14-4차 전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 규칙개정 목록

번호	안 건 명
1	수요반응자원 거래시장 개설을 위한 규칙개정(안)
2	시간대별용량가격계수(TCF) 산정기준 변경(안)
3	지역별용량가격계수(RCF) 산정기준 변경(안)
4	자체기동발전기 서비스 가능여부에 대한 입찰 신설(안)
5	자기제약발전(GSCON) 정산시 허용오차 적용(안)
6	자율제재금 부과기준 변경(안)
7	석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 병해지연 허용(안)
8	병입・병해시 허용시간 신설(안)

Ⅱ. 안건 내용

1	수요반응자원 거래시장 개설을 위한 규칙개정(안)

□ 개정 사유

ㅇ 전기사업법 개정에 따른 수요자원시장 개설에 맞춰 수요반응자원 거래시장 개설을 위한 전력시장운영규칙 개정

- 전력시장에서 수요반응자원과 발전자원이 동등하게 거래하는 것을 주요내용으로 하는 전기사업법 개정 (‘14.5.20 개정)

□ 개정 내용

ㅇ 수요반응자원의 전력거래 규정 신설 (제12장 및 별표26,27,28.29)

- 수요반응자원의 전력거래를 위한 용어의 정의(제12장 제1절)

- 수요관리사업자 및 수요반응자원 등록 기준 및 절차

(제12장 제2절, 별표28, 별표29)

- 수요반응자원의 전력거래 관리(제12장 제3절)

- 수요관리사업자의 입찰(제12장 제4절)

- 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가(제12장 제5절)

- 정산(제12장 제6절, 별표26)

ㅇ 수요반응자원 거래시장 개설에 따른 관련 규정 개정

- 가격결정발전계획 등의 수요반응자원 관련 용어 신설 및 변경(제1장 및 별표1)

- 비용평가위원회 기능에 수요반응자원 편익가격 산정 추가(제2장 제2절)

- 가격결정발전계획 수립 시 수요반응자원의 입찰 자료를 반영하기 위한 기준 및 절차 개정(제2장 제4절 및 별표4,5,6)

- 수요관리사업자의 전력거래를 반영하기 위한 정산 및 결제 절차 개정(제4장, 별표8)

- 운영발전계획, 급전지시, 실시간 급전운영, 비상시 급전운영 등 안정적 계통운영을 위한 수요반응자원 운영 기준 및 절차 개정(제5장 및 별표9,11,12)

- 수요반응자원의 정보공개 관련 개정(제8장)

- 수요반응자원의 운영을 위한 전산시스템 운영 추가(제10장 및 별표27)

□ 개정 효과

ㅇ 수요반응자원 전력시장 참여를 위한 세부절차 및 기준 마련

ㅇ 수요자원의 전력시장 참여를 통한 시장효율성 및 계통 신뢰성 제고

2	시간대별용량가격계수(TCF) 산정기준 변경(안)

□ 개정 사유

ㅇ 시간대별로 변화하는 용량의 가치를 반영하기 위한 시간대별용량가격계수(TCF) 산정기준을 최근 전력수요패턴의 변화를 보다 정확히 반영할 수 있는 기준으로 변경

ㅇ 최대전력이 동계에 발생하는 등 최근 전력수요패턴과 시간대별용량가격계수 산정(TCF)을 위한 현 피크구분 기준의 불일치에 따라 용량가격 신호에 왜곡 발생

□ 개정 내용

ㅇ 시간대별용량가격계수(TCF) 산정기준 변경 (제2.4.3조 ⑦항 1호,2호)

- (현행) 거래일을 피크기간/일반기간, 거래시간대는 경부하/중간부하/최대부하 시간대로 구분

- (개정) 거래일을 평일/공휴일 구분 및 각 월별로 계수 차등 산정

ㅇ 예방정비 일정 변경에 대한 정산기준 변경 (별표2 정산기준 I, 10)

- 피크기간/일반기간 구분 폐지에 따른 정산기준 용어 변경

* 시간대별용량가격계수(TCF)의 세부 산정기준 변경은 비용평가세부운영규정 개정 (비용평가위원회)

□ 개정 효과

ㅇ 최근 전력수요 실적을 반영한 시간대별용량가격계수(TCF) 산정으로 시간대별 용량가치에 대한 합리적 신호 제공

3	지역별용량가격계수(RCF) 산정기준 변경(안)

□ 개정 사유

ㅇ 전력시장에서 수요반응자원과 발전자원이 동등하게 거래하는 것을 주요내용으로 하는 전기사업법 개정에 따라 지역별용량가격계수(RCF) 산정 시 수요반응자원을 반영한 산정기준 마련 필요

- 전력수급 여건을 감안하여 용량가격(CP)을 차등 적용하기 위한 현 지역별용량가격계수(RCF)는 산정 시 발전자원만 고려

ㅇ 전력시장에서 수급여건에 따른 보다 정확한 용량가치의 보상을 통해 적정 설비예비율 확보

□ 개정 내용

ㅇ 지역별용량가격계수 산정 시, 수요반응자원을 발전자원과 동등하게 반영하는 기준 마련 (제2.4.3조 ④항 1호,2호)

- (현행) 발전자원만 반영하여 공급용량 및 최대수요 산정

- (개정) 당해연도 수요반응자원의 의무감축용량을 공급용량에, 직전년도 수요반응자원의 전력부하감축거래량을 최대수요에 합산하여 산정

ㅇ 지역별용량가격계수의 불변구간 폐지 (제2.4.3조 ④항 3호,4호)

- (현행) 예비율 12~20% 구간은 지역별용량가격계수 1.0 적용

- (개정) 예비율 15%를 지역별용량가격계수 1.0 기준으로 변경

□ 개정 효과

ㅇ 용량 측면에서 수요반응자원의 가치를 발전자원과 동등하게 취급하는 기준 적용을 통해 전체 공급비용 절감

ㅇ 지역별 용량가격계수 불변구간(12~20%)을 폐지하여 전력시장 신호를 통해 적정 설비예비율(15%) 기준으로 공급설비를 확보할 수 있는 유인책 마련 (정확한 용량가치의 반영)

4	자체기동발전기 서비스 가능여부에 대한 입찰 신설(안)

□ 개정  사유

ㅇ 대규모 계통정전 발생 시 자체 비상발전기를 통해 기동 후 타 발전소에 기동 전력을 공급하는 자체기동은 신속한 전력계통 복구를 위해 필요한 전력시장 보조서비스임

ㅇ 자체기동발전기 보유 사업자가 자체기동 서비스 가능여부를 입찰토록 규칙을 개정하여, 위기 발생 시 정확한 정보를 통해 신속하게 전력계통을 복구하고 자체기동서비스 정산금의 정확도 제고

□ 개정내용

ㅇ 자체기동서비스 입찰기능 추가

구 분	규칙개정 내용
별표2. 정산기준	BSP정산시 자체기동서비스 가능여부 반영
별표4. 입찰절차	자체기동서비스 가능여부 입찰
발전입찰서 (별지 31호 33호)	입찰서에 자체기동서비스 플래그 추가

□ 개정 효과

ㅇ 자체기동서비스에 대한 정확한 정보공유로 전력위기발생시 신속하게 재난극복

ㅇ 발전기의 실제 자체기동서비스 가능여부를 고려한 정확한 정산

5	자기제약발전(GSCON) 정산시 허용오차 적용(안)

□ 개정  사유

ㅇ 열공급이나 자체시험 등 발전사업자의 요청에 의해 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기의 변동비와 시장가격(MP) 중 작은 값으로 정산 (자기제약발전 정산)

