 제출한다)는 별표8에 따라 전자문서로 제출하는 것을 원칙으로 한다.

1.‧2. (현행과 같음)

- 오탈자 수정

제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① ~ ⑧ (생 략)

⑨ 전력계통에 전기저장장치의 접속 및 계통연결을 신청하는 자는 관련 제어시스템의 계통해석용 TOOL(PSS/E)에서 구동되는 동특성 데이터 파일이 포함된 기술특성자료를 전력거래소에 제출하여야 한다.

⑩ ~ ⑭ (생 략)

제5.8.5조(신․증설 전력설비) ① ~ ⑧ (현행과 같음)

⑨ 전력계통에 전기저장장치의 접속 및 계통연결을 신청하는 자는 관련 제어시스템의 계통해석용 TOOL에서 구동되는 동특성 데이터 파일이 포함된 기술특성자료를 전력거래소에 제출하여야 한다.

⑩ ~ ⑭ (현행과 같음)

- 계통해석 프로그램 관련 개정누락사항 보완

제11.2.1조의2(월간정산에 관한 자료의 제출) ①‧② (생 략)

③ 전력거래소는 제2항에 관한 다음 각 호의 항목을 공급인증서 거래시스템을 통하여 매월 15일까지 해당 공급의무자에게 제공한다. 단, 15일이 주말 또는 공휴일인 경우에는 그다음 영업일에 제공한다.

1. ~ 6. (생 략)

④ 제3항에 대하여 월간정산을 받고자 하는 공급의무자는 매월 20일까지 다음 각 호를 공급인증서 거래시스템을 통하여 전력거래소에 제출한다.

1.‧2. (생 략)

⑤‧⑥ (생 략)

제11.2.1조의2(월간정산에 관한 자료의 제출) ①‧② (현행과 같음)

③ (현행과 같음)

1. ~ 6. (현행과 같음)

④ 제3항에 대하여 월간정산을 받고자 하는 공급의무자는 매월 20일까지 다음 각 호를 공급인증서 거래시스템을 통하여 전력거래소에 제출한다. 단, 20일이 주말 또는 공휴일인 경우에는 그다음 영업일까지 제출한다.

1.‧2. (현행과 같음)

⑤‧⑥ (현행과 같음)

- 공급의무자의 월간정산자료 제출일자 명확화(개정누락사항 보완)

제14.3.2조(평가 및 통지) (생 략)

①‧② (생 략)

③ 전력거래소는 시스템 장애 발생 등으로 평가 및 통지가 어려운 경우 예측제도 참여희망자에게 공지하고, 가능한한 빠른 시일 내에 정상화되도록 노력해야 한다.

제14.3.2조(평가 및 통지) (현행과 같음)

①‧② (현행과 같음)

③ 전력거래소는 시스템 장애 발생 등으로 평가 및 통지가 어려운 경우 예측제도 참여희망자에게 공지하고, 가능한 한 빠른 시일 내에 정상화되도록 노력해야 한다.

- 오탈자 수정

제20.8.5조(발·별전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토 절차) (생 략)

제20.8.5조(발·변전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토 절차) (현행과 같음)

- 오탈자 수정

[별표 2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

나. 수력발전기

② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산

CONi = Max(XESOi, 0) × {Max(MPi,1...24)

+ RCPi × RCFi × FSFi} × 1,000

+ REOEi × {([eqn: sum _{t} ^{}]MPi,t÷24)

+ RCPi × RCFi × FSFi} × 1,000

[별표 2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

나. 수력발전기

② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산

CONi = Max(XESOi, 0) × {Max(MPi,1...24)

+ RCPi × RCFi × PCFi} × 1,000

+ REOEi × {([eqn: sum _{t} ^{}]MPi,t÷24)

+ RCPi × RCFi × PCFi} × 1,000

- FSF→PCF 변경 누락사항 반영

12. 기타 정산

나. 입찰량을 초과하여 급전지시한 발전기의 정산

XMPi,t = [Min{MGOi,t, RAi,t) + XEOGAi,t - MIN(ε, MGOi,t - RAi,t)} - RAi,t] × MPi,t × 1,000

XVCi,t = QPCi × [Min{MGOi,t, RAi,t) + XEOGAi,t - MIN(ε, MGOi,t - RAi,t)}2 -  RAi,t2] +

LPCi × [Min{MGOi,t, RAi,t + XEOGAi,t - Min(ε, MGOi,t – RAi,t)} - RAi,t]

단, 다조합 복합발전기의 XVCi,t는 다음과 같이 계산한다.

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

12. 기타 정산

나. 입찰량을 초과하여 급전지시한 발전기의 정산

XMPi,t = [Min{MGOi,t, RAi,t + XEOGAi,t - MIN(ε, MGOi,t - RAi,t)} - RAi,t] × MPi,t × 1,000

XVCi,t = QPCi × [Min{MGOi,t, RAi,t + XEOGAi,t - MIN(ε, MGOi,t - RAi,t)}2 -  RAi,t2] +

LPCi × [Min{MGOi,t, RAi,t + XEOGAi,t - Min(ε, MGOi,t – RAi,t)} - RAi,t]

단, 다조합 복합발전기의 XVCi,t는 다음과 같이 계산한다.

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

- 괄호 오기입 수정

[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

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 (원전 제외)
			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
	(2초)	․Gen CB ․Gen DS ․154Kv 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․고장파급방지장치 Ry 상태 ․UFR Ry상태 (양수 차단, 수력/양수자동기동) ․운전 Mode (S/T, S/T+G/T) ․G/F On/Off ․계통안정화장치 On/Off	MVAr (2초)	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
			kV ((2초)	․Gen ․154kV 이상 BUS별
			Gen MW Limit (2초)	․High/Low (원전제외)
			Gen MW 출력증가/감소율 (2초)	․MW/Min.
			수위 (2초)	․저수위 ․방수위 ․상ㆍ하부댐
	․ File 송수신 : SOE data (요구시) * 준중앙급전발전기의 경우에는 제18.2.3조에서 요구하는 사항 외 기능에 대해서는 제공하지 못할 수 있음

[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

8.1.1.1	발전소 설비

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
◆발전설비 ․수 력 (양수포함) ․화 력 ․원자력 ․IPP 발전기 ․연료형 준중앙 급전발전기*	․154kV 이상 재폐로 CB	MW	․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 (원전 제외)
		Hz	․상용 주파수 (필요개소)
		MW	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
	․Gen CB ․Gen DS ․154Kv 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․고장파급방지장치 Ry 상태 ․UFR Ry상태 (양수 차단, 수력/양수자동기동) ․운전 Mode (S/T, S/T+G/T) ․G/F On/Off ․계통안정화장치 On/Off	MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
		kV	․Gen ․154kV 이상 BUS별
		Gen MW Limit	․High/Low (원전제외)
		Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min.
		수위	․저수위 ․방수위 ․상ㆍ하부댐
	․ File 송수신 : SOE data (요구시) * 준중앙급전발전기의 경우에는 제18.2.3조에서 요구하는 사항 외 기능에 대해서는 제공하지 못할 수 있음

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.1.2	송,변전 설비

Station	Status(2초)	Analog(2초)		Control
◆송․변전설비 ․765kV ․345kV ․HVDC ․SVC ․전기저장장치	․765kV 이상 CB 각상별(HSGS포함) ․154kV 이상 CB ․154kV 이상 DS ․M.Tr 3차 CB ․SVC CB/DS ․SC/ShR CB ․ULTC Remote/Local ․전기저장장치 CB, DS ․전기저장장치 AGC contorl (High/Low, Remote/Local) ․전기저장장치의 주파수응답 On/Off	MW MVAr	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 MTr ․SVC (MVAr) ․HVDC Line (MW, AMPS) ․HVDC C.Tr ․전기저장장치 송전단 MW ․Target Mw (Set Point) ․실시간 공급능력 MW ․전기저장장치 송전단 MVAr ․전기저장장치 MW limit (High/Low) ․전기저장장치 MW 출력증가/감소율 (MW/min) ․SOC(State of Charge)	AGC (Set Point : 기본4초, 가변가능)
		kV	․154kV 이상 BUS 별 ․HVDC Pole
		Tap Position	․345kV이상 MTr ․HVDC C.Tr
		Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

8.1.1.2	송,변전 설비

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
◆송․변전설비 ․765kV ․345kV ․HVDC ․SVC ․전기저장장치	․765kV 이상 CB 각상별(HSGS포함) ․154kV 이상 CB ․154kV 이상 DS ․M.Tr 3차 CB ․SVC CB/DS ․SC/ShR CB ․ULTC Remote/Local ․전기저장장치 CB, DS ․전기저장장치 AGC contorl (High/Low, Remote/Local) ․전기저장장치의 주파수응답 On/Off	MW MVAr	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 MTr ․SVC (MVAr) ․HVDC Line (MW, AMPS) ․HVDC C.Tr ․전기저장장치 송전단 MW ․Target Mw (Set Point) ․실시간 공급능력 MW ․전기저장장치 송전단 MVAr ․전기저장장치 MW limit (High/Low) ․전기저장장치 MW 출력증가/감소율 (MW/min) ․SOC(State of Charge)	AGC (Set Point : 기본4초, 가변가능)
		kV	․154kV 이상 BUS 별 ․HVDC Pole
		Tap Position	․345kV이상 MTr ․HVDC C.Tr
		Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.1.3	제주 발전소 설비

Station	Status	Analog(2초)		Control
◆발전설비 ․화력 ․IPP 발전기 (발전소→EMS) 및 (발전소→제주EMS)	․Gen CB ․Gen DS ․154kV 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (High/Low, Auto/Local) ․운전 Mode (G/T, C/C) ․G/F On/Off ․계통안정화장치 On/Off	MW	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR	AGC (Set Point :기본4초, 가변가능)	․화력 ․복합
		Hz	․모선 주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
		MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
		kV	․Gen ․154kV 이상 BUS별
		Gen MW Limit	․High/Low
		Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min.
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

8.1.1.3	제주 발전소 설비

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
◆발전설비 ․화력 ․IPP 발전기 (발전소→EMS) 및 (발전소→제주EMS)	․Gen CB ․Gen DS ․154kV 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (High/Low, Auto/Local) ․운전 Mode (G/T, C/C) ․G/F On/Off ․계통안정화장치 On/Off	MW	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR	AGC (Set Point :기본4초, 가변가능)	․화력 ․복합
		Hz	․모선 주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
		MVAr	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
		kV	․Gen ․154kV 이상 BUS별
		Gen MW Limit	․High/Low
		Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min.
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.1.4	제주 송,변전 설비

Station	Status	Analog(2초)		Control
◆송․변전설비 ․154kV ․HVDC ․SVC (154kV변전소→ 제주EMS)	․22.9kV 이상 CB ․22.9kV 이상 DS ․SVC CB/DS ․SC/ShR CB ․ULTC Auto/Manual	MW MVAr	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 MTr ․SVC (MVAr) ․HVDC Line (MW, AMPS) ․HVDC C.Tr
		Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
		Tap Position	․HVDC C.Tr ․154kV MTr
		kV	․22.9kV 이상 BUS 별 ․HVDC Pole
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

8.1.1.4	제주 송,변전 설비

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
◆송․변전설비 ․154kV ․HVDC ․SVC (154kV변전소→ 제주EMS)	․22.9kV 이상 CB ․22.9kV 이상 DS ․SVC CB/DS ․SC/ShR CB ․ULTC Auto/Manual	MW MVAr	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 MTr ․SVC (MVAr) ․HVDC Line (MW, AMPS) ․HVDC C.Tr
		Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
		Tap Position	․HVDC C.Tr ․154kV MTr
		kV	․22.9kV 이상 BUS 별 ․HVDC Pole
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.1.6	육지 풍력, 태양광 및 연료전지 설비

Station	Status(4초)	Analog(4초)			Control
◆발전설비 ․154kV이상 송전선로연계 풍력발전기 (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
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
		ºC	·주변기온
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 태양광발전기 (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
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․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(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구 시) * 기상정보 - 풍력 : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 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.

8.1.1.6	육지 풍력, 태양광 및 연료전지 설비

Station	Status(4초 이내)	Analog(4초 이내)			Control
◆발전설비 ․154kV이상 송전선로연계 풍력발전기 (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
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
		ºC	·주변기온
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 태양광발전기 (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
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․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(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구 시) * 기상정보 - 풍력 : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 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.