ㅇ 그러나, 계통제약이 아닌 발전기 특성으로 제약 입찰량을 초과하여 발전하는 경우가 빈번하게 발생하며, 이 경우 제약 입찰량 초과 발전량에 대해 계통제약발전(SCON)으로 정산되고 있어 정정 필요

* 계통제약발전(SCON) 정산 : 해당발전기의 변동비와 시장가격(MP) 중 큰 값으로 정산

□ 개정내용

ㅇ 자기제약발전(GSCON) 정산 시 허용오차(ε)를 적용하여, 계통제약이 아닌 발전기 특성으로 인한 제약 입찰량 초과 발전량에 대해서는 자기제약발전(GSCON)으로 정산

구 분	개선 전	개선 후
GSCON	제약량 초과시 SCON정산	허용오차까지는 GSCON정산

- 허용오차 정도의 소규모 추가발전량은 발전기 자체특성(복합: 기온변화, 석탄 : 저품위탄 연소 등)에 의한 초과발전이므로, GSCON/ SCON정산정확도 제고를 위해 GSCON에 허용오차 적용필요

□ 개정 효과

ㅇ 자기제약발전(GSCON) 정산에 허용오차(ε)를 적용하여 정산 정확도 제고

6	자율제재금 부과기준 변경(안)

□ 개정  사유

ㅇ 국감(2012~2013)에서 급전지시 위반에 대한 제재수준이 낮다는 지적에 따라, 용량시험 불합격 시 용량정산금 차액을 거래일(24시간)에 적용·환수하는 개정(안)을 14-2차 규칙개정에서 제안하였으나,

ㅇ 실무협의회에서 용량시험 불합격 발전기에 대한 용량정산금 환수 규정 대신 자율제재금 수준을 강화하는 것이 타당하다는 의견을 제시

ㅇ 이에, 국감 지적과 실무협의회의 의견을 반영하여 자율제재금을 강화하는 것을 내용으로 한 개선안을 마련 하고자 함

□ 개정내용

ㅇ 전력시장운영규칙을 위반한 전기사업자에 대하여 부과하는 자율제재금의 최소 부과기준금액을 1천만원에서 2천만원으로 상향

- 제6.4.6조(자율제재금의 부과기준과 금액결정) 제1항의 자율제재금 부과기준표 개정

위반행위의 효과 위반자의 용태	단순한 규정위반 또는 경미한 법익 침해	다른 사업자나 소비자의 중요한 법익 침해	전력계통 교란 등 사회적 물의야기
단순한 주의태만	2천만원 이내	5천만원 이내	2억원 이내
중과실에 의한 위반	5천만원 이내	1억원 이내	5억원 이내
고의에 의한 위반	1억원 이내	3억원 이내	10억원 이내

□ 개정 효과

ㅇ 정확한 입찰을 유도함으로써 전력거래 공정성 제고

ㅇ 국감 지적사항에 대한 개선안 마련으로 시장의 신뢰성 담보

7	석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄 저장조 잔여탄 소진을 위한 병해지연 허용(안)

□ 개정  사유

ㅇ 석탄화력 계획예방정비 시 석탄 저장조 점검을 위해 저장조를 비워야 하나, 저장조의 계측기 오차로 계통병해 지시 시각에 병해 시 잔여탄이 발생함

ㅇ 현행 규칙상 계통병해 지시 시각 이후 병해지연으로 발생하는 발전량은 “0”으로 조정(계통의 안정적 운영을 위해 병해지연을 급전지시 불이행으로 간주)하고 있어, 발전사는 병해시각 이후 잔여탄을 발전에 사용하지 않고 단순 연소하여 에너지 낭비가 발생하고 있음

ㅇ 따라서, 계통병해 시각 이후에도 잔여탄을 소진할 수 있도록 병해시각 이후의 발전량에 대해서도 정산 할 수 있는 규정을 신설하는 것이 필요

□ 개정내용

ㅇ 병해지연 시 발전량 조정 산식에 예외항목 신설(별표2. 정산기준)

- 석탄화력 계획예방정비를 위한 병해 시 석탄저장조 잔여탄 소진을 목적으로 하는 병해지연에 대한 발전전력량은 병해지연에서 제외

현 행	⇒	개 정
병해지연 시간동안 계량된 발전전력량은 “0”으로 조정		석탄화력 계획예방정비 병해 시 석탄 저장조 잔여탄 소진을 위한 병해지연이 발생하는 경우, 병해 지시시각 이후 1시간 이내만 병해지연에서 제외한다.

ㅇ 석탄화력 계획예방정비 병해 시 석탄 저장조 잔여탄 소진 위한 병해지연을 구분하기 위해 제약코드 신설(8 석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄 소진)

□ 개정 효과

ㅇ 석탄화력 계획예방정비 시 저장조 잔여탄을 최대한 활용하여 불필요한 에너지 낭비 방지

8	병입・병해시 허용시간 신설(안)

□ 개정  사유

ㅇ 발전기 기동·정지 시 계통상황 및 발전설비의 기술적 특성에 따라 입찰 시 계획한 정확한 시간에 계통에 병입·병해하기 어려움

ㅇ 계획시간 준수를 위해 조기기동 후 병입대기, 주연료(석탄 등) 연소 후 부연료(Oil 등) 연소 대기 등 비합리적 사례가 발생하고 있어 국가적 에너지 이용 합리화 측면에서 개선이 필요함

□ 개정내용

ㅇ 계통상황 및 발전설비의 기술적 특성을 고려하여 병입 및 병해 시 허용시간 신설

구 분	LNG, 유류	석탄
병입·병해 허용시간(δ)	±5분	±10분

ㅇ 조기병입, 병해지연 시 해당 거래시간 무부하비용(NLPC)제외를 통한 전력시장 부담완화

□ 개정 효과

ㅇ 발전설비 및 계통 상 기술적 특성에 따라 불가피한 병입·병해 지연 및 조기 병입·병해시 허용시간 적용하여 전력시장 운영 현실화

ㅇ 에너지 낭비 예방을 통한 국가적 에너지 이용 합리화

붙임 : 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

【붙임】

현행 규칙 대비 개정(안) 대비표

1	수요반응자원 거래시장 개설을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 안	개정사유
제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의정의) 31. “가격결정발전계획”이라 함은 한계가격을 산출하기 위하여 열공급, 연료제약, 송전제약 등의 각종 제약요소를 고려하지 않고 수립되는 거래일의 발전계획을 말한다. 43. “운영발전계획”이라 함은 전력계통에 영향을 주는 제약조건을 고려하여 실제 계통운전을 위해 수립되는 거래일의 발전계획을 말한다. 44. “급전지시”라 함은 전력거래소에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운용하기 위하여 중앙급전발전기를 운영하는 전기사업자에게 지시하는 행위를 말하며, 전력계통 비상상황시에는 비중앙급전발전기 운영사업자에 대해서도 지시를 행할 수 있다.	제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의정의) 31. “가격결정발전계획”이라 함은 한계가격을 산출하기 위하여 열공급, 연료제약, 송전제약 등의 각종 제약요소를 고려하지 않고 수립되는 거래일의 발전계획을 말하며 수요반응자원의 감축계획을 포함한다. 43. “운영발전계획”이라 함은 전력계통에 영향을 주는 제약조건을 고려하여 실제 계통운전을 위해 수립되는 거래일의 발전계획을 말하며 수요반응자원의 감축계획을 포함한다. 44. “급전지시”라 함은 전력거래소에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운용하기 위하여 중앙급전발전기를 운영하는 전기사업자와 수요반응자원을 운영하는 수요관리사업자에게 지시하는 행위를 말하며, 전력계통 비상상황시에는 비중앙급전발전기 운영사업자에 대해서도 지시를 행할 수 있다.	· 수요반응자원의 입찰정보를 포함하여 가격결정발전계획 수립 · 수요반응자원의 의무감축용량을 반영하여 운영발전계획 수립 · 실시간 급전운영을 위하여 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 급전지시 발령

현 행	개정(안)	개정사유
49. “수급조절”이라 함은 전력수급의 균형을 유지하기 위한 발전기의 출력 조정(기동 정지포함), 전압제어, 주파수제어 및 계통 조류조절 등의 조치를 말한다. <신설> <신설> <신설>	49. “수급조절”이라 함은 전력수급의 균형을 유지하기 위한 발전기의 출력 조정(기동 정지포함), 수요반응자원의 전력부하감축, 전압제어, 주파수제어 및 계통 조류조절 등의 조치를 말한다. 71. “수요반응자원”이라 함은 이 규칙에 따라 다수의 수요반응참여고객을 통해 전력부하를 감축할 수 있는 자원을 말한다. 72. “수요반응참여고객”이라 함은 수요반응자원을 구성하여 전력부하를 실제로 감축하는 최종 전기소비자를 말하며, 판매사업자 등과의 전기사용계약단위를 기본 단위로 한다. 73. “전력부하감축거래량” 이라 함은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량을 합한 것을 말하며 거래당일 별도의 급전지시 없이 가격결정발전계획에 따른 전력부하감축거래량(이하 “계획감축량”)과 실시간 급전지시에 따른 전력부하감축거래량(이하 “급전감축량”)으로 구분한다.	· 수급조절 시 수요반응자원 활용 · 수요반응자원의 정의 · 수요반응참여고객의 정의 · 전력부하감축거래량의 정의

현 행	개정(안)	개정사유
제1.1.5조(전력거래소 등의 책무) 전력거래소는 전기사용자의 부담이 최소화되도록 경제적이고 안정적으로 전력시장 및 전력계통을 운영하여야 하며 전기사업자는 이에 협조하여야 한다. 제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 제1.2.1조(등록의무) ①전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래자”라 한다)는 다음 각호의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다. 1. 판매사업자 2. 발전사업자 3. 구역전기사업자 4. 자가용전기설비설치자 5. 직접구매자 <신 설 > ②전력거래자가 제1항 각호의 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다.	제1.1.5조(전력거래소 등의 책무) 전력거래소는 전기사용자의 부담이 최소화되도록 경제적이고 안정적으로 전력시장 및 전력계통을 운영하여야 하며 전기사업자와 수요관리사업자는 이에 협조하여야 한다. 제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 제1.2.1조(등록의무) ①전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래자”라 한다)는 다음 각호의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다. 1. 판매사업자 2. 발전사업자 3. 구역전기사업자 4. 자가용전기설비설치자 5. 직접구매자 6. 수요관리사업자 ②전력거래자가 제1항 각호의 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다. ③ 제1항 제6호의 수요관리사업자의 등록은 제12장의 규정을 따른다.	· 수요관리사업자의 책무 · 수요관리사업자의 전력거래자 등록 · 수요관리사업자의 전력거래자 등록절차

현 행	개정(안)	개정사유
제2장 발전입찰 및 가격결정 제2절 비용평가위원회 제1관 구성 및 기능 제2.2.1.4조(기능) 비용평가위는 ----- 중간생략 ---- 제11.2.2조, 제11.2.3조에 따라 다음 사항을 심의·조정·의결한다. ① 심의 및 의결 사항 ----- 중간생략 ---- 18. 의무이행비용 소요계획 <신설> ② 검토 및 조정사항 ----- 중간생략 ----- <신설> 5. 기타 발전비용에 관련된 사항 ③ ----- 현행과 동일 -----	제2장 발전입찰 및 가격결정 제2절 비용평가위원회 제1관 구성 및 기능 제2.2.1.4조(기능) 비용평가위는 ----- 중간생략 ---- 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.2.5조, 제12.3.2.2조, 제12.3.5.1조, 제12.6.2.1조에 따라 다음 사항을 심의·조정·의결한다. ① 심의 및 의결 사항 ----- 중간생략 ---- 18. 의무이행비용 소요계획 19. 수요반응자원의 순편익가격 산정 방식 ② 검토 및 조정사항 ----- 중간생략 ----- 5. 수요반응자원의 전력거래 요건 관련 사항 6. 기타 발전비용에 관련된 사항 ③ ----- 현행과 동일 -----	· 수요반응자원의 전력거래를 위한 세부기준을 비용평가 세부운영규정에 포함

현 행	개정(안)	개정사유
제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 15시까지 전기사업자에게 통지하여야 한다. 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.1조(가격결정발전계획) ① ---- 중간생략 ----- 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획 자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 제2.5.4조에 의한 발전기별 조정손실계수를 고려하여 1일 단위로 가격결정발전계획을 수립하여야 한다. ---- 이하 생략--- ② ---- 현행과 동일 ----- ③ ---- 현행과 동일 -----	제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 15시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.1조(가격결정발전계획) ① ---- 중간생략 ----- 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획 자료, 제12.4.2.2조의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 제2.5.4조에 의한 발전기별 조정손실계수를 고려하여 1일 단위로 가격결정발전계획을 수립하여야 한다. ---- 이하 생략--- ② ---- 현행과 동일 ----- ③ ---- 현행과 동일 -----	· 수요예측 결과를 수요관리사업자에게도 통지 · 가격결정발전계획 수립 시 수요반응자원의 입찰자료 반영

현 행	개정(안)	개정사유
제2.4.2조(한계가격의 결정) ① ---- 중간생략 ----- ② 전력거래소는 제1항의 규정에 의한 한계가격의 결정에 있어서 기술적 특성에 의한 제약으로 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획에 포함된 발전기는 제외한다. 제5절 송전손실계수의 산정 및 적용 제2.5.1조(송전손실계수의 산정) ① ---- 중간생략 ----- < 신 설 >	제2.4.2조(한계가격의 결정) ① ---- 중간생략 ----- ② 전력거래소는 제1항의 규정에 의한 한계가격의 결정에 있어서 기술적 특성에 의한 제약으로 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획에 포함된 발전기 및 수요반응자원은 제외한다. 제5절 송전손실계수의 산정 및 적용 제2.5.1조(송전손실계수의 산정) ① ---- 중간생략 ----- ⑤ 수요반응자원의 송전손실계수는 1.0으로 한다.	· 한계가격 결정 시 수요반응자원은 제외

현 행	개정(안)	개정사유
제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정산 제2관 판매사업자에 대한 정산 제4.2.2.1조(계획발전 전력량에 대한 정산) ① 판매사업자에게 적용할 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자의 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정산 제2관 판매사업자에 대한 정산 제4.2.2.1조(계획발전 전력량에 대한 정산) ① 판매사업자에게 적용할 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자의 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	· 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에서 수요반응자원의 전력거래량을 제외한 발전자원의 전력량 적용

현 행	개정(안)	개정사유
제4.2.2.2조(공급가능용량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 공급가능용량에 대한 정산금액은 별표 2에 따라 산정한 전체 발전사업자의 시간대별 공급가능용량 정산금 총액에서 제4.2.3.2조의 규정에 따라 산정한 직접구매자의 시간대별 용량정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	제4.2.2.2조(공급가능용량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 공급가능용량에 대한 정산금액은 별표 2에 따라 산정한 전체 발전사업자의 시간대별 공급가능용량 정산금 총액에서 제4.2.3.2조의 규정에 따라 산정한 직접구매자의 시간대별 용량정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	· 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에서 수요반응자원의 전력거래량을 제외한 발전자원의 전력량 적용