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.1.7	제주 풍력, 태양광 및 연료전지 설비

Station	Status(4초)	Analog(4초)			Control
◆발전설비 ․22.9kV 이상 송전선로연계 풍력발전기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 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
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
			·주변기온
		ºC
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․22.9kV 이상 송전선로연계 태양광발전기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 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
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․22.9kV 이상 송전선로연계 연료전지발전 기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 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(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구 시) * 기상정보 - 풍력 : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 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.

8.1.1.7	제주 풍력, 태양광 및 연료전지 설비

Station	Status(4초 이내)	Analog(4초 이내)			Control
◆발전설비 ․22.9kV 이상 송전선로연계 풍력발전기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 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
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
			·주변기온
		ºC
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․22.9kV 이상 송전선로연계 태양광발전기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 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
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․22.9kV 이상 송전선로연계 연료전지발전 기 (20MW 초과) (발전기 → EMS) 및 (발전기 → 제주 EMS)	․22.9kV 송전선로 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(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구 시) * 기상정보 - 풍력 : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 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.

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.2	연계취득(지역계통운영센터 SCADA, 급전분소 SCADA 또는 기타 시스템)

8.1.2.1	주, 후비 지역계통운영센터(154kV 변전소 포함)

Station	Status(8초)	Analog(8초)			Control
154kV 변전소 → EMS	․154kV CB ․154kV 모선연결 DS ․SC/ShR 1차측 CB(23kV) ․UFR Ry 동작 상태	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV MTr ․22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광발전기의 154kV 변전소별 - 풍력발전기 Total MW, MVAr - 태양광발전기 Total MW, MVAr
		kV	․154kV BUS별
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계 풍력 발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
		ºC	·주변기온
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계태양광 발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계 연료 전지발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (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(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구시) * 기상정보 - 풍력(20MW 초과) : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 풍력(1MW 초과 20MW 미만) : 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	연계취득(지역계통운영센터 SCADA, 급전분소 SCADA 또는 기타 시스템)

8.1.2.1	주, 후비 지역계통운영센터(154kV 변전소 포함)

Station	Status(8초 이내)	Analog(8초 이내)			Control
154kV 변전소 → EMS	․154kV CB ․154kV 모선연결 DS ․SC/ShR 1차측 CB(23kV) ․UFR Ry 동작 상태	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV MTr ․22.9kV 배전선로 이하에 연계된 풍력, 태양광발전기의 154kV 변전소별 - 풍력발전기 Total MW, MVAr - 태양광발전기 Total MW, MVAr
		kV	․154kV BUS별
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계 풍력 발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		m/s	·풍속	기상 정보*
		º(0,360)	·풍향
		ºC	·주변기온
		n/a	·운전 중인 터빈 수
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계태양광 발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
		MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
		W/m2	·일사량	기상 정보*
		ºC	·주변기온
		MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
		ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․70kV 또는 22.9kV 송전선로 연계 연료 전지발전기 (1MW초과) 70kV 또는 22.9kV 변전소 → EMS	․70kV 또는 22.9kV 모선연결 CB, DS * ESS 연계형인 경우 ESS CB	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (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(%)
․ File 송수신 : SOE data (요구시) * 기상정보 - 풍력(20MW 초과) : 고정식 풍황계측타워 또는 원격감지계측기(소다(SODAR), 라이더(Lidar) 등) 등의 정보 기준 - 풍력(1MW 초과 20MW 미만) : 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.

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.2.2	한강 SCADA

Station	Status		Analog		Control
한강계 수 력	Status (4초)	․154kV CB ․154kV DS	MW MVAr (4초)	․154kV T/L ․Local Load(MW)
			kV (4초)	․154kV BUS별
			댐자료 (1분)	․댐수위 ․방수위 ․유하량 ․사용수량 ․방류량 ․수문개방수 ․수문개도
			댐자료 (1시간)	․시간 강우량 ․일 강109795 우누계
			기타 (1분)	․홍수통제소 자료
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

8.1.2.2	한강 SCADA

Station	Status(4초 이내)	Analog		Control
한강계 수 력	․154kV CB ․154kV DS	MW MVAr (4초)	․154kV T/L ․Local Load(MW)
		kV (4초)	․154kV BUS별
		댐자료 (1분)	․댐수위 ․방수위 ․유하량 ․사용수량 ․방류량 ․수문개방수 ․수문개도
		댐자료 (1시간)	․시간 강우량 ․일 강우누계
		기타 (1분)	․홍수통제소 자료
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.2.3	제주 EMS

Station	Status(4초)	Analog(4초)		Control
제주EMS → EMS	․154kV CB ․154kV 모선연결 DS ․SC/ShR 1차측 CB(23kV) ․UFR Ry 동작 상태 ․Gen AGC Control (Auto/Local)	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV MTr ․Gen ․Gen High/Low Limit(MW) ․HVDC Line(MW)
		Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
		kV	․154kV BUS별 ․Gen ․HVDC Pole)

8.1.2.3	제주 EMS

Station	Status(4초 이내)	Analog(4초 이내)		Control
제주EMS → EMS	․154kV CB ․154kV 모선연결 DS ․SC/ShR 1차측 CB(23kV) ․UFR Ry 동작 상태 ․Gen AGC Control (Auto/Local)	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV MTr ․Gen ․Gen High/Low Limit(MW) ․HVDC Line(MW)
		Hz	모선주파수 (자체기동발전기 등 필요개소)
		kV	․154kV BUS별 ․Gen ․HVDC Pole)

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.2.4	제주 급전분소

Station	Status	Analog(5초)		Control
제주 급전분소 → 제주EMS 및 중앙EMS(후비포함)	․22.9kV 이상 CB ․22.9kV 이상 DS ․SC/ShR CB(23kV) ․UFR Ry 동작상태	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV이상 MTr ․SVC (MVar)
		Hz	모선주파수(자체기동발전기 등 필요개소)
		Tap Position	․154kV MTr
		kV	․22.9kV이상 BUS별
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

8.1.2.4	제주 급전분소

Station	Status(5초 이내)	Analog(5초 이내)		Control
제주 급전분소 → 제주EMS 및 중앙EMS(후비포함)	․22.9kV 이상 CB ․22.9kV 이상 DS ․SC/ShR CB(23kV) ․UFR Ry 동작상태	MW MVAr	․154kV T/L ․154kV이상 MTr ․SVC (MVar)
		Hz	모선주파수(자체기동발전기 등 필요개소)
		Tap Position	․154kV MTr
		kV	․22.9kV이상 BUS별
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

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

Station	Analog(1분)			Control
․154kV이상 송전선로연계 풍력발전기 (20MW 이하) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	m/s	·풍속	기상 정보*
	º(0,360)	·풍향
	ºC	·주변기온
	n/a	·운전 중인 터빈 수
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 태양광발전기 (20MW 이하) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	W/m2	·일사량	기상 정보*
	ºC	·주변기온
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 연료전지발전기 (20MW 이하) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (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(%)
․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.

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

Station	Analog(1분 이내)			Control
․154kV이상 송전선로연계 풍력발전기 (20MW 이하) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	m/s	·풍속	기상 정보*
	º(0,360)	·풍향
	ºC	·주변기온
	n/a	·운전 중인 터빈 수
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 태양광발전기 (20MW 이하) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (필요시)
	MVAr	․송전단 Total MVAr * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MVAr
	W/m2	·일사량	기상 정보*
	ºC	·주변기온
	MW Limit	* ESS 연계형인 경우 ESS High/Low
	ESS SOC	* ESS 연계형인 경우 ESS 충전상태(%)
․154kV이상 송전선로연계 연료전지발전기 (20MW 이하) 신재생자료취득장치 →EMS	MW	․송전단 Total MW ․송전단 Available MW ․Target MW * ESS 연계형인 경우 ESS의 송전단 Total MW		Target MW (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(%)
․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.

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

8.1.2.7	연료형 준중앙급전발전기

Station	Status(2초)	Analog(2초)		Control
․준중앙급전발전기 (신재생자료취득장치를 사용하는 경우) (발전기→EMS)	․ 주파수추종 On/Off ․ AGC Control (High/Low, Auto/Local)	MW	․송전단 MW ․Target MW(Set Point)	Set Point
		MVAr	․송전단 MVAr
		kV	․Gen
		Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min
* 발전기 설비특성상 제18.2.3조에서 요구하는 사항 외 기능에 대해서는 제공하지 못할 수 있음

8.1.2.7	연료형 준중앙급전발전기

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
․준중앙급전발전기 (신재생자료취득장치를 사용하는 경우) (발전기→EMS)	․ 주파수추종 On/Off ․ AGC Control (High/Low, Auto/Local)	MW	․송전단 MW ․Target MW(Set Point)	Set Point
		MVAr	․송전단 MVAr
		kV	․Gen
		Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min
* 발전기 설비특성상 제18.2.3조에서 요구하는 사항 외 기능에 대해서는 제공하지 못할 수 있음

- 자료취득주기

명확화 및

표 양식 통일

[별표20] 발‧변전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토절차

[붙임9.1]

발·변전소 변압기 탭 정정 업무 흐름도

[별표20] 발‧변전소 주변압기 탭 정정 및 유효접지 검토절차

[붙임9.1]

발·변전소 변압기 탭 정정 업무 흐름도

- 업무절차도 내

오기 수정

[붙임9.2]

전력계통 유효접지 검토 업무

[붙임9.2]

전력계통 유효접지 검토 업무

- 업무절차도 내

오기 수정

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

가. 전력량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t)

RTRCPi,t = RT_FCRCPi,t + RT_PCRCPi,t

+ RT_SRCPi,t + RT_TRCPi,t

RT_FCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간주파수제어예비력 정산금(원)

RT_PCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간1차예비력 정산금(원)

RT_SRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간2차예비력 정산금(원)

RT_TRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간3차예비력 정산금(원)

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자에 대한 정산

가. 전력량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t)

RTRCPi,t = RT_FCRCPi,t + RT_PCRCPi,t +  RT_TRCPi,t

RT_FCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간주파수제어예비력 정산금(원)

RT_PCRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간1차예비력 정산금(원)

<삭 제>

RT_TRCPi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)에 대한 실시간3차예비력 정산금(원)

- 실시간예비력정산산식 명확화

□ 수요자원 거래 제도 간소화 및 시험절차 완화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제5장 전력계통 운영 제1절 발전계획 제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 가, 나 목 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다. < 중 략 >	제5장 전력계통 운영 제1절 발전계획 제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 가, 나 목 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다. < 중 략 >	· 미세먼지 저감 수요반응 거래 조건 삭제에 따른 하루전발전 계획 수립기준 변경
제12장 수요반응자원의 거래 제12장 수요반응자원의 거래 ∙ 제1절 통칙 제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. < 중 략 > 11. “자발적 수요감축”이라 함은 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요감축, 피크수요 저감을 위한 수요감축, 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 말한다. < 중 략 > 14. “미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 미세먼지 저감 및 관리에 관한 특별법 제18조에 따라 고농도 미세먼지 비상저감조치 발령 시 참여하는 거래를 말한다. < 중 략 >	제12장 수요반응자원의 거래 제12장 수요반응자원의 거래 ∙ 제1절 통칙 제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. < 중 략 > 11. “자발적 수요감축”이라 함은 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요감축, 피크수요 저감을 위한 수요감축, 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 말한다. < 중 략 > 14. “미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래”라 함은 미세먼지 저감 및 관리에 관한 특별법 제18조에 따라 고농도 미세먼지 비상저감조치 발령 시 참여하는 거래를 말한다. < 중 략 > 제12장 수요반응자원의 거래 ∙	· 미세먼지 저감 수요감축 용어 삭제
제12장 수요반응자원의 거래 제1절 통칙 제12.1.4조(수요관리사업자의 의무) ① 수요관리사업자는 수요반응자원이 전력거래소의 전력수요 의무감축요청을 완수하도록 다음 각 호를 준수하여야 한다. 1. 수요반응참여고객의 계약기간은 해당 수요반응자원이 전력거래기간 동안 의무감축용량을 이행할 수 있도록 설정되어야 한다. 2. 수요반응참여고객과 계약한 감축용량의 합계는 전력거래기간 동안 수요반응자원의 의무감축용량보다 크거나 같아야 한다. 3. 수요반응참여고객의 전력거래기간 내 총 감축시간은 수요반응자원의 총 감축시간을 이행할 수 있도록 설정되어야 한다. 4. 수요감축이행 관련 계약내용이 수요반응자원의 감축 신뢰도를 저하시키지 않아야 한다. <신 설>	제12장 수요반응자원의 거래 제1절 통칙 제12.1.4조(수요관리사업자의 의무) ① 수요관리사업자는 수요반응자원이 전력거래소의 전력수요 의무감축요청을 완수하도록 다음 각 호를 준수하여야 한다. 1. 수요반응참여고객의 계약기간은 해당 수요반응자원이 전력거래기간 동안 의무감축용량을 이행할 수 있도록 설정되어야 한다. 2. 수요반응참여고객과 계약한 감축용량의 합계는 전력거래기간 동안 수요반응자원의 의무감축용량보다 크거나 같아야 한다. 3. 수요반응참여고객의 전력거래기간 내 총 감축시간은 수요반응자원의 총 감축시간을 이행할 수 있도록 설정되어야 한다. 4. 수요감축이행 관련 계약내용이 수요반응자원의 감축 신뢰도를 저하시키지 않아야 한다. 5. 수요반응참여고객의 감축용량은 전력수요의무감축요청에 따른 감축이행능력을 제공할 수 있도록 산정되어야 한다.	[기타개정(안)건] ·수요관리사업자 의무조항 강화
제12장 수요반응자원의 거래 제12장 수요반응자원의 거래 ∙ 제3절 등록시험 및 감축시험 제2관 감축시험 제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다. 1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR 가. 감축시험은 12월 및 6월 1~2주(주차 기준은 ISO 8601을 따름)에, 감축재시험은 12월 및 6월 3~4주에 시행함을 원칙으로 한다. 표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, 중소형DR 또는 제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다. < 중 략 > 라. 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 수요반응자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다. 마. 감축신뢰성시험은 전력수요 의무감축요청 실적을 고려하여 동·하계 전력수급대책기간(가목의 감축시험 및 감축재시험 기간 제외) 중 전체 수요반응자원에 대하여 불시에 시행함을 원칙으로 한다(동계 1회, 하계 1회 시행). 표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, 중소형DR 또는 제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다. 단, 수급상황에 따라 시험을 시행하지 아니할 수 있다. < 중 략 > 제12장 수요반응자원의 거래 ∙	제12장 수요반응자원의 거래 제12장 수요반응자원의 거래 ∙ 제3절 등록시험 및 감축시험 제2관 감축시험 제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다. 1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR 가. 감축시험은 동·하계 전력수급대책기간을 포함한 12~2월 및 6~9월에, 감축재시험은 감축시험을 시행한 주차의 차주 또는 그 다음 주차에 시행함을 원칙으로 한다. 표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, 중소형DR 또는 제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다. < 중 략 > 라. 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 수요반응자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다. 마. 감축신뢰성시험은 전력수요 의무감축요청 실적을 고려하여 동·하계 전력수급대책기간(가목의 감축시험 및 감축재시험 기간 제외) 중 전체 수요반응자원에 대하여 불시에 시행함을 원칙으로 한다(동계 1회, 하계 1회 시행). 표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, 중소형DR 또는 제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다. 단, 수급상황에 따라 시험을 시행하지 아니할 수 있다. < 중 략 >	· 감축시험 조건변경 · 감축신뢰성시험 기준 삭제
④ 전력거래소는 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 전력수요 의무감축요청과 동일하게 적용하되, 실적정산금 계산 시에는 별표 26에 따라 구분하여 정산한다. < 중 략 > ⑥ 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시험일 또는 감축재시험일, 감축신뢰성시험일로부터 영업일 7일 이내에 시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여 수요관리사업자에게 평가 결과 및 조치사항을 통보하여야 한다. < 중 략 >	④ 전력거래소는 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 전력수요 의무감축요청과 동일하게 적용하되, 실적정산금 계산 시에는 별표 26에 따라 구분하여 정산한다. < 중 략 > ⑥ 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시험일 또는 감축재시험일, 감축신뢰성시험일로부터 영업일 7일 이내에 시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여 수요관리사업자에게 평가 결과 및 조치사항을 통보하여야 한다. < 중 략 >	· 감축신뢰성시험 용어삭제
제12장 수요반응자원의 거래 제3절 등록시험 및 감축시험 제2관 감축시험 제12.3.2.2조(주파수연계 감축시험) ① 전력거래소는 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 주파수DR을 대상으로 주파수연계 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. < 중 략 > 6. 구체적인 시험절차는 전력거래소가 정하여 공고하는 주파수연계 감축시험 가이드라인(이하 “주파수연계 감축시험 가이드라인”)에 따른다. < 중 략 >	제12장 수요반응자원의 거래 제3절 등록시험 및 감축시험 제2관 감축시험 제12.3.2.2조(주파수연계 감축시험) ① 전력거래소는 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 주파수DR을 대상으로 주파수연계 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. < 중 략 > 6. 구체적인 시험절차 및 시스템 구비요건은 전력거래소가 정하여 공고하는 주파수연계 감축시험 가이드라인(이하 “주파수연계 감축시험 가이드라인”)에 따른다. < 중 략 >	[기타개정(안)건] ·주파수연계 시험조건 변경
제12장 수요반응자원의 거래 제12장 수요반응자원의 거래 ∙ 제4절 수요반응자원의 전력부하감축량 거래 제2관 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래 제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 직전 영업일 11시까지 하나의 입찰서로 전력거래소에 제출하여야 한다. 중소형DR에 한하여 전력거래소는 수요관리사업자가 입찰한 개별자원을 수도권/비수도권으로 구분하여 각각의 최대감축용량을 모두 합산하여 각각 1개의 통합자원으로 구성한다. 이때, 통합자원의 감축가격은 거래일의 순편익가격으로 한다. 1. 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래 2. 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래 3. 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 < 중 략 > ⑥ 자발적 수요감축에 입찰한 수요반응자원이 하루전발전계획의 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합이 그 시간대의 최대감축용량 미만일 경우, 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합을 동시간대 최종구간 감축가능용량에서부터 차감 후 잔여 감축가능용량(소수점 이하 버림)으로 작성한 수정 입찰서를 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래에 자동 제출한다. < 중 략 >	제12장 수요반응자원의 거래 제4절 수요반응자원의 전력부하감축량 거래 제2관 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래 제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 직전 영업일 11시까지 하나의 입찰서로 전력거래소에 제출하여야 한다. 중소형DR에 한하여 전력거래소는 수요관리사업자가 입찰한 개별자원을 수도권/비수도권으로 구분하여 각각의 최대감축용량을 모두 합산하여 각각 1개의 통합자원으로 구성한다. 이때, 통합자원의 감축가격은 거래일의 순편익가격으로 한다. 1. 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래 2. 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래 3. 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 < 중 략 > ⑥ 자발적 수요감축에 입찰한 수요반응자원이 하루전발전계획의 기준수요 초과에 따른 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합이 그 시간대의 최대감축용량 미만일 경우, 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합을 동시간대 최종구간 감축가능용량에서부터 차감 후 잔여 감축가능용량(소수점 이하 버림)으로 작성한 수정 입찰서를 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래에 자동 제출한다. < 중 략 >	· 미세먼지 저감 수요반응 거래 조건 삭제
제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 다음 각 호에 따라 산정한 거래별 감축계획량을 합한 값으로 한다. SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t 여기서, SSRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) PSSRi,t : 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) PDSRi,t : 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 >	제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 다음 각 호에 따라 산정한 거래별 감축계획량을 합한 값으로 한다. SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t 여기서, SSRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) PSSRi,t : 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) PDSRi,t : 피크수요 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 >	· 자발적 감축계획량 미세먼지 낙찰 산식 삭제
다. 신뢰도발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량으로 배분한다. [eqn: ADE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} )]이면, ADESRi,t = SSRAi,t-IDESRi,t-EMSRi,t-PSSRi,t 여기서, ADEt : 신뢰도발전계획의 시간대별 기준수요 초과량 ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 라. 신뢰도발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: ADE _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} )]이면, ADESRi,t = [eqn: [(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(ADE _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1))} ``# `+`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {ADE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1)} ,`1)]	다. 신뢰도발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량으로 배분한다. [eqn: ADE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} )]이면, ADESRi,t = SSRAi,t-IDESRi,t-EMSRi,t-PSSRi,t 여기서, ADEt : 신뢰도발전계획의 시간대별 기준수요 초과량 ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 라. 신뢰도발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: ADE _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} )]이면, ADESRi,t = [eqn: [(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(ADE _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1))} ``# `+`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t}-PSSR _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {ADE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t}-PSSR _{i,t} ,`1)} ,`1)]	· 자발적 감축계획량 미세먼지 낙찰 산식 삭제
마. 제출된 입찰서의 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 다 목 또는 라 목에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 예비력 부족량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량에서 다 목 또는 라 목에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다. [eqn: RS _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} )]이면, RSSRi,t = SSRAi,t – IDESRi,t – EMSRi,t – PSSRi,t - ADESRi,t 여기서, RSt : 시간대별 예비력 부족량	마. 제출된 입찰서의 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 다 목 또는 라 목에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 예비력 부족량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량에서 다 목 또는 라 목에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다. [eqn: RS _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} )]이면, RSSRi,t = SSRAi,t – IDESRi,t – EMSRi,t – PSSRi,t - ADESRi,t 여기서, RSt : 시간대별 예비력 부족량	· 자발적 감축계획량 미세먼지 낙찰 산식 삭제
바. 제출된 입찰서의 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 다 목 또는 라 목에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 예비력 부족량보다 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: RS _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR_{i,t})]이면, RSSRi,t = [eqn: [(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1))# # ``` TIMES ` {max(RS _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1))} ``# # `+`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1)]`# # ``` TIMES `min( {RS _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]	바. 제출된 입찰서의 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 다 목 또는 라 목에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 예비력 부족량보다 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: RS _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} )]이면, RSSRi,t = [eqn: [(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1))# # ``` TIMES ` {max(RS _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1))} ``# # `+`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1)]`# # ``` TIMES `min( {RS _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -PSSR _{i,t} -ADESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]	· 자발적 감축계획량 미세먼지 낙찰 산식 삭제
3. 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 시간대별 미세먼지특별법 제18조에 따른 화력 발전기 출력감소량과 제21조에 따른 화력 발전기 출력감소량의 합(이하 “화력 발전기 출력감소량”으로 한다)으로 산정하며, 다음 각 목에 따라 수요반응자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR, 제주DR은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다. 가. 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다. [eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} `-`IDESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = SSRAi,t – IDESRi,t 여기서, EMt : 시간대별 화력 발전기 출력감소량 EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 나. 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 큰 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = [eqn: [`(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1)} ,`1)] < 중 략 >	3. 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 시간대별 미세먼지특별법 제18조에 따른 화력 발전기 출력감소량과 제21조에 따른 화력 발전기 출력감소량의 합(이하 “화력 발전기 출력감소량”으로 한다)으로 산정하며, 다음 각 목에 따라 수요반응자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR, 제주DR은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다. 가. 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다. [eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} `-`IDESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = SSRAi,t – IDESRi,t 여기서, EMt : 시간대별 화력 발전기 출력감소량 EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 나. 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 큰 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = [eqn: [`(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1)} ,`1)] < 중 략 >	· 미세먼지 저감 수요반응 거래 조건 삭제
제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 영업일 7일 이내에 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. < 중 략 >	제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 영업일 7일 이내에 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. < 중 략 >	· 감축신뢰성시험 용어 삭제
제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가 제2관 전력부하감축(증대)거래량 평가 제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. < 중 략 > 3. 주파수DR 제12.5.2.1조에 따라 산정된 거래시간별 수요반응참여고객 단위 고객기준부하에서 주파수연계 수요감축 시작 이후 10분 동안의 사용전력량으로 계산한 예상 사용전력량을 차감하여 산출한다. < 중 략 >	제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가 제2관 전력부하감축(증대)거래량 평가 제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. < 중 략 > 3. 주파수DR 제12.5.2.1조에 따라 산정된 거래시간별 수요반응참여고객 단위 고객기준부하에서 전력거래시간 내 주파수연계 수요감축을 시작하여 전력거래 종료시간 이후까지 10분 동안의 사용전력량으로 계산한 예상 사용전력량을 차감하여 산출한다. < 중 략 >	[기타개정(안)건] ·주파수연계 부하감축량 산정 세부 기준 명시
제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) < 중 략 > ⑤ 제12.4.2.6조의 입찰제한 조치를 위한 자발적 수요감축의 감축시행일별 평균 감축이행률과 제12.4.3.2조의 거래제한 조치를 위한 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 실시간 전력수요 의무감축요청의 감축시행일별 평균 감축이행률은 다음 각 호에 따라 산출한다. 1. 자발적 수요감축의 감축시행일별 평균 감축이행률은 해당 거래일 자발적 수요감축에 참여하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 감축계획량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. 즉, 평균 감축이행률i,d = [eqn: {sum _{t IN d} ^{} SR _{i,t}} over {sum _{t IN d} ^{} SSR _{i,t}} `] SRi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{}](SCLRi,c,t) ÷ 1000 SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t 여기서, SRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 (MWh) SSRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 > 2. 실시간 전력수요 의무감축요청(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 포함)의 감축시행일별 평균 감축이행률은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 거래시간별 전력수요 의무감축요청량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. < 중 략 >	제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) < 중 략 > ⑤ 제12.4.2.6조의 입찰제한 조치를 위한 자발적 수요감축의 감축시행일별 평균 감축이행률과 제12.4.3.2조의 거래제한 조치를 위한 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 실시간 전력수요 의무감축요청의 감축시행일별 평균 감축이행률은 다음 각 호에 따라 산출한다. 1. 자발적 수요감축의 감축시행일별 평균 감축이행률은 해당 거래일 자발적 수요감축에 참여하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 감축계획량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. 즉, 평균 감축이행률i,d = [eqn: {sum _{t IN d} ^{} SR _{i,t}} over {sum _{t IN d} ^{} SSR _{i,t}} `] SRi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{}](SCLRi,c,t) ÷ 1000 SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t 여기서, SRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 (MWh) SSRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 > 2. 실시간 전력수요 의무감축요청(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 포함)의 감축시행일별 평균 감축이행률은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 거래시간별 전력수요 의무감축요청량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. < 중 략 >	· 부하감축량 평가의 미세먼지 낙찰산식 및 감축신뢰성시험 용어 삭제 · · 감축신뢰성시험 용어 삭제
[별표 4] 입찰 운영 절차 [별표 4] 입찰 운영 절차 ∙ 6.0 입찰절차 < 중 략 > 6.3.8.6 수요관리사업자는 거래일이 아래 각 호에 해당하는 수요반응참여고객을 수요반응자 원으로 활용할 수 없다. 1. 사창립기념일, 노조창립기념일, 개교기념일, 정기휴무일, 의무휴업일 등 법령, 조례 또는 수요반응참여고객의 내부 규칙 등에 의하여 미리 특정되어 있는 휴무일 2. 백화점의 휴점일, 공장의 하계휴가기간, 학교의 임시휴교일 등 실질적인 노력 없이도 수요감축이 가능한 날 < 중 략 >	[별표 4] 입찰 운영 절차 6.0 입찰절차 < 중 략 > 6.3.8.6 수요관리사업자는 거래일이 아래 각 호에 해당하는 수요반응참여고객을 수요반응자원으로 활용할 수 없다. 1. 사창립기념일, 노조창립기념일, 개교기념일, 정기휴무일, 의무휴업일 등 법령, 조례 또는 수요반응참여고객의 내부 규칙 등에 의하여 미리 특정되어 있는 휴무일(단, 휴무일임에도 불구하고 조업이 필요한 상시근무지임을 증빙할 수 있는 경우 예외) 2. 백화점의 휴점일, 공장의 하계휴가기간, 학교의 임시휴교일 등 실질적인 노력 없이도 수요감축이 가능한 날 < 중 략 >	[기타개정(안)건] ·수요반응자원 휴무일 예외조항 신설
7.8.1 최소 감축지속시간(단위 : Hr) 수요반응자원이 전력부하감축을 시작하여 중지할 수 있기까지의 최소시간 간격으로서, 이 시간 내에는 전력부하감축을 중지 할 수 없는 것을 말한다. 단, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 기준수요 초과 및 제3호 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우 적용하지 아니한다.	7.8.1 최소 감축지속시간(단위 : Hr) 수요반응자원이 전력부하감축을 시작하여 중지할 수 있기까지의 최소시간 간격으로서, 이 시간 내에는 전력부하감축을 중지 할 수 없는 것을 말한다. 단, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 피크수요 초과 및 제3호 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우 적용하지 아니한다.	· 미세먼지 저감 수요반응 조건 삭제 및 정의 수정
[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.0 절차 < 중 략 > 7.1.4 수요반응자원 감축계획량 자료취득 하루전발전계획담당자는 수요반응자원담당자에게 규칙 제12.4.2.8조 제1항 제2호 및 제3호에 따른 수요반응자원 감축계획량 자료를 제공받아 사용한다. < 중 략 >	[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차 7.0 절차 < 중 략 > 7.1.4 수요반응자원 감축계획량 자료취득 하루전발전계획담당자는 수요반응자원담당자에게 규칙 제12.4.2.8조 제1항 제2호 및 제3호에 따른 수요반응자원 감축계획량 자료를 제공받아 사용한다. < 중 략 >	· 미세먼지 저감 수요반응 조건 삭제에 따른 수요반응자원 감축계획량 산정기준 변경
[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산 1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) SLRPi,t = SLRi,t × SMPt × 1000 SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t} DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t SRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]SCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t 여기서, < 중 략 > EMSRi,t: 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 > 나. 제주DR, 국민DR(제주권) SLRPi,t = SLRi,t × DA_SMPt × 1000 SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t} DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t SRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]SCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t 여기서, < 중 략 > EMSRi,t: 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 >	[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산 1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) SLRPi,t = SLRi,t × SMPt × 1000 SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t} DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t SRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]SCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t 여기서, < 중 략 > EMSRi,t: 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 > 나. 제주DR, 국민DR(제주권) SLRPi,t = SLRi,t × DA_SMPt × 1000 SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t} DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t SSRi,t = PSSRi,t + PDSRi,t + EMSRi,t PDSRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t + RSSRi,t SRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]SCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DCLRi,c,t × (1-EVFi) × (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × (EVFi + RDFi)} ÷ 1000 SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t 여기서, < 중 략 > EMSRi,t: 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) < 중 략 >	· 미세먼지 감축 계획량 산식 삭제
2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 하루전발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 수요반응자원의 지역구분 및 종류에 따라 다음 각 목과 같이 정산금을 산정한다. 가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) < 중 략 > DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수(감축시험 및 감축재시험, 신뢰성시험인 경우 1 아니면 0) < 중 략 > 나. 제주DR/H-제주DR, 국민DR(제주권) DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수(감축시험 및 감축재시험, 신뢰성시험인 경우 1 아니면 0) < 중 략 >	2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 하루전발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 수요반응자원의 지역구분 및 종류에 따라 다음 각 목과 같이 정산금을 산정한다. 가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) < 중 략 > DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수(감축시험 및 감축재시험, 신뢰성시험인 경우 1 아니면 0) < 중 략 > 나. 제주DR/H-제주DR, 국민DR(제주권) DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수(감축시험 및 감축재시험, 신뢰성시험인 경우 1 아니면 0) < 중 략 >	· 감축신뢰성시험 용어 삭제
6. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 하루전발전계획의 가격결정에 따른 거래에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)의 차액을 추가로 정산한다. 단, 제주지역 수요반응자원에 대해서는 하루전에너지가격이 0이하인 경우 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 감축계획량 이내의 계획감축량 중 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량을 제외한 감축량을 해당시간의 순편익가격과 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)의 차액을 추가로 정산한다. 가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0), PSSRi,t} × 1000 - SMPt × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0) , PSSRi,t} × 1000}, 0] < 중 략 > 나. 제주DR, 국민DR(제주권) DA_SMPt > 0 이면, XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 – DA_SMPt × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0), PSSRi,t} × 1000 } , 0] DA_SMPt ≤ 0 이면, XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 – DA_SMPt × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0), PSSRi,t} × 1000} , 0] + Max[{NBTPt,2 × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PSSRi,t , 0), PDSRi,t} ×1000 – DA_SMPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PSSRi,t , 0), PDSRi,t} ×1000 } , 0] < 중 략 >	6. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 하루전발전계획의 가격결정에 따른 거래에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)의 차액을 추가로 정산한다. 단, 제주지역 수요반응자원에 대해서는 하루전에너지가격이 0이하인 경우 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 감축계획량 이내의 계획감축량 중 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량을 제외한 감축량을 해당시간의 순편익가격과 계통한계가격(제주지역은 하루전에너지가격)의 차액을 추가로 정산한다. 가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0), PSSRi,t} × 1000 - SMPt × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t, – EMSRi,t, 0) , PSSRi,t} × 1000}, 0] < 중 략 > 나. 제주DR, 국민DR(제주권) DA_SMPt > 0 이면, XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t, – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 – DA_SMPt × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0), PSSRi,t} × 1000 } , 0] DA_SMPt ≤ 0 이면, XDRESMPi,t = Max[{DRRPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 – DA_SMPt × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PDSRi,t – EMSRi,t, 0), PSSRi,t} × 1000} , 0] + Max[{NBTPt,2 × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PSSRi,t , 0), PDSRi,t} ×1000 – DA_SMPi,t × Min{Max(SRi,t – DLRi,t – PSSRi,t , 0), PDSRi,t} ×1000 } , 0] < 중 략 >	· 미세먼지 감축 계획량 산식 삭제
Ⅶ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 3. 수요반응자원의 발전기여도 < 중 략 > 나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 수요반응자원의 최대감축가능시간은 해당 거래기간의 전력거래중인 표준DR, 중소형DR, 제주DR 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 감축계획량의 합을 일별 전체 수요반응자원의 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉, [eqn: 최대`감축가능시간`=``` sum _{d} ^{표준DR,`중소형DR,`제주DR} {sum _{t} ^{d} (RSO _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+SSR _{i,t} )} over {sum _{d} ^{표준DR,`중소형DR,`제주DR} ORC _{i,d}}] 여기서, RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별전력수요 의무감축요청량(MWh) DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수 (감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0) SSRi,t: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW) 다. 수요반응자원의 실적감축시간 수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 자발적 수요감축에 따른 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다. [eqn: 실적감축시간 _{i} =# ````````` sum _{d} ^{거래기간} [ {sum _{t} ^{d} ((DLR _{i,t} +SLR _{i,t} ) TIMES (1-DRTF _{i,t} ))`} over {ORC _{i,d}} `+` {sum _{t} ^{d} ((Min(Max(SR _{i,t} ,0),`SSR _{i,t} )` TIMES `DRTF _{i,t} )`} over {ORC _{i,d}} ]] 여기서, DLRi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MWh) DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수 (감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0) SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MWh) SSRi,t: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) SRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MWh) ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW) < 중 략 >	Ⅶ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 3. 수요반응자원의 발전기여도 < 중 략 > 나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 수요반응자원의 최대감축가능시간은 해당 거래기간의 전력거래중인 표준DR, 중소형DR, 제주DR 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 감축계획량의 합을 일별 전체 수요반응자원의 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉, [eqn: 최대`감축가능시간`=``` sum _{d} ^{표준DR,`중소형DR,`제주DR} {sum _{t} ^{d} (RSO _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+SSR _{i,t} )} over {sum _{d} ^{표준DR,`중소형DR,`제주DR} ORC _{i,d}}] 여기서, RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별전력수요 의무감축요청량(MWh) DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수 (감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0) SSRi,t: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW) 다. 수요반응자원의 실적감축시간 수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 자발적 수요감축에 따른 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다. [eqn: 실적감축시간 _{i} =# ````````` sum _{d} ^{거래기간} [ {sum _{t} ^{d} ((DLR _{i,t} +SLR _{i,t} ) TIMES (1-DRTF _{i,t} ))`} over {ORC _{i,d}} `+` {sum _{t} ^{d} ((Min(Max(SR _{i,t} ,0),`SSR _{i,t} )` TIMES `DRTF _{i,t} )`} over {ORC _{i,d}} ]] 여기서, DLRi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MWh) DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수 (감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0) SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MWh) SSRi,t: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh) SRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MWh) ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW) < 중 략 >	· 감축신뢰성시험 용어 삭제