현 행	개정(안)	개정사유
제4.2.2.3조(제약발전에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 제약발전에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 제약발전에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 계획발전전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	제4.2.2.3조(제약발전에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 제약발전에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 제약발전에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 계획발전전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	· 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에서 수요반응자원의 전력거래량을 제외한 발전자원의 전력량 적용

현 행	개정(안)	개정사유
제4관 구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산 제4.2.4.1조(계획발전 전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 계획 발전 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자 의 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제4.2.4.2조(공급가능용량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 공급 가능용량에 대한 정산금액은 별표 2에 따라 산정한 전체 발전사업자의 시간대별 공급가능용량 정산금 총액에서 제4.2.3.2조의 규정에 의한 모든 직접구매자의 시간대별 용량정산금을 합한 금액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량 에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	제4관 구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산 제4.2.4.1조(계획발전 전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 계획 발전 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자 의 시간대별 계획발전 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제4.2.4.2조(공급가능용량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 공급 가능용량에 대한 정산금액은 별표 2에 따라 산정한 전체 발전사업자의 시간대별 공급가능용량 정산금 총액에서 제4.2.3.2조의 규정에 의한 모든 직접구매자의 시간 대별 용량정산금을 합한 금액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량 에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	· 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에서 수요반응자원의 전력거래량을 제외한 발전자원의 전력량 적용 · 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에서 수요반응자원의 전력거래량을 제외한 발전자원의 전력량 적용

현 행	개정(안)	개정사유
제4.2.4.3조(제약발전에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 제약발전에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 제약발전에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 계획발전전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업 자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	제4.2.4.3조(제약발전에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 제약발전에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 제약발전에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 계획발전전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업 자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	· 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량 비율에서 수요반응자원의 전력거래량을 제외한 발전자원의 전력량 적용

현 행	개정(안)	개정사유
제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관 제4.3.2조(거래대금 결제) ① ---- 중간생략 ----- ② ---- 중간생략 ----- ③ 전력거래소는 전력거래차수별 결제일에 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌에서 거래차수별 결제금액을 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 전력거래소 결제계좌에 이체하도록 전력거래전담 금융기관에 지시하며, 전력거래소 결제계좌에 이체된 금액을 전력거래차수별 결제일 오후 3시까지 발전사업자 정산계좌에 이체하도록 전력거래전담 금융기관에게 지시한다. ④ ---- 중간생략 -----	제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관 제4.3.2조(거래대금 결제) ① ---- 중간생략 ----- ② ---- 중간생략 ----- ③ 전력거래소는 전력거래차수별 결제일에 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌에서 거래차수별 결제금액을 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 전력거래소 결제계좌에 이체하도록 전력거래전담 금융기관에 지시하며, 전력거래소 결제계좌에 이체된 금액을 전력거래차수별 결제일 오후 3시까지 발전사업자와 수요관리사업자 정산계좌에 이체하도록 전력거래전담 금융기관에게 지시한다. ④ ---- 중간생략 -----	· 수요관리사업자의 거래대금 결제 반영

현 행	개정(안)	개정사유
제5장 전력계통 운영 제1절 운영발전계획 제5.1.1조(운영발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 운영발전계획을 거래일 1일전에 수립하여, 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다. 1. ---- 중간생략 ----- 3. 기타 제약 ---- 중간생략 ----- < 신 설 > ② 제1항 각호의 규정에 의한 제약은 열공급, 연료제약, 송전제약, 기타제약의 순서로 고려되어야 하며 운영발전계획수립에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 9와 같다.	제5장 전력계통 운영 제1절 운영발전계획 제5.1.1조(운영발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 운영발전계획을 거래일 1일전에 수립하여, 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 제2.4.1조의 규정에 의한 가격결정발전계획, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다. 1. ---- 중간생략 ----- 3. 기타 제약 ---- 중간생략 ----- 아. 최대전력 삭감 및 예비력 확보 등을 위한 수요반응자원의 급전지시감축량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정 ② 제1항 각호의 규정에 의한 제약은 수요반응자원의 감축계획량, 열공급, 연료제약, 송전제약, 기타제약의 순서로 고려되어야 하며 운영발전계획수립에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 9와 같다.	· 수요반응자원의 발령조건에 따라 운영발전계획 수립에 반영 · 가격결정발전계획의 수요반응자원의 감축계획량 우선 반영

현 행	개정(안)	개정사유
제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자 및 자가용전기설비설치자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다. ② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자 및 자가용전기설비설치자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다. ③ 전기사업자 및 자가용전기설비설치자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.	제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다. ② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다. ③ 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.	· 수요관리사업자 포함 · 수요관리사업자 포함 · 수요관리사업자 포함

현   행

개정(안)

개정사유

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치 사항	구분
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	<신설> ---- 중간생략 -----	공급예비력
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)		운영예비력
2,000이상 3,000미만	주의 (Yellow)	ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령 ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시 ㅇ수요조절(긴급절전) 시행	“
1,000이상 2,000미만	경계 (Orange)		“
1,000미만	심각 (Red)	ㅇ수급경보 “심각” 발령 ㅇ긴급 부하조정(부하차단)	“

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치 사항	구분
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ수요반응자원을 통한 전력부하감축 시행 ---- 중간생략 -----	공급예비력
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)		운영예비력
2,000이상 3,000미만	주의 (Yellow)	ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령 ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시 ㅇ수요조절(긴급절전) 시행	“
1,000이상 2,000미만	경계 (Orange)		“
1,000미만	심각 (Red)	ㅇ수급경보 “심각” 발령 ㅇ긴급 부하조정(부하차단)	“

· 수요반응자원을 통한 전력부하감축으로 운영예비력 확보

현 행	개정(안)	개정사유
제3절 급전지시 제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ 생략 ⑥ <신설> 제5.3.4조(급전지시의 방법 등) ① ~ ② 생략 ③ <신설> ④ <신설>	제3절 급전지시 제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ 현행과 같음 ⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 급전지시 할 수 있다. 1. 제5.1.4조 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당되거나 예상되는 경우 2. 거래일의 전력수요 예측값이 직전 전력수급대책기간의 계통최대전력을 갱신하거나 예상되는 경우 3. 수요예측 오차 및 대규모 발전기 고장 등 가격결정발전계획 대비 실시간 수급상황이 급변하여 전력부하감축이 필요하다고 인정되는 경우 제5.3.4조(급전지시의 방법 등) ① ~ ② 현행과 같음 ③ 제1항에도 불구하고 전력거래소의 수요관리사업자에 대한 급전지시는 수요반응자원 급전지시관리시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여야 한다. ④ 전력거래소와 제3항의 규정에 의한 급전지시를 받은 수요관리사업자는 급전지시 사항을 일지에 작성 또는 로그자료 등으로 기록하여 관리하여야 한다.	· 수요반응자원의 급전지시 발령조건 · 수요반응자원의 급전지시 방법

현 행	개정(안)	개정사유
제5.3.5조(급전지시의 이행) 전기사업자는 제5.3.1조의 규정에 의한 급전지시를 받은 경우에는 지체없이 이를 이행하여야 한다. 제5.3.7조(비상시 급전지시) 전력거래소는 천재지변 등으로 전력계통운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 있을 경우, 전력계통의 복구 및 운전 신뢰도 유지를 위하여 전기사업자 및 자가용전기설비설치자에게 별표 12에 따라 송․변전설비 등의 정지 또는 수급조절 등을 지시할 수 있다.	제5.3.5조(급전지시의 이행) 전기사업자와 수요관리사업자는 제5.3.1조의 규정에 의한 급전지시를 받은 경우에는 지체없이 이를 이행하여야 한다. 제5.3.7조(비상시 급전지시) 전력거래소는 천재지변 등으로 전력계통운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 있을 경우, 전력계통의 복구 및 운전 신뢰도 유지를 위하여 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자에게 별표 12에 따라 송․변전설비 등의 정지 또는 수급조절 등을 지시할 수 있다.	· 수요관리사업자 포함 · 수요관리사업자 포함

현 행	개정(안)	개정사유
제9절 발전기 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.7조(전력수급전망) ① 전력거래소는 전력수급의 안정성 유지, 발전사업자의 발전기정지계획수립 및 연료수급계획수립을 지원하기 위하여 전력수요, 발전설비 신․증설 및 폐지, 발전기 정지계획 등을 고려하여 전력수급을 전망하고 관련자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자 및 자가용전기설비를 설치한 자에게 통지하여야 한다.	제9절 발전기 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.7조(전력수급전망) ① 전력거래소는 전력수급의 안정성 유지, 발전사업자의 발전기정지계획수립 및 연료수급계획수립을 지원하기 위하여 전력수요, 발전설비 신․증설 및 폐지, 발전기 정지계획 등을 고려하여 전력수급을 전망하고 관련자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자, 자가용전기설비를 설치한 자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.	· 수요관리사업자 포함

현 행	개정(안)	개정사유
제6장 전력시장 감시 제1절 통칙 제6.1.3조(시장감시의 대상) 전력시장감시의 대상은 다음 각호의 1과 같다. 1. ---- 중간생략 ----- 7. 발전, 송전, 배전․판매분야에서의 공정경쟁을 저해하는 행위 여부 8. 구역전기사업자가 전력시장에서 전력을 거래한 경우 법 시행령 제19조 준수 여부 < 신 설 > 9. 기타 경쟁적 전력시장의 조성 정도 제3절 전력시장 감시절차 및 제재 제6.3.2조(자료 제출요구) ① 감시위원회는 시장감시를 위하여 필요한 경우 전력시장에 참여하는 전기사업자, 전력거래소 및 시장은행(이하 “전기사업자 등”이라 한다)에게 필요한 자료의 제출을 요구할 수 있다. ② 제1항의 규정에 의한 자료의 제출을 요구하는 경우에는 자료의 사용목적과 제출기한을 알려주어야 한다.	제6장 전력시장 감시 제1절 통칙 제6.1.3조(시장감시의 대상) 전력시장감시의 대상은 다음 각호의 1과 같다. 1. ---- 중간생략 ----- 7. 발전, 송전, 배전․판매 및 전력수요관리사업 분야에서의 공정경쟁을 저해하는 행위 여부 8. 구역전기사업자가 전력시장에서 전력을 거래한 경우 법 시행령 제19조 준수 여부 9. 수요관리사업자의 전력거래에 대한 법 시행령 제19조 준수 여부 10. 기타 경쟁적 전력시장의 조성 정도 (호번호이동) 제3절 전력시장 감시절차 및 제재 제6.3.2조(자료 제출요구) ① 감시위원회는 시장감시를 위하여 필요한 경우 전력시장에 참여하는 전기사업자, 수요관리사업자, 전력거래소 및 시장은행(이하 “전기사업자 등”이라 한다)에게 필요한 자료의 제출을 요구할 수 있다. ② 제1항의 규정에 의한 자료의 제출을 요구하는 경우에는 자료의 사용목적과 제출기한을 알려주어야 한다.	· 수요관리사업 포함 · 대기업 수요관리사업자의 전력거래 비율 제한 준수 여부 · 수요관리사업 포함

현 행	개정(안)	개정사유
제8장 정보공개 제1절 통칙 제8.1.3조(적용범위) ① 이 장은 수요예측, 입찰, 계량, 정산, 시장가격, 전력계통정보 등 전력거래 및 계통운영과 관련하여 전력거래소가 취득, 생성, 가공한 전력시장에 관한 정보를 회원 및 비회원에게 통지하고 공개하는 경우에 적용한다. ---- 중간생략 ---- 제8.1.4조(정보의 공개 및 제한) ① ---- 중간생략 ---- ② 비회원에게 전력시장에 관한 정보를 공개함에 있어 적용되는 공공기관의 정보공개에 관한 법률 제9조 제1항에 따른 비공개 대상 정보의 세부 기준은 다음 각호와 같다. 1. 개별 회원 혹은 전력설비에 관한 입찰, 계량, 정산 등 전력거래 자료로서 경영, 영업상 이익의 침해우려가 있는 정보 ---- 중간생략 ----	제8장 정보공개 제1절 통칙 제8.1.3조(적용범위) ① 이 장은 수요예측, 입찰, 계량, 정산, 시장가격, 전력계통정보, 수요반응자원 등 전력거래 및 계통운영과 관련하여 전력거래소가 취득, 생성, 가공한 전력시장에 관한 정보를 회원 및 비회원에게 통지하고 공개하는 경우에 적용한다. ---- 중간생략 ---- 제8.1.4조(정보의 공개 및 제한) ① ---- 중간생략 ---- ② 비회원에게 전력시장에 관한 정보를 공개함에 있어 적용되는 공공기관의 정보공개에 관한 법률 제9조 제1항에 따른 비공개 대상 정보의 세부 기준은 다음 각호와 같다. 1. 개별 회원 혹은 전력설비 및 수요반응자원에 관한 입찰, 계량, 정산 등 전력거래 자료로서 경영, 영업상 이익의 침해우려가 있는 정보 ---- 중간생략 ----	· 정보공개 적용범위에 수요반응자원 포함 · 수요반응자원 포함

현 행	개정(안)	개정사유
제10장 전력거래시스템 제1절 전력거래소의 설비 제10.1.1조(전산시스템 설치) ① 전력거래소는 전력거래를 원활하게 수행하기 위해 다음 각호의 기능을 갖는 전산시스템을 설치하고 운영하여야 한다. ---- 중간생략 ---- 10. 기타 시장운영규칙 등에서 정한 업무 ② 전력거래소는 제10.1.1조 제1항의 기능을 하는 전산시스템의 장애에 의한 전력거래 중단을 최소화하기 위해 각 해당설비를 이중화하여야 한다. 단, 일시 기능정지로 전력거래가 중지되지는 않는다고 판단되는 설비는 제외한다. 제10.1.2조(전산시스템의 운영) ① 전력거래소는 별표 13과 별표 22에 따라 전산시스템을 운영하여야 한다.	제10장 전력거래시스템 제1절 전력거래소의 설비 제10.1.1조(전산시스템 설치) ① 전력거래소는 전력거래를 원활하게 수행하기 위해 다음 각호의 기능을 갖는 전산시스템을 설치하고 운영하여야 한다. ---- 중간생략 ---- 10. 수요반응자원의 운영 11. 기타 시장운영규칙 등에서 정한 업무 ② 전력거래소는 제10.1.1조 제1항의 기능을 하는 전산시스템의 장애에 의한 전력거래 중단을 최소화하기 위해 각 해당설비를 이중화하여야 한다. 단, 일시 기능정지로 전력거래가 중지되지는 않는다고 판단되는 설비는 제외한다. 제10.1.2조(전산시스템의 운영) ① 전력거래소는 별표 13과 별표 22 및 별표 27에 따라 전산시스템을 운영하여야 한다.	· 수요반응자원 포함 · 수요반응자원 전력거래시스템 포함