□ 기동비용 정산금(SUAP) 지급기준 개선을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현 행	개 정(안)	비 고
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산 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 [eqn: rm NSUA _{i} = sum _{t} ^{} SUA _{i,t}] 거래기간 동안, MGOi,t-1 = 0 이고 MGOi,t > 0 이면, SUAi,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SUAi,t = 0 단, 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 [eqn: rm NSUS _{t} = sum _{t} ^{} SUS _{i,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 <신설>	[별표2] 정산기준 I. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산 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 [eqn: rm NSUA _{i} = sum _{t} ^{} SUA _{i,t}] 거래기간 동안, MGOi,t-1 = 0 이고 MGOi,t > 0 이면, SUAi,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SUAi,t = 0 단, 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 [eqn: rm NSUS _{i} = sum _{t} ^{} SUS _{i,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, 계통제약 사유로 DAOSi,t > 0 이고 GPi,t > SMPt이면서, 거래일의 연속운전시간 중 모든 시간대에서 GPi,t > SMP,t이면 SUSi,t = 0으로 하며, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SUSi,t = 1	중복부분 삭제 -하루전발전계획에 포함된 제약운전발전기의 발전가격이 계통한계가격을 초과하는 경우 계획 기동횟수에서 제외하는 정산식 근거 마련
단, 다조합 복합발전기의 기동비용 조정(SUAPi)은 다음과 같이 계산한다. SUAPi = Max[{GSUCi × (GNSUAi – GNSUSi)}, 0] + Max[{Max(SSUCi, 0) × (SNSUAi – SNSUSi) }, 0] 여기서, GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 GT 1대에 대한 기동비용 SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 ST 1대에 대한 기동비용으로 비용위원회에서 의결된 복합(CC)기동비용에서 가스터빈(GT)기동비용을 차감하여 산정한다. <개정 2025.11.12.> 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, [eqn: GGSI _{i,j,t-1} != 0]이며, [eqn: GGSI _{i,j,t} =1]인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 1 [eqn: GGSI _{i,j,t}] : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에 대한 운전여부 SNSUAi : 다조합 복합발전기 i의 모든 스팀터빈 발전기에 대한 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수 [eqn: rm SNSUA _{i} = sum _{t} ^{} sum _{k} ^{} SSUA _{i,k,t}] SSUAi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 기동여부 [eqn: GSSI _{i,k,t-1} =0]이며, [eqn: GSSI _{i,k,t} =1]이면, SSUAi,k,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SSUAi,k,t = 0 단, [eqn: GSSI _{i,k,t-1} != 0] 이며 [eqn: GSSI _{i,k,t} =1] 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 1 [eqn: GSSI _{i,k,t}] : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에 대한 운전여부 MGOi,j,t : <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 <신설> 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 <신설>	단, 다조합 복합발전기의 기동비용 조정(SUAPi)은 다음과 같이 계산한다. SUAPi = Max[{GSUCi × (GNSUAi – GNSUSi)}, 0] + Max[{Max(SSUCi, 0) × (SNSUAi – SNSUSi) }, 0] 여기서, GSUCi : 다조합 복합발전기 i의 GT 1대에 대한 기동비용 SSUCi : 다조합 복합발전기 i의 ST 1대에 대한 기동비용으로 비용위원회에서 의결된 복합(CC)기동비용에서 가스터빈(GT)기동비용을 차감하여 산정한다. <개정 2025.11.12.> 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, [eqn: GGSI _{i,j,t-1} != 0]이며, [eqn: GGSI _{i,j,t} =1]인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 GSUAi,j,t = 1 [eqn: GGSI _{i,j,t}] : 다조합 복합발전기 i의 가스터빈 발전기 j의 거래시간 t에 대한 운전여부 SNSUAi : 다조합 복합발전기 i의 모든 스팀터빈 발전기에 대한 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수 [eqn: rm SNSUA _{i} = sum _{t} ^{} sum _{k} ^{} SSUA _{i,k,t}] SSUAi,k,t : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에서의 기동여부 [eqn: GSSI _{i,k,t-1} =0]이며, [eqn: GSSI _{i,k,t} =1]이면, SSUAi,k,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SSUAi,k,t = 0 단, [eqn: GSSI _{i,k,t-1} != 0] 이며 [eqn: GSSI _{i,k,t} =1] 인 경우에도 파급정지 또는 급전지시로 정지된 후 급전지시로 재기동한 경우에는 SSUAi,k,t = 1 [eqn: GSSI _{i,k,t}] : 다조합 복합발전기 i의 스팀터빈 발전기 k의 거래시간 t에 대한 운전여부 MGOi,j,t : <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, 계통제약 사유로 DAOSi,J,t > 0 이고 GPi,t > SMPt이면서, 거래일의 연속운전시간 중 모든 시간대에서 GPi,t > SMP,t이면 GSUSi,J,t = 0으로 하며, 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, SSUSi,k,t = 1 이고, 그렇지 않으면, SSUSi,k,t = 0 단, 계통제약 사유로 DAOSi,k,t > 0 이고 GPi,t > SMPt이면서, 거래일의 연속운전시간 중 모든 시간대에서 GPi,t > SMP,t이면 SSUSi,k,t = 0으로 하며, 발전사업자의 사유로 기동한 경우에는 SSUSi,k,t = 1	중복부분 삭제 -하루전발전계획에 포함된 제약운전발전기의 발전가격이 계통한계가격을 초과하는 경우 계획 기동횟수에서 제외하는 정산식 근거 마련 오탈자 수정 중복부분 삭제 -하루전발전계획에 포함된 제약운전발전기의 발전가격이 계통한계가격을 초과하는 경우 계획 기동횟수에서 제외하는 정산식 근거 마련
< 신 설 >	부 칙 (2026. 00. 00.) 제1조(시행일) ① 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. ② [별표2]Ⅰ.4.기동비용조정에 대한 정산의 개정규정은 시스템 보완 후 규칙 시행일로부터 12개월 이내 전력거래시스템의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.	- 시스템 개발을 위한 경과조치 마련