현 행	개정(안)
<신설>	제12장 수요반응자원의 거래 제1절 통 칙 제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. 1 “고객기준부하”라 함은 수요반응참여고객이 전력부하를 감축하지 않았다면 사용했을 평상시 사용전력량을 예측한 값을 말한다. 2 “의무감축용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 전력거래소의 실시간 급전지시에 따라 전력부하를 감축할 수 있는 최대용량(MW)을 말한다. 3 “감축가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 가격결정발전계획에 포함되어 거래시간별로 별도의 급전지시 없이 전력부하를 감축할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다. 4 “감축가격”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 거래시간별로 감축가능용량에 대해 입찰하는 가격을 말한다. 5 “전력부하감축량”이라 함은 수요반응참여고객이 전력부하를 감축한 거래시간별 고객기준부하와 실제 사용전력량과의 차이를 말한다. 6 “수요반응자원 순편익가격”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 전력시장에 입찰할 수 있는 최소가격(원/kWh)을 말한다. 7 “감축계획량”이라 함은 가격결정발전계획에서 배분받은 거래시간별 수요반응자원의 전력부하감축계획량을 말한다. 8 “전력거래기간”이라 함은 전력거래소의 실시간 급전지시에 따라 수요관리사업자가 등록한 수요반응자원의 의무감축용량만큼 의무적으로 전력부하감축을 시행해야하는 기간을 말한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.1.2조(적용 범위) 이 장은 전력시장에 참여하는 수요관리사업자의 전력거래에 적용한다. 제12.1.3조(전력시장 참여요건) 전력시장에 참여하고자 하는 수요관리사업자는 전력거래자 등록, 수요반응자원 및 수요반응참여고객 등록을 마쳐야 한다. 제2절 전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록 제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 수요관리사업자로서 전력거래자의 등록을 하고자 하는 자는 제12.2.2조 제1항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 전력거래 개시 2개월 전까지 전력거래소에 전력거래자의 등록을 신청하여야 한다. ② 수요관리사업자의 전력거래자 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 1. 별지 제100호서식의 등록신청서 2. 지능형전력망 수요반응관리서비스제공사업자 등록증 사본 3. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본 4. 시장은행 통장 사본 및 사용인감 증명서(인감 이미지화일 포함) 5. 「독점규제 및 공정거래에 관한 법률」 제9조제1항의 상호출자제한기업집단과의 관계 증빙자료 제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 수요반응자원을 등록하고자 하는 수요관리사업자는 제3항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 아래 표의 신청기간에 전력거래소에 등록 신청하여야 한다.

현   행

개정(안)

<신설>

초기 등록 신청 기간	초기 등록 완료일	초기 전력거래기간
11월1일∼11월10일	11월18일	11월25일∼다음해 11월24일

②  수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같다.

1. 수요반응자원의 등록은 1개의 수요반응자원에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다.

2. 수요반응자원은 지역별(수도권, 비수도권)로 구분하여 등록하여야한다. 단, 비수도권은 제주를 포함한 지역을 말한다.

3. 1개의 수요반응자원의 의무감축용량은 10MW를 초과하고 500MW이하여야 한다.

4. 1개의 수요반응자원은 10개 이상의 수요반응참여고객으로 구성되어야 한다.

③ 수요반응자원의 등록에 필요한 등록신청서는 다음 각 호와 같다.

1. 별지 제101호서식의 등록신청서

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 아래 표와 같이 수요반응 자원을 추가 등록하여 거래할 수 있다.

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 거래 기간
5월1일∼5월10일	5월23일	6월1일∼11월24일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 수요반응참여고객을 등록(신규·변경)하고자 하는 수요관리사업자는 제3항의 ‘등록 신청서류’를 갖추어 아래 표에 따른 신청기간에 전력거래소에 등록신청하여야 한다. 등록된 내용은 신청일에 따른 각 거래적용일부터 적용된다.

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	11월 10일 ∼ 11월 15일	11월 25일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	5월 15일 ∼ 5월 20일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

현 행	개정(안)
<신설>	② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같다. 1. 2개 이상의 수요반응자원에 중복하여 등록할 수 없다. 2. 법 제49조 제2호의 전력수요 관리사업 중 긴급절전제도를 제외한 비상수급수요조절제도와 중복하여 참여할 수 없다. 3. 15분 단위의 소비전력량을 검침할 수 있는 과금용 전력량계가 설치되어있어야 한다. 4. 5분 단위의 실시간 소비전력량을 검침할 수 있는 감시기기가 설치되어있어야 한다. 5. 수요반응참여고객별 전기소비형태가 별표 29에서 정한 기준을 충족하여야 한다. 6. 수요반응자원의 지역과 수요반응참여고객의 주소가 일치하여야 한다. ③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 1. 별지 제102호서식의 등록신청서 2. 별지 제106호서식의 개인정보 수집 및 이용 동의서 3. 등록 신청 직전에 발행된 전기요금 영수증 1부 사본 4. 수요관리사업자와 수요반응참여고객의 관계 증빙자료 제12.2.4조(등록) 전력거래소는 제12.2.1조, 제12.2.2조 및 제12.2.3조의 등록신청에 대하여 전력거래 개시 1주일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 단, 다음 각 호의 경우에는 등록하지 아니한다. 1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우 2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우 3. 법 및 규칙에서 정한 전력거래에 관한 요건을 갖추지 아니한 경우

현 행	개정(안)
<신설>	제12.2.5조(등록말소신청) ① 수요관리사업자가 사업을 폐업하고자 하는 경우에는 폐업 3개월 전까지 전력거래소에 수요관리사업자 등록 및 수요반응자원 등록의 말소를 신청하여야 한다. ② 수요관리사업자가 수요반응자원의 등록을 해지하고자 하는 경우에는 등록말소 3개월 전까지 전력거래소에 수요반응자원 등록말소를 신청하여야 한다. 제12.2.6조(등록의 말소) ① 전력거래소는 제12.2.5조에 따른 수요관리사업자의 등록말소 신청에 대하여 특별한 사정이 없는 한 해당 수요관리사업자의 사업의 폐지 와 동시에 등록을 말소하여야 한다. ② 전력거래소는 수요관리사업자가 사업을 폐지하였는데도 불구하고 전력거래자 등록말소를 신청하지 아니한 경우 직권으로 수요관리사업자 및 수요반응자원의 등록을 말소할 수 있다. 제12.2.7조(전력거래기간의 준수) ① 제12.2.5조 및 제12.2.6조에도 불구하고 수요반응자원으로 전력거래를 하고자 하는 수요관리사업자는 제12.4.1.1조의 전력거래기간 중에 등록말소를 하여서는 안된다. ② 전력거래소는 전력거래 기간 중 수요관리사업자 등록말소 또는 수요반응자원 등록말소를 신청한 수요관리사업자에 대해 다음 연도의 전력거래를 제한하여야 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제3절 등록시험 및 감축시험 제1관 등록시험 제12.3.1.1조(대상) 전력거래소는 전력거래를 개시하고자 하는 신규 수요반응자원에 대하여 등록시험을 시행하여야 한다. 제12.3.1.2조(검증항목 및 일시) ① 전력거래소는 다음 각호에 해당하는 수요반응자원의 기능을 검증하여야 한다. 1. 의무감축용량 2. 감축준비시간 ② 전력거래소는 등록시험의 감축지속시간을 1시간으로 적용한다. ③ 전력거래소는 제12.4.1.1조의 초기 전력거래기간에 대한 등록시험을 전력거래 시작 후 2주 이내에 불시에 시행한다. 단, 추가 전력거래기간에 대한 등록시험은 등록완료일 전에 불시에 등록시험을 시행한다. 제12.3.1.3조(평가 및 통지) ① 전력거래소는 제12.5.1.2조에 따라 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 등록시험일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 등록시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여야 한다. ② 전력거래소는 등록시험에 참여한 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 등록시험일로부터 5일후(실근무일 기준)까지 등록시험의 결과 및 조치사항을 통지하여야 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.3.1.4조(결과에 대한 조치) ① 전력거래소는 등록시험의 감축이행률이 70%이상 90% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 감축이행률을 곱한 값으로 등록한 의무감축용량을 조정하여야 한다. ② 전력거래소는 등록시험의 감축이행률이 70% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 거래기간의 참여를 제한하며 해당 수요관리사업자에게 기본정산금 및 실적정산금을 지급하지 않는다. ③ 전력거래소는 등록시험에 따른 수요반응자원의 전력부하감축거래량에 대해서 수요관리사업자에게 실적정산금을 지급하지 않는다. 제12.3.1.5조(등록시험 전 급전지시가 발령된 경우에 대한 조치) ① 전력거래소는 등록시험을 시행하기 전 급전지시가 발령될 경우에는 별도의 등록시험을 시행하지 아니한다. ② 제1항에 따라 전력거래소는 거래기간의 첫 번째 감축시행일을 등록시험으로 대체하여 제12.3.1.4조에 따라 조치할 수 있다. 단, 감축시행일의 평균 감축이행률을 적용한다. 제12.3.1.6조(결과 통지 전 급전지시가 발령된 경우에 대한 조치) ① 전력거래소는 등록시험의 결과가 통지되기 전에도 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 급전지시를 발령할 수 있다. ② 제12.3.1.5조와 제1항의 경우, 전력거래소는 제12.3.1.4조 제2항 및 제12.3.1.4조 제3항에도 불구하고 등록시험 결과 통지일까지 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 기본정산금 및 실적정산금을 지급할 수 있다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.3.1.7조(결과에 대한 이의신청) ① 수요관리사업자는 제12.3.1.4조의 규정에 의한 등록시험 결과를 통지 받은 후, 통지일로부터 3일 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. ② 전력거래소는 제1항의 이의신청에 대해서 등록시험일로부터 15일 이내에 처리결과를 수요관리사업자에게 통지하여야한다. ③ 전력거래소는 수요관리사업자의 이의신청이 접수된 날로부터 합의가 이루어진 날까지 해당 수요반응자원에 대해서 급전지시를 발령하지 아니한다. 제2관 감축시험 제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 급전지시 발령조건과 상관없이 동·하계 전력수급대책기간 중 각 1회에 한하여 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험을 시행한다. ② 전력거래소는 감축시험 시행 전 동·하계 전력수급대책기간 중에 급전지시가 발령된 경우 해당 전력수급대책기간의 감축시험을 시행하지 아니할 수 있다. ③ 전력거래소는 감축시험에 대하여 실시간 급전운영에 따른 급전지시와 동일하게 적용한다.