□ 직접전력거래 부대비용 완화 및 제도 보완을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제1장  총칙

제1절  통칙

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

138. “재생에너지직접전력거래(”이하 직접전력거래“)란 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자가 전기사업법 제16조의5에 따라 전기사용자에게 직접 재생에너지를 공급하는 방식의 전력거래를 말한다.

제1장  총칙

제1절  통칙

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

138. “재생에너지직접전력거래(”이하 직접전력거래“)란 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자가 전기사업법 제16조의5에 따라 전기사용자에게 직접 재생에너지를 공급하는 방식의 전력거래와 동법 시행령 제19조 제1항 제4호 및 제6호에 의해 재생에너지발전사업자가 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지저장판매사업자의 전기저장장치에 직접 재생에너지를 공급하는 방식의 전력거래를 말한다.

· 재생에너지발전설비 초과발전량 등을 전력시장 운영규칙 정산 기준에 반영하기 위하여 전력시장운영규칙에서의 직접전력거래
범위 확대

제2장	가격결정

제2절  비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.4조, 제2.1.1.7조, 제2.1.1.9조, 제2.1.1.10조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.4.2.1조, 제12.4.3.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다.

① 심의 및 의결사항

1~7. (생략)

8. 직접구매자에 대한 부가정산금단가, 손실계수, 발전측 송전요금 및 직접구매 용량보정계수

9~26. (생략)

<신 설>

제2장	가격결정

제2절  비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.4조, 제2.1.1.7조, 제2.1.1.9조, 제2.1.1.10조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제3.5.1조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.4.2.1조, 제12.4.3.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다.

① 심의 및 의결사항

1~7. (생략)

8. 직접구매자에 대한 부가정산금단가, 손실계수, 발전측 송전요금 및 직접구매 용량보정계수

9~26. (생략)

27. 직접전력거래에 대한 부가정산금단가

· 비용위원회 심의 및 의결사항으로 직접전력거래에 대한 부가정산금단가 추가

제3장  전력의 거래

제5절 재생에너지직접전력거래

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

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

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

② 제1항은 현금재정보증 형태로 한다.

③ 직접전력거래 보증금계좌는 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자의 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 계좌를 말한다.

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

<신 설>

<신 설>

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

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

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

1. 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자에게는 매년 12월 10일까지 통지한다.

2. 직접전력거래를 하고자 하는자에게는 거래개시 희망일 20일전까지 통지한다.

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

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

제3장  전력의 거래

제5절 재생에너지직접전력거래

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

② 제1항의 규정에 의한 부가정산금단가는 전년도의 전력시장에서 발생된 부가정산금액을 토대로 비용위원회에서 정한다.

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

② 제1항의 재정보증의 형태는 다음 각 호의 1과 같다.

1. 현금 재정보증

2. 비현금 재정보증

③ 직접전력거래 보증금계좌는 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자의 현금재정보증을 위하여 개설한 전력거래소 명의의 계좌를 말한다.

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

⑤ 비현금 재정보증은 다음 각 호의 형태로 제공할 수 있다.

1. 적정자격을 가진 재정보증제공자로부터의 재정보증. 이 경우 재정보증제공자가 될 수 있는 자는 한국은행의 신용관리하에 있는 은행 또는 금융기관에 한한다.

2. 전력거래소가 인정하는 형식의 보증서 또는 은행신용장

⑥ 재정보증금 계좌에서 발생한 결산 이자는 전력거래소의 직접전력거래제도 운영 업무를 수행하는 데 사용한다.

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

1. 재생에너지전기공급사업자의 재정보증금액은 전기사용자의 부가정산금 단가와 재생에너지발전사업자 및 전기사용자 각각의 전력거래수수료 단가의 합에 2개월분 직접전력거래량을 곱한 금액으로 산정한다.

2. 재생에너지전기저장판매사업자의 재정보증금액은 전기사용자의 부가정산금 단가와 재생에너지발전사업자 및 전기사용자 각각의 전력거래수수료 단가의 합에 2개월분 직접전력거래량을 곱한 금액으로 산정한다.

② 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자의 재정보증금액 산정 시 제3.5.3조 제1항 각 호의 직접전력거래량은 다음 각 호에 따라 산정한다.

1. 재생에너지전기공급사업자의 직접전력거래량(1개월분) = MAX{(발전기 설비용량 × 직전년도 전력시장통계상 동일연료원의 월별 최대 이용률 × 8,760H) ÷ 12개월, 발전기의 전년도 월별 최대 재생에너지 공급량 실적}] × 1.2

2. 재생에너지전기저장판매사업자의 직접전력거래량(1개월분) = MAX{(발전기 설비용량 × 직전년도 전력시장통계상 동일연료원의 월별 최대 이용률 × 8,760H) ÷ 12개월, 전기저장장치의 전년도 월별 최대 재생에너지 공급량 실적}] × 1.2

③ 전력거래소는 제1항에서 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.

1. 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자에게는 매년 12월 10일까지 통지한다.

2. 직접전력거래를 하고자 하는자에게는 거래개시 희망일 20일전까지 통지한다.

제3.5.4조(재정보증금액 납부 및 검증) ① 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자는 제3.5.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.5.2조의 제2항의 규정에 의한 현금 또는 비현금의 형태로 매년 12월 24일까지 전력거래소에 제공하여야 한다.

② 직접전력거래를 하고자 하는자는 제3.5.3조의 규정에 따라 통지된 재정보증금액을 제3.5.2조 제2항의 규정에 의한 현금 또는 비현금의 형태로 거래개시 희망일 7일전까지 전력거래소에 제공하여야 한다.

·제2.2.1.4조 개정사항에 따라 재생에너지직접전력거래 부가정산금단가를 비용위원회에서 정하도록 변경

· 비현금 재정보증 제공 허용

· 비현금 재정보증 제공 형태 명시

· 재정보증금 계좌 결산 이자 사용방법 명시

· 재생에너지전기공급사업자의 재정보증금액 산정방식 분리 및 명시

· 재생에너지전기저장판매사업자의 재정보증금액 산정방식 신설 및 명시

· 재정보증금액
산정에 사용되는 직접전력거래량 산정방법 명시
(1. 재생에너지전기공급사업,
2. 재생에너지전기저장판매사업)

* 전기저장장치의 경우 초기 실적 부재 가능성을 고려하여 발전기 설비용량 및 이용률 추가 고려

· 항 번호 변경

· 비현금 재정보증제공 선택 가능함을 명시

· 비현금 재정보증제공 선택 가능함을 명시

제4장	계량과 정산 및 결제

제4.3.6조의2(예비계좌) ① 전력거래소는 구역전기사업자 및 직접구매자의 채무불이행 등으로 인하여 발전사업자, 수요관리사업자, 제15.1.1조 제5호의 중앙계약공급자에게 지급할 전력거래대금 등이 부족한 경우, 발전사업자, 수요관리사업자, 중앙계약공급자에 대한 전력거래대금 등을 우선 지급할 목적으로 예비계좌를 설정할 수 있다.

제4장	계량과 정산 및 결제

제4.3.6조의2(예비계좌) ① 전력거래소는 구역전기사업자, 직접구매자, 재생에너지전기공급사업자, 재생에너지전기저장판매사업자의 채무불이행 등으로 인하여 발전사업자, 수요관리사업자, 제15.1.1조 제5호의 중앙계약공급자에게 지급할 전력거래대금 등이 부족한 경우, 발전사업자, 수요관리사업자, 중앙계약공급자에 대한 전력거래대금 등을 우선 지급할 목적으로 예비계좌를 설정할 수 있다.

· 비현금 재정보증을 제공한 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자의 채무불이행 시
사용 가능한 예비계좌 설정

<신 설>

부  칙 (2026. 0. 0.)