현   행

개정(안)

제4절 수요반응자원의 거래

제1관 전력거래기간

제12.4.1.1조(전력거래기간) 수요관리사업자는 아래 표에 따라 전력거래를 할 수 있다.

구분	전력거래기간
초기	11월25일∼다음해 11월24일
추가	6월1일∼11월24일

제12.4.1.2조(기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 전력거래기간 시작 전까지 해당 전력거래기간에 적용될 기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.

② 기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

기본정산금단가 =[eqn: sum _{d,t} ^{거래기간,`의무감축시간대} 용량가격 _{t}]

③ 전력거래소는 제2.4.3조에 따라 용량가격이 변경될 경우, 용량가격 변경에 따른 기본정산금단가 변경내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하고 정산에 반영하여야 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제2관 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 제12.4.2.1조(전력거래 요건) 수요반응자원의 전력부하감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다. 1. “관공서의 공휴일에 관한 규정”에서 규정한 공휴일, 토요일을 제외한 평일의 거래일에 대해서 입찰할 수 있다. 2. 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 감축가능용량은 1MW-h 이상이어야 한다. ② 전력거래소는 수요반응자원의 순편익가격을 매월 시작일로부터 2일전(실 근무일 기준)까지 공지하여야 한다. 제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 수요반응자원의 전력부하감축에 대한 입찰서를 거래일 전일 오전 10시(이하 “마감시간”이라한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다. ② 제1항의 규정에 의한 입찰서의 제출절차 및 기타 입찰운영에 필요한 세부사항은 별표 4를 따른다. ③ 전력거래소는 동일한 수요반응자원에 대하여 2개 이상의 입찰서가 제출된 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. ④ 제1항 규정에 의한 입찰서에 제1항에서 정한 입찰서 내용 중 전부 또는 일부가 누락되거나 모사전송방식에서 입찰서를 제출한 자의 서명이 누락된 경우에는 입찰서를 제출하지 아니한 것으로 간주한다. ⑤ 전력거래소는 입찰서를 제출받은 때에는 접수된 시간을 기록하여 관리하여야 한다.

현   행

개정(안)

<신설>

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 제12.4.2.2조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량과 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.

1. 거래시간별 감축가능용량(MW-h) 및 감축가격(원/kWh)(8개 구간 이내에 제출)

거래시간	1구간	2구간	3구간	4구간	5구간	6구간	7구간	8구간
감축가능용량
감축가격

2. 최소감축지속시간

제12.4.2.4조(마감시간이후 입찰자료의 변경) 수요관리사업자는 마감시간이후 입찰자료를 변경할 수 없다.

제12.4.2.5조(입찰 자료를 제출받지 아니한 경우) 전력거래소는 수요관리사업자가 입찰 자료를 제출하지 아니한 경우에는 해당 수요관리사업자가 보유한 모든 수요반응자원의 감축가능용량을 ‘0’으로 처리한다.

제12.4.2.6조(입찰제한 요건) ① 전력거래소는 수요관리사업자가 보유한 수요반응자원의 가격결정발전계획에 따른 거래일별 평균 감축이행률이 70% 미만인 날이 3회 이상일 경우 해당 수요반응자원의 입찰을 제한해야한다.

② 전력거래소는 제12.5.1.2조에 따라 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시행일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 수요반응자원의 입찰제한 여부를 검토하여 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

③ 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당되는 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자는 입찰제한 요건이 발생한 거래일의 4일후(실근무일 기준)부터 6개월 동안 해당 수요반응자원에 대해 입찰을 할 수 없다.