제0조(직접전력거래 부가정산금단가 산정에 대한 경과조치) [별표2]의 직접전력거래 부가정산금단가 산정기준에 대한 개정규정은 제2.2.1.4조 및 제3.5.1조에 따라 비용위원회의 의결을 거쳐 산정된 시점부터 적용한다.

· 비용평가세부운영규정에 직접전력거래 부가정산금단가 산정기준 마련 후 규칙 개정 반영을 위한 경과 규정

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
SRRLk	전기사용장소별 공급비율 (Supplied Renewable energy Ratio for each consumer’s Location)	%	재생에너지전기공급사업자 또는 재생에너지전기저장판매사업자가 각 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 재생에너지 전기의 공급비율
GPGFi	직접전력거래 발전기 계통연계 여부 표시기 (Generator connected to the Power Grid Flag)	(1,0)	송□배전사업자의 전기설비와 연결된 직접전력거래 발전기 판정 여부 Flag
EEOFk	직접전력거래 초과발전 표시기 (Excess Energy On Flag)	(1,0)	직접전력거래에 대한 초과발전 여부 표시기
< 신 설 >

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
< 신 설 >

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
SRRLk	전기사용장소별 공급비율 (Supplied Renewable energy Ratio for each consumer’s Location)	%	재생에너지전기공급사업자가 각 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 재생에너지 전기의 공급비율
GPGF	직접전력거래 발전기 및 전기저장장치 계통연계 여부 표시기 (Generator connected to the Power Grid Flag)	(1,0)	송□배전사업자의 전기설비와 연결된 직접전력거래 발전기 및 발전사업허가 취득 판정 여부 Flag
EEOF	직접전력거래 초과발전·방전 표시기 (Excess Energy On Flag)	(1,0)	직접전력거래에 대한 초과발전 또는 방전 여부 표시기
EEEi,t	직접전력거래 초과발전량 (Excess Energy for a ESS)	MWh	직접전력거래로 공급되는 발전사업자의 시간대별 계량전력량이 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과한 전력량
TEEi,t	ESS로 공급된 직접전력거래 거래량 (Traded Energy to ESS)	MWh	직접전력거래를 통해 거래된 전기저장장치의 전력량에 송□배전 전기설비이용규정에 따른 손실률이 적용된 값
SRREj	전기저장장치별 공급비율 (Supplied Renewable energy Ratio for each ESS)	%	재생에너지발전사업자가 각 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치에 공급하는 재생에너지 전기의 공급비율
EDEi,t	직접전력거래 초과방전량 (Excess Energy DisCharged of ESS for Customer)	MWh	직접전력거래로 공급되는 재생에너지전기저장판매사업자 전기저장장치의 시간대별 계량방전량이 전기사용자의 전기사용장소가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량
SERLk	전기저장장치로부터 전기사용장소별 공급비율 (Supply ESS Renewable energy Ratio for each consumer’s Location)	%	재생에너지전기저장판매사업자가 각 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 비율
ECEi,t	직접전력거래 초과충전량 (Excess Energy Charged of ESS for Customer)	MWh	재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치가 시간대별 계량충전량이 재생에너지발전기의 시간대별 발전전력량을 초과하여 전력시장으로 공급받은 전력량
MCAj,t	전기저장장치 계량 충전량 (Excess Energy Charged of ESS for Customer)	MWh	재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치에 충전되는 전기저장장치의 시간대별 계량 충전량
ASRESj,t	직접전력거래 공급량 조정값 (Adjusted SRES)	MWh	재생에너지전기저장판매사업을 통해 전기저장장치에 공급되는 시간대별 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값
SRESj,t	직접전력거래 공급량 (Supplied energy through Renewable ESS energy Supplier)	MWh	재생에너지저장판매사업을 통해 재생에너지전기저장판매사업자의 개별 전기저장장치에 공급된 시간대별 전력량
EPLFj	전기저장장치 단톡 계통연계 및 발전사업허가 취득여부 표시기 (ESS connected to the Power grid and Licensed Flag)	(1,0)	전기저장장치 계통연계 여부 표시기로써, 재생에너지전기저장판매사업 전기저장장치가 송□배전사업자의 전기설비와 연결되고, 발전사업허가를 취득하였을 경우 1, 그렇지 않으면 0
LFREj	재생에너지전기저장판매사업 전기저장장치 손실계수 (Loss Factor for Renewable Energy)		전기저장판매사업자의 개별 전기저장장치 직접전력거래 전력량에 적용되는 손실계수로써 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률

·기호 및 변수의 정의 등 추가

[별표 2]

정산 기준

[목차]

[별표 2] 정산 기준 ∙

Ⅰ. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

가~바. (생략)

사. 직접전력거래 발전기

아. 수소발전입찰시장 계약발전기

자. 준중앙급전자원

<신 설>

[별표 2]

정산 기준

[목차]

Ⅰ. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

가~바. (생략)

사. 직접전력거래 발전기 및 전기저장장치

아. 수소발전입찰시장 계약발전기

자. 준중앙급전자원

차. 제3자간 전력거래 발전기

· 직접전력거래
전기저장장치
정산 항목 추가

· 제3자간 거래
초과발전량 정산근거 부재에
따른 추가

Ⅰ. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

사. 직접전력거래 발전기

직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 단, 발전량균등정산방식의 발전기 및 비계통연계 직접전력거래 발전기가 공급한 전력량은 제외한다. 즉,

<신 설>

➀ 재생에너지전기공급사업자 또는 재생에너지전기저장판매사업자에 공급하는 전력량을 초과하여 전력시장에서 거래하는 경우

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

② 제1항에도 불구하고 사용전검사 검사필증 기준 설비용량 100kW 미만인 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 EPC를 고려하지 않고 SMP로 정산한다.

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )]

여기서, 제1항 및 제2항에 적용하는 EECi,t는 다음과 같다.

가) 단일한 발전기(i=1)에서 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{i,t}] [eqn: = sum _{k} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SRRL _{k} -`TRS _{k,t} ) TIMES CDOF _{i,k} TIMES GPGF _{i}]

나) 두 개 이상의 발전기에서 단일한 전기사용자(k=1)에게 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{i,t}][eqn: = LEFT { sum _{i} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SRRL _{k} )-`TRS _{k,t} RIGHT } TIMES {MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} MGO _{i,t}} TIMES CDOF _{i,k} TIMES GPGF _{i}]

다) 발전량 균등정산방식을 선택하여 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{i,t}]= 0

단, 가), 나)에 해당하는 발전기가 제1.2.4조 제5항에 따라 직접전력거래비율을 적용하는 경우 MGOi,t는 다음과 같다.

MGOi,t = Pt × SRERi

EECi,t(Excess Energy for a Consumer) : 직접전력거래로 공급되는 발전사업자의 시간대별 계량전력량이 전기사용자가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량

TRSk,t(Traded energy through Renewable energy Supplier) : 직접전력거래를 통해 거래된 전기사용자의 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값

MGOi,t : 직접전력거래를 통해 개별전기사용자에게 공급되는 i 발전기의 시간대별 계량전력량

CDOFi,k(Certified Data On Flag) : 직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비와 전기사용자 전력량 정보가 취득된 후 직접전력거래 거래량 데이터가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0

GPGFi(Generator connected to the Power Grid Flag) : 직접전력거래 발전기 계통연계 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비가 송□배전사업자의 전기설비와 연결된 경우 1, 그렇지 않으면 0

SRRLk(Supply Renewable energy Ratio for each consumer’s Location) : 재생에너지전기공급사업자 또는 재생에너지전기저장판매사업자가 각 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 비율

SRERi((Supplied Renewable Energy Ratio for direct ppa) : 재생에너지 발전기가 시간대별 거래량 중 직접전력거래로 공급하는 비율

Pt : 동일한 주변압기에 연결된 1기의 개별 발전기 계량값

③ 제4.1.10조 제2호에 따라 직접전력거래비율을 적용하는 발전기가 전력시장에서 거래하는 경우

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

이경우 MGOj,t는 다음과 같다.

MGOj,t = Pt × (1 – SRERi)

MGOj,t : 발전기에서 생산되는 모든 시간대별 거래량에서 직접전력거래로 공급되는 거래량을 제외하고 전력시장에서 거래하는 전력량

SRERi((Supplied Renewable Energy Ratio for direct ppa) : 재생에너지 발전기가 시간대별 거래량 중 직접전력거래로 공급하는 비율

Pt : 동일한 주변압기에 연결된 1기의 개별 발전기 계량값

<신 설>

<신 설>

<신 설>

Ⅰ. 발전사업자 및 소규모전력중개사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

사. 직접전력거래 발전기 및 전기저장장치

재생에너지전기공급사업자의 발전기 및 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치의 초과발전량 및 초과방전량은 다음 각 항과 같이 정산한다.

➀ 재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 발전기

재생에너지공급사업자의 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 단, 발전량균등정산방식의 발전기 및 비계통연계 직접전력거래 발전기가 공급한 전력량은 제외한다. 즉,

1. 재생에너지전기공급사업자에 공급하는 전력량을 초과하여 전력시장에서 거래하는 경우

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

2. 제1호에도 불구하고 사용전검사 검사필증 기준 설비용량 100kW 미만인 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 EPC를 고려하지 않고 SMP로 정산한다.

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )]

여기서, 제1호 및 제2호에 적용하는 EECi,t는 다음과 같다.

가) 단일한 발전기(i=1)에서 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{i,t}] [eqn: = sum _{k} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SRRL _{k} -`TRS _{k,t} ) TIMES CDOF _{i,k} TIMES GPGF _{i}]

나) 두 개 이상의 발전기에서 단일한 전기사용자(k=1)에게 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{i,t}][eqn: = LEFT { sum _{i} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SRRL _{k} )-`TRS _{k,t} RIGHT } TIMES {MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} MGO _{i,t}} TIMES CDOF _{i,k} TIMES GPGF _{i}]

다) 발전량 균등정산방식을 선택하여 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{i,t}]= 0

단, 가), 나)에 해당하는 발전기가 제1.2.4조 제5항에 따라 직접전력거래비율을 적용하는 경우 MGOi,t는 다음과 같다.

MGOi,t = Pt × SRERi

EECi,t(Excess Energy for a Consumer) : 직접전력거래로 공급되는 발전사업자의 시간대별 계량전력량이 전기사용자가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량

TRSk,t(Traded energy through Renewable energy Supplier) : 직접전력거래를 통해 거래된 전기사용자의 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값

MGOi,t : 직접전력거래를 통해 개별전기사용자에게 공급되는 i 발전기의 시간대별 계량전력량

CDOFi,k(Certified Data On Flag) : 직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비와 전기사용자 전력량 정보가 취득된 후 직접전력거래 거래량 데이터가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0

GPGFi(Generator connected to the Power Grid Flag) : 직접전력거래 발전기 또는 전기저장장치 계통연계 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비 또는 전기저장장치가 송□배전사업자의 전기설비와 연결되고, 발전사업허가를 취득하였을 경우 1, 그렇지 않으면 0

SRRLk(Supply Renewable energy Ratio for each consumer’s Location) : 재생에너지전기공급사업자가  각 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 비율

SRERi((Supplied Renewable Energy Ratio for direct ppa) : 재생에너지 발전기가 시간대별 거래량 중 직접전력거래로 공급하는 비율

Pt : 동일한 주변압기에 연결된 1기의 개별 발전기 계량값

3. 제4.1.10조 제2호에 따라 직접전력거래비율을 적용하는 발전기가 전력시장에서 거래하는 경우

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

이경우 MGOj,t는 다음과 같다.

MGOj,t = Pt × (1 – SRERi)

MGOj,t : 발전기에서 생산되는 모든 시간대별 거래량에서 직접전력거래로 공급되는 거래량을 제외하고 전력시장에서 거래하는 전력량

SRERi((Supplied Renewable Energy Ratio for direct ppa) : 재생에너지 발전기가 시간대별 거래량 중 직접전력거래로 공급하는 비율

Pt : 동일한 주변압기에 연결된 1기의 개별 발전기 계량값

② 재생에너지전기저장판매사업자 직접전력거래 발전기

재생에너지전기저장판매사업자의 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 단, 비계통연계 직접전력거래 발전기가 공급한 전력량은 제외한다. 즉,

1. 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치에 공급하는 전력량을 초과하여 전력시장에서 거래하는 경우

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

2. 제1호에도 불구하고 사용전검사 검사필증 기준 설비용량 100kW 미만인 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 EPC를 고려하지 않고 SMP로 정산한다.

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEE _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )]

여기서, 제1호 및 제2호에 적용하는 EEEi,t는 다음과 같다.

가) 단일한 발전기(i=1)에서 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEE _{i,t}] [eqn: = sum _{j} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SRRE _{j} -`TEE _{j,t} ) TIMES CDOF _{i,j} TIMES GPGF _{i}]

나) 두 개 이상의 발전기에서 단일한 전기저장장치(j=1)에게 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEE _{i,t}]

[eqn: = LEFT { sum _{i} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SRRE _{j} )-`TEE _{j,t} RIGHT } TIMES {MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} MGO _{i,t}} TIMES CDOF _{i,j} TIMES GPGF _{i}]

EEEi,t(Excess Energy for a ESS) : 직접전력거래로 공급되는 발전사업자의 시간대별 계량전력량이 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량

TEEj,t(Traded Energy to ESS) : 재생에너지전기저장판매사업을 통해 거래된 재생에너지전기저장판매사업자 전기저장장치의 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값

MGOi,t : 직접전력거래를 통해 개별전기저장장치에게 공급되는 i 발전기의 시간대별 계량전력량

CDOFi,j(Certified Data On Flag) : 직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비와 전기저장장치 전력량 정보가 취득된 후 직접전력거래 거래량 데이터가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0

GPGFi(Generator connected to the Power Grid Flag) : 직접전력거래 발전기 또는 전기저장장치 계통연계 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비 또는 전기저장장치가 송□배전사업자의 전기설비와 연결되고, 발전사업허가를 취득하였을 경우 1, 그렇지 않으면 0

SRREj(Supply Renewable energy Ratio for each ESS) : 재생에너지발전설비가 재생에너지전기저장장치에 공급하는 비율

③ 재생에너지전기저장판매사업자의 직접전력거래 전기저장장치

재생에너지전기저장판매사업자의 직접전력거래 전기저장장치가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 단, 전기사용자의 전기사용장소에 비계통연계되어 전기저장장치가 공급한 전력량은 제외한다. 즉,

1. 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 전력량을 초과하여 전력시장에서 거래하는 경우

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

2. 제1호에도 불구하고 사용전검사 검사필증 기준 설비용량 100kW 미만인 재생에너지전기저장판매사업 전기저장장치가 전력시장에 공급한 전력량은 EPC를 고려하지 않고 SMP로 정산한다.

[eqn: rm MEP _{j} = sum _{t} ^{} (EDE _{j,t} TIMES SMP _{t _{}} )]

여기서, 제1호 및 제2호에 적용하는 EDEj,t는 다음과 같다.

가) 단일한 전기저장장치(j=1)에서 전력을 공급하는 경우

[eqn: EDE _{j,t}] [eqn: = sum _{k} ^{} (EMGO _{j,t} TIMES SERL _{k} -`TRS _{k,t} ) TIMES CDOF _{j,k} TIMES GPGF _{j}]

나) 두 개 이상의 전기저장장치에서 단일한 전기사용장소(k=1)에게 전력을 공급하는 경우

[eqn: EEC _{j,t}]

[eqn: = LEFT { sum _{i} ^{} (EMGO _{j,t} TIMES SERL _{k} )-`TRS _{k,t} RIGHT } TIMES {EMGO _{j,t}} over {sum _{j} ^{} EMGO _{j,t}} TIMES CDOF _{j,k} TIMES GPGF _{j}]

EDEj,t(Excess Energy DisCharged of ESS for Customer) : 직접전력거래로 공급되는 재생에너지전기저장판매사업자 전기저장장치의 시간대별 계량방전량이 전기사용자의 전기사용장소가 사용한 시간대별 전력량에 전력 손실률이 적용된 값을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량

TRSk,t(Traded energy through Renewable energy Supplier) : 직접전력거래를 통해 거래된 전기사용자의 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값

EMGOj,t : 직접전력거래를 통해 개별 전기사용자에게 공급되는 j 전기저장장치의 시간대별 계량전력량

CDOFj,k(Certified Data On Flag) : 직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 전기저장장치와 전기사용자의 전력량 정보가 취득된 후 직접전력거래 거래량 데이터가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0

GPGFj(Generator connected to the Power Grid Flag) : 직접전력거래 발전기 또는 전기저장장치 계통연계 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비 또는 전기저장장치가 송□배전사업자의 전기설비와 연결되고, 발전사업허가를 취득하였을 경우 1, 그렇지 않으면 0

SERLk(Supply ESS Renewable energy Ratio for each consumer’s Location) : 재생에너지전기저장판매사업자가 각 전기사용자의 전기사용장소에 공급하는 비율

차. 제3자간 전력거래 발전기

제3자간 전력거래에 의해 전기판매사업자에게 전력을 공급하는 발전기의 정산은 재생에너지전기공급사업자의 직접전력거래 발전기의 정산방식을 따른다.

· 직접전력거래
전기저장장치
정산 항목 추가

· 재생에너지전기공급사업자의
직접전력거래
발전기 정산
항목 분리

· 기존 제1항 중
재생에너지전기공급사업자의
발전기 초과발전 정산 분리,
항 → 호 변경

· 항 → 호 변경

· 항 → 호 변경

· 직접전력거래
발전기·전기저장장치의 계통연계 여부 표시

· 재생에너지전기저장판매사업자 조항 분리에
따른 수정

· 항 → 호 변경

· 재생에너지전기
저장판매사업자의
직접전력거래
발전기 정산
항목 분리

· 재생에너지전기
저장판매사업자의
발전기 초과발전
정산

· 재생에너지전기
저장판매사업자의
직접전력거래
전기저장장치
정산 항목 신설

· 재생에너지전기
저장판매사업자의
전기저장장치
초과발전 정산

· 제3자간 거래
초과발전량 정산근거 부재에
따른 추가

3.1 전기저장장치의 충전전력 정산

가~다. (생략)

<신 설>

3.1 전기저장장치의 충전전력 정산

가~다. (생략)

라. 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치 중 계통에 발전설비 없이 단독 연계되어있으며, 발전사업허가를 취득한 전기저장장치의 초과충전전력은 거래시간대별 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산하며 기타 사항은 정산하지 않는다. 다만, 연계된 발전기의 설비용량이 100kW 미만인 경우에는 거래시간대별 SMP로 정산하며, 전기저장장치와 전기사용자의 전기사용장소가 비계통연계 되어있을 경우에는 정산하지 않는다. 즉,

[eqn: ECE _{j,t}] [eqn: = sum _{j} ^{} (MCA _{j,t} -`ASRES _{j,t} ) TIMES EPLF _{j}]

ASRESj,t = SRESj,t × (1 – LFREj)

ECEj,t(Excess Energy Charged of ESS for Customer) :　재생에너지저장판매사업을 통해 전기를 공급받는 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치가 시간대별 계량충전량이 재생에너지발전기의 시간대별 발전전력량을 초과하여 전력시장으로 공급받은 전력량

MCAj,t(Metered Charged Amount) : 재생에너지전기저장판매사업자의 전기저장장치에 충전되는 전기저장장치의 시간대별 계량 충전량

ASRESj,t(Adjusted SRES) : 재생에너지전기저장판매사업을 통해 전기저장장치에 공급되는 시간대별 전력량에 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률이 적용된 값

EPLFj(ESS connected to the Power grid and Licensed Flag) : 전기저장장치 계통연계 여부 표시기로써, 재생에너지전기저장판매사업 전기저장장치가 송□배전사업자의 전기설비와 연결되고, 발전사업허가를 취득하였을 경우 1, 그렇지 않으면 0

SRESj,t(Supplied energy through Renewable ESS energy Supplier) : 재생에너지저장판매사업을 통해 재생에너지전기저장판매사업자의 개별 전기저장장치에 공급된 시간대별 전력량

LFREj(Loss Factor for Renewable Energy) : 전기저장판매사업자의 개별 전기저장장치 직접전력거래 전력량에 적용되는 손실계수로써 송□배전용전기설비 이용규정에 따른 손실률

· 재생에너지전기
저장판매사업자의 전기저장장치
충전전력 정산
조항 신설

Ⅶ. 직접전력거래 부가정산금에 대한 정산

1. 직접전력거래 부가정산금 산정

(생략)

Ⅶ. 직접전력거래 부가정산금에 대한 정산

1. 직접전력거래 부가정산금 산정

(생략)

2. 직접전력거래 부가정산금단가의 산정기준

가. 직접전력거래의 부가정산금단가는 제2.2.1.4조에 따라 비용위원회에서 심의 및 의결된 직접구매자에 대한 부가정산금단가에 적용되는 각 항목을 조정하여 산정한다. 그 방법은 비용평가 세부운영규정 제11장 제11.3.1조 제1항의 부가정산금 총액에서 지역자원시설세와 비상대기예비력 정산금을 제외한 금액을 동 규정 제11장 제11.3.1조 제2항의 총 거래량과 직접전력거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량(비계통연계 직접전력거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량 제외), 판매사업자와 전력구매계약 체결 및 전기사업법 시행령 제19조 제1항 제3호에 따라 거래된 발전량을 합한 값으로 나누어 산정한다.

나. 직접전력거래 부가정산금 단가는 매년 6월까지 산정하여, 당해연도 7월부터 1년간 모든 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자에게 동일하게 적용한다.

[eqn: rm UPR _{} = {TUC`-`( sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} LPT _{i,t} +` sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} ECRP _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} TET _{t} `+ sum _{k} ^{} ` sum _{t} ^{} SRC _{k,t} +TESC}]

UPR(Uplift Price of energy traded by Renewable energy supplier) : 직접전력거래에 적용되는 부가정산금단가(원/kWh)

TUC(Total Uplift cost for a Consumer) : 비용위원회에서 심의 및 의결을 통해 직접구매자에 대한 부가정산금단가 산정에 활용되는 부가정산금 총액

LPTi,t(Local Plant Tax) : 화력발전기에 대한 시간대별 지역자원시설세 정산금

ECRPi,t(Emergency Capacity Reserve Payment) : 기후□환경 제약에 의해 가동이 제한된 석탄발전기가 입찰한 비상대기예비력에 대해 지급하는 정산금

TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량

SRCk,t(Supplied Renewable energy for a Customer) : 비계통연계 직접전력거래 공급량과 직접전력거래 초과발전량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 직접전력거래 전력량

TESC,(Traded Energy through Sales Company) : 판매사업자와 전력구매계약(PPA)을 체결한 발전사업자의 발전량과  전기사업법 시행령 제19조 제1항 제3호에 따른 전력거래계약 통해 전기사용자가 공급받은 연간 전력량의 합계

2. 직접전력거래 부가정산금단가의 산정기준

2. <삭 제>

[시행일 : 2026. 7. 1.]

가. 직접전력거래의 부가정산금단가는 제2.2.1.4조에 따라 비용위원회에서 심의 및 의결된 직접구매자에 대한 부가정산금단가에 적용되는 각 항목을 조정하여 산정한다. 그 방법은 비용평가 세부운영규정 제11장 제11.3.1조 제1항의 부가정산금 총액에서 지역자원시설세, 비상대기예비력 정산금, LNG발전기의 약정물량 허용오차 초과부가금 추가 정산금을 제외한 금액을 동 규정 제11장 제11.3.1조 제2항의 총 거래량과 직접전력거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량(비계통연계 직접전력거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량 제외), 판매사업자와 전력구매계약 체결 및 전기사업법 시행령 제19조 제1항 제3호에 따라 거래된 발전량을 합한 값으로 나누어 산정한다.

가. <삭 제>

[시행일 : 2026. 7. 1.]

나. 직접전력거래 부가정산금 단가는 매년 6월까지 산정하여, 당해연도 7월부터 1년간 모든 재생에너지전기공급사업자 및 재생에너지전기저장판매사업자에게 동일하게 적용한다.

[eqn: rm UPR _{} = {TUC`-`( sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} LPT _{i,t} +` sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} ECRP _{i,t} +` sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} XEGD _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} TET _{t} `+ sum _{k} ^{} ` sum _{t} ^{} SRC _{k,t} +TESC}]

UPR(Uplift Price of energy traded by Renewable energy supplier) : 직접전력거래에 적용되는 부가정산금단가(원/kWh)

TUC(Total Uplift cost for a Consumer) : 비용위원회에서 심의 및 의결을 통해 직접구매자에 대한 부가정산금단가 산정에 활용되는 부가정산금 총액

LPTi,t(Local Plant Tax) : 화력발전기에 대한 시간대별 지역자원시설세 정산금

ECRPi,t(Emergency Capacity Reserve Payment) : 기후□환경 제약에 의해 가동이 제한된 석탄발전기가 입찰한 비상대기예비력에 대해 지급하는 정산금

XEGDi,t : LNG발전기의 약정물량 초과부가금 추가 정산금

TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량

SRCk,t(Supplied Renewable energy for a Customer) : 비계통연계 직접전력거래 공급량과 직접전력거래 초과발전량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 직접전력거래 전력량

TESC,(Traded Energy through Sales Company) : 판매사업자와 전력구매계약(PPA)을 체결한 발전사업자의 발전량과  전기사업법 시행령 제19조 제1항 제3호에 따른 전력거래계약 통해 전기사용자가 공급받은 연간 전력량의 합계

나. <삭 제>

[시행일 : 2026. 7. 1.]

·비용평가위원회에서 정한 직접전력거래 부가정산금단가 산정 시 시장규칙 내 관련 규정 삭제
(부칙 경과규정)

·직접전력거래 부가정산금단가 산정방식 변경

·비용평가위원회에서 정한 직접전력거래 부가정산금단가 산정 시 시장규칙 내 관련 규정 삭제
(부칙 경과규정)

·직접전력거래 부가정산금단가 산식 변경

- LNG 약정물량 허용오차 초과부가금 추가 제외

·비용평가위원회에서 정한 직접전력거래 부가정산금단가 산정 시 시장규칙 내 관련 규정 삭제
(부칙 경과규정)

[별표3] 정산 및 결제 절차

5.16	전력거래수수료

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

[별표3] 정산 및 결제 절차

5.16	전력거래수수료

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

·공급사업자 및 저장판매 사업자 수수료 부과대상 포함

□ 신재생발전기 인버터 지속운전성능 강화를 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

[별표 3]

전력계통 운영기준

11.0 발전기 주파수 운전 기준

전력거래에 참여하는 모든 발전기는 다음 각호와 같     은 주파수 변동 범위에서 운전이 가능하여야 한다.

11.1 60±1.5Hz 연속 운전

11.2 주파수 강하로 인하여 계통주파수가 58.5 ～57.5Hz

범위에서 최소한 20초 이상 운전상태 유지

<신 설>

[별표 3]

전력계통 운영기준

11.0 발전기 주파수 운전 기준

전력거래에 참여하는 발전기의 주파수 운전기준은 다음 각호와 같다.

11.1 신재생발전기

11.1.1 61.5~57.5Hz 범위에서 연속운전

11.1.2 57.5~57.0Hz 범위에서 최소한 299초 이상 운전상태 유지

11.2 신재생발전기 외 발전기

11.2.1 60±1.5Hz 범위에서 연속운전

11.2.2 58.5~57.5Hz 범위에서 최소한 20초 이상 운전상태 유지

· 신재생발전기 주파수

유지 성능 강화

18.0 신재생발전기의 계통연계 유지

18.1 신재생발전기는 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지       기준에서 정한 전압유지범위 내에서 연속운전이        가능해야 한다.

18.2 풍력, 태양광, 연료전지 발전기의 순시전압  저하시 유지성능

풍력, 태양광, 연료전지 발전기는 인근계통 고장시       전압저하 상황에서 다음 각 호에 맞게 연계운전        유지가 가능해야 한다.

18.2.1 고장시 순시전압 저하 0pu에서 150㎳ 지속

18.2.2 고장제거 후 1,350ms(1.35초) 이내 90% 회복

[순시전압저하시 연계운전 유지성능]

18.0 신재생발전기의 계통연계 유지

18.1 신재생발전기는 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지       기준에서 정한 전압유지범위 내에서 연속운전이        가능해야 한다.

18.2 풍력, 태양광, 연료전지 발전기의 순시전압 저하 및

상승시 유지성능

풍력, 태양광, 연료전지 발전기는 인근계통 고장시      전압저하 및 상승 상황에서 아래 기준이상의 연계      운전 유지가 가능해야 한다.

18.2.1 <삭제>

18.2.2 <삭제>

[순시전압 저하/상승시 연계운전 유지성능]

전압범위(pu)	운전조건	최소연계시간(s)
V > 1.20	발전기 탈락 가능	NA
1.10 ≤ V < 1.20	연계운전	1.00
0.90 ≤ V < 1.10	연속운전	-
0.70 ≤ V < 0.90	연계운전	3.00
0.50 ≤ V < 0.70	연계운전	2.50
0.25 ≤ V < 0.50	연계운전	1.20
0.20 ≤ V < 0.25	연계운전	0.60
0.10 ≤ V < 0.20	연계운전	0.45
0.00 < V < 0.10	연계운전	0.30
0.00	연계운전	0.16

· 신재생발전기 전압유지 성능 강화

부  칙 (2026. 0. 0.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(신재생발전기 인버터 지속운전 성능 강화를 위한 개정사항에 대한 경과조치) [별표3] 11.1, 18.0의 신재생발전기 주파수 및 전압연계 유지 관련 개정사항은 2026.2.1.

시행된 송·배전용전기설비 이용규정의 시행 이후 접수된 송전용전기설비 이용신청분에 적용한다.

□ 그리드포밍 기반 안정적 전력계통 운영을 위한 전력시장운영규칙 개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

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

(신 설)

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

159. “그리드포밍(Grid-Forming)”이란 자체적으로 전압과 주파수를 형성하는 독립적인 전압원으로 동작하며, 정상상태뿐만 아니라 계통 외란 발생 시에도 동기화를 유지하여 계통안정화에 기여하는 성능을 말한다.

159의2. “그리드포밍 인버터”란 159호에 따른 그리드포밍 성능을 구비한 인버터를 말한다.

·그리드포밍 및 그리드포밍 인버터 정의 신설

제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자 및 송전사업자에게 다음 각호의 사항에 관하여 급전지시를 하여야 한다.

1. 발전기 및 전기저장장치의 계통연결 또는 분리

2. 유효전력 및 주파수 조정

(중 략)

(신 설)

10. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항

제5.3.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자 및 송전사업자에게 다음 각호의 사항에 관하여 급전지시를 하여야 한다.

1. 발전기 및 전기저장장치의 계통연결 또는 분리

2. 유효전력 및 주파수 조정

(중 략)

10. 그리드포밍 인버터 모드 운전

11. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항

·실계통 운영 시 그리드포밍 활용성 확보차원 급전지시 변경요건 신설

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공)

(중 략)

(신 설)

제5.8.4조(전력설비 및 운영자료 정보 제공)

(중 략)

⑨ 그리드포밍 인버터 기반 중앙계약전기저장장치를 보유한 사업자는 해당 설비의 기술특성 자료 및 실시간 운전상태를 전력거래소에 제공하여야 하며 전력거래소는 이를 관리·감시하여야 한다.

·그리드포밍 인버터 설비 관련 운영자료 정보 제공 의무 신설

제15.3.2조(중앙계약전기저장장치 운영기준)

(중 략)

④ 중앙계약전기저장장치의 계통연계 유지능력, 무효전력 공급 및 제어능력, 유효전력 제어 능력은 본 규칙 「별표3 전력계통 운영 기준」의 인버터 기반 신재생발전기(풍력, 태양광 및 연료전지 발전기) 기준에 따른다.

(중 략)

(신 설)

제15.3.2조(중앙계약전기저장장치 운영기준)

(중 략)

④ 중앙계약전기저장장치의 계통연계 유지능력, 무효전력 공급 및 제어능력, 유효전력 제어 능력, 계통현상분석장치의 시설 및 운영절차는 본 규칙 「별표3 전력계통 운영 기준」 및 「별표 16 계통보호 절차」의 인버터 기반 신재생발전기(풍력, 태양광 및 연료전지 발전기) 기준에 따른다.

(중 략)

⑨ 그리드포밍 인버터 기반 중앙계약전기저장장치의 성능요건, 성능의 유지 및 관리 기준은 「별표3 전력계통 운영 기준」을 따른다.

·중앙계약ESS도 인버터기반 신재생발전기에 준하는 계통보호절차 기준을 적용할 수 있도록 명시

·그리드포밍 성능을 갖춘 중앙계약ESS의 운영기준 추가

[별표3] 전력계통 운영 기준

(중 략)

(신 설)

(신 설)

[별표3] 전력계통 운영 기준

(중 략)

24.0 중앙계약전기저장장치 그리드포밍 인버터의 성능요건

중앙계약전기저장장치 그리드포밍 인버터는 설비의 한계 내에서 아래의 요건을 갖추어야 하며, 성능 시험 등에 관한 사항은 계통평가세부운영규정에서 정한다.

24.1 계통관성 제공

계통 주파수의 변동 발생 시, 즉각적인 유효전력 공급 또는 흡수를 통해 주파수 변동을 억제하는 관성 응답을 제공하여야 한다.

24.2 계통 강건성 및 고장전류 제공

계통 고장 등으로 인한 전압 변동 발생 시, 즉각적으로 고장전류를 공급하여 전압 변동을 방지하고 계통 강건성을 지원하여야 한다. 이때 공급되는 고장전류는 보호계전기의 적절한 동작을 지원할 수 있는 특성을 가져야 한다.

24.3 위상 급변 시 동기유지 성능

계통 고장 등으로 인해 인버터 단자 전압의 위상이 급격히 변화하는 경우에도 설비는 탈락되거나 정지하지 않고 안정적으로 동기 상태를 유지하여야 한다.

24.4 약계통 연계 운전

단락용량비(SCR)가 낮은 약계통 환경에서도 안정적으로 전력을 공급하여야 한다.

24.5 자체기동 (계통 운영상 필요 시)

외부 전원 또는 계통 전압이 없는 상태에서 인버터가 자체적으로 전압을 생성하여 운전을 개시하며, 계통전압 형성에 기여할 수 있어야 한다.

25.0 그리드포밍 성능의 유지 및 관리

그리드포밍 인버터 기반 중앙계약전기저장장치를 보유한 사업자는 별표3 24.0 중앙계약전기저장장치 그리드포밍 인버터의 성능요건에서 규정한 성능을 지속적으로 충족하여야 하며, 해당 성능이 저하되지 않도록 유지·관리 하여야 한다.

25.1 성능 확인 및 검증

그리드포밍 인버터 기반 중앙계약전기저장장치를 보유한 사업자는 계통평가세부운영규정 등에 따라 성능 검증을 받아야 한다. 또한, 전력거래소는 계통의 안정적 운영을 위해 사업자에게 검증 결과 등 관련 자료의 제출을 요구할 수 있으며, 사업자는 이에 따라야 한다.

25.2 변경관리

다음 각 항의 어느 하나에 해당하는 그리드포밍 성능에 중대한 영향을 미칠 수 있는 변경을 수행하고자 하는 경우, 해당 설비를 보유한 사업자는 사전에 전력거래소 및 한전에 통보하여야 한다.

① 인버터 제어기 또는 펌웨어·소프트웨어의 변경

② 그리드포밍 제어로직 또는 주요 제어 파라미터의 변경

③ 보호·계측·통신 설비 변경 등 성능 검증 결과에 영향을 미칠 수 있는 사항

25.3 계통운영상 조치

해당 설비의 운전 상태가 전력계통의 안정적 운영에 중대한 영향을 미칠 우려가 있는 경우, 전력거래소는 그리드포밍 운전 제한, 시정조치 및 개선계획 제출 요구 등 계통운영상 필요한 조치를 할 수 있다.

· 그리드포밍 인버터 적용 설비 대상 일반성능요건 신설,

· 계통운영관련 세부 성능시험 등은 계통평가 세부규정, 접속관련 인버터자체 성능기준 등은 접속규정에 마련 예정

·그리드포밍 인버터 적용 설비 대상 및 성능 유지 및 관리 내용 신설

[별표13] 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

(중 략)

8.1.1.5	중앙급전전기저장장치

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
중앙 급전 전기 저장 장치	(중략) ·주파수추종 On/Off (신설)	(중략) ·ESS SOC	(중략) ·ESS 충전상태
	** 중앙계약전기저장장치에 한하여 추가 취득 (SOC는 MWh값을 취득)

[별표13] 계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

(중 략)

8.1.1.5	중앙급전전기저장장치

Station	Status(2초 이내)	Analog(2초 이내)		Control
중앙 급전 전기 저장 장치	(중략) ·주파수추종 On/Off ·**ESS GFM 운전모드 On/Off	(중략) ·ESS SOC	(중략) ·ESS 충전상태
	** 중앙계약전기저장장치에 한하여 추가 취득 (SOC는 MWh값을 취득)

·중앙계약전기저장장치 대상 실계통 운영 시 그리드포밍의 운전여부를 확인할 수 있는 기준 신설