현 행	개정(안)
<신설>	제3관 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 거래 제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 급전지시) ① 수요관리사업자에 대한 급전지시에는 다음 각 호의 내용이 포함되어야 한다. 1. 수요반응자원별 급전지시감축량(의무감축용량을 한도로 한다) 2. 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정」 제2조의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분 단위로 최소 2시간, 최대 4시간) ② 수요관리사업자에 대한 급전지시는 늦어도 감축시작시각 1시간 전에 이루어져야 한다. ③ 수요관리사업자에 대한 급전지시는 1일 2회를 한도로 한다. ④ 수요반응자원별 전력거래기간 내 총 감축시간은 60시간을 한도로 한다. 단, 추가 전력거래기간 내 총 감축시간은 60시간에서 초기 전력거래기간 시작일로부터 5월23일까지 수요반응자원별 평균 감축시간수(소수점 첫째자리에서 반올림한 정수)를 차감한 값과 30시간 중 큰 값으로 한다. 제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 감축이행실적이 다음 각 호중 1에 해당될 경우 해당 수요반응자원의 전력거래를 제한할 수 있다. 1. 수요반응자원의 감축시행일별 평균 감축이행률이 70% 미만인 날이 3회 이상일 경우 ② 전력거래소는 제12.5.1.2조에 따라 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 감축시행일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 수요반응자원의 전력거래 제한 여부를 검토하여 수요관리사업자에게 통지하여야 한다. ③ 전력거래소는 제1항에 해당하는 수요반응자원에 대하여 전력거래 제한 사유가 발생한 월의 익월부터 거래기간 종료일까지 다음과 같이 전력거래를 제한한다. 1. 기본정산금 및 실적정산금을 지급하지 아니한다. 2. 급전지시를 발령하지 아니한다. 3. 입찰을 제한한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가 제1관 실시간 사용전력량 데이터 관리 제12.5.1.1조(실시간 사용전력량 감시기기 설치) 수요관리사업자는 전력거래소의 안정적인 실시간 급전운영을 위하여 수요관리사업자가 등록한 수요반응참여고객의 5분 단위의 사용전력량을 감시할 수 있는 사용전력량 감시기기를 설치하고 유지, 관리하여야 한다. 제12.5.1.2조(실시간 사용전력량 데이터 취득 및 처리) ① 전력거래소는 수요관리사업자로부터 5분 단위의 사용전력량 데이터를 전송받아 수요반응자원 전력거래시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지 관리하여야 한다. ② 수요관리사업자는 제1항의 규정에 의한 사용전력량 데이터의 전송을 위하여 별표27에 따라 수요반응자원 전력거래시스템과 연결되도록 통신회선 구축 등 필요한 조치를 하여야 한다. ③ 전력거래소는 실시간 사용전력량 데이터를 등록시험 결과 산출 및 전력거래 제한 요건 점검 등을 위해 활용할 수 있다. 제12.5.1.3조(정산용 사용전력량 데이터 기준) 전력거래소는 수요관리사업자의 정산을 위하여 판매사업자 및 구역전기사업자 등이 과금을 위하여 설치한 전력량계를 통해 계측한 15분 단위의 사용전력량 데이터를 정산을 위한 기준 자료로 사용한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.5.1.4조(정산용 사용전력량 데이터의 취득 및 처리) ① 전력거래소는 수요관리사업자로부터 제12.5.1.3조에서 규정한 정산용 사용전력량 데이터를 전송받아 수요반응자원 전력거래시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지 관리하여야 한다. ② 전력거래소는 수요관리사업자가 제공한 정산용 사용전력량 데이터를 검증하여야 한다. ③ 전력량계 고장 등의 원인에 의하여 수요관리사업자가 정산용 사용전력량 데이터를 수집하지 못할 경우에는 수요관리사업자가 설치한 사용전력량 감시기기로부터 취득한 실시간 사용전력량 데이터를 활용하여 정산용 사용전력량 데이터를 작성한다. 제12.5.1.5조(판매사업자의 사용전력량 데이터 제공) ① 「지능형전력망의 구축 및 이용촉진에 관한 법」제23조(지능형전력망 정보의 제공 및 공동 활용 등)에 따라 판매사업자는 전력거래소 및 수요관리사업자에게 수요반응참여고객의 사용전력량 데이터를 제공하여야 한다. 제2관 전력부하감축거래량 평가 제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 수요반응참여고객 등록 시 수요관리사업자가 선택한 고객기준부하 산정방식 및 옵션 등을 적용하여 고객기준부하를 산정해야한다. ② 수요반응참여고객의 고객기준부하 산정은 거래시간을 기본 단위로 한다. ③ 수요반응참여고객의 고객기준부하 산정에 관한 세부사항은 별표28에 따른다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.5.2.2조(고객기준부하 산정방식의 변경) ① 수요관리사업자는 전력거래기간 중 수요반응참여고객별 고객기준부하 산정방식과 옵션을 변경할 수 없다. ② 수요관리사업자를 변경한 수요반응참여고객에 대해서는 제12.2.3조의 동계 신청기간에 한하여 고객기준부하 산정방식과 옵션을 변경하여 재등록 할 수 있다. ③ 제2항의 규정에서 따라 고객기준부하 산정방식을 변경하기 위해서는 변경한 고객기준부하 산정방식에 대해서 전기소비형태 검증 기준을 통과하여야 한다. 제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 전력부하감축량은 수요반응참여고객을 기준으로 평가한다. ② 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량은 제12.5.2.1조 규정에 따라 산정한 거래시간별 고객기준부하에서 거래시간별 사용전력량을 차감하여 산출한다. 제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 수요반응자원을 기준으로 평가한다. ② 수요반응자원의 거래시간별 전력부하감축거래량은 거래일 기준 해당 수요반응자원을 구성하는 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.5.2.5조(전력거래 비율 제한) ① 전력거래소는 법 제31조 제5항의 상호출자제한기업집단에 속하는 수요관리사업자(이하 “대기업 수요관리사업자“)가 보유한 수요반응자원에 대해 시행령 제19조에 따라 제12.5.2.4조의 규정에도 불구하고 별도로 전력부하감축거래량을 평가해야한다. ② 전력거래소는 대기업 수요관리사업자가 보유한 수요반응자원의 전력부하감축거래량 평가 시 대기업 수요관리사업자의 수요반응참여고객으로 등록한 동일 계열사로부터 확보한 총 전력부하감축량에 대해서 제12.5.2.4조에 따라 산출한 조정 전 총 전력부하감축거래량에서 대기업 수요관리사업자의 자체 전력부하감축량을 차감한 값의 최대 30%까지만 인정해야 한다. 제6절 정산 제1관 수요관리사업자에 대한 정산 제12.6.1.1조(전력부하감축거래량 등에 대한 실적지급금 정산) ① 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표8 및 별표26에 따라 정산한다. 1. 발전계획에 따른 계획감축량 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량 3. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

현 행	개정(안)
<신설>	제12.6.1.2조(의무감축용량에 대한 기본지급금 정산) ① 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표26에 따라 정산한다. 1. 수요반응자원의 의무감축용량 ② 전력거래소는 수요반응자원의 기본지급금을 월단위로 정산하며 거래월의 마지막 거래일의 정산명세서에 반영한다. 제12.6.1.3조(감축 미 이행에 대한 위약금 정산) ① 전력거래소는 수요관리사업자가 부담해야할 감축 미 이행에 대한 위약금을 다음 각호의 내용을 고려하여 별표26에 따라 정산한다. 1. 발전계획 미 이행에 대한 실적위약금 2. 급전지시 미 이행에 대한 기본위약금 ② 전력거래소는 1항 2호의 급전지시 미이행에 대한 기본위약금을 월단위로 정산하며, 거래월의 마지막 거래일의 정산명세서에 반영한다. 제2관 판매사업자의 수요반응자원에 대한 정산 제12.6.2.1조(발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액과 SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산금액을 합한 값을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.6.2.2조(실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 급전감축량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 급전감축량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제12.6.2.3조(의무감축용량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 월별 의무감축용량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 월별 의무감축용량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제12.6.2.4조(위약금에 대한 정산) ① 판매사업자에게 적용할 시간대별 실적위약금은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 실적위약금을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. ② 판매사업자에게 적용할 월별 기본위약금은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 월별 기본위약금을 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제3관 구역전기사업자의 수요반응자원에 대한 정산 제12.6.3.1조(발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금액과 SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산금액을 합한 값을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제12.6.3.2조(실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 급전감축량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 급전감축량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제12.6.3.3조(의무감축용량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 월별 의무감축용량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 월별 의무감축용량에 대한 정산금액을 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다.)의 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.6.3.4조(위약금 정산) ① 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 실적위약금에 대한 감축량환수금은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 감축량위약금을 전체 발전기의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. ② 구역전기사업자에게 적용할 월별 기본위약금은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 월별 기본위약금을 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 제4관 수요관리사업자에 대한 정산명세서 제12.6.4.1조(정산을 위한 사전조정) 전력거래소는 명백한 오류 등에 대하여 정산결과를 통지하기 전에 사전조정을 할 수 있다. 제12.6.4.2조(초기정산) ① 수요관리사업자는 거래일로부터 25일째 되는 날 14시까지 초기정산을 위하여 필요한 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객들의 거래일의 시간대별 정산용 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다. ② 전력거래소는 거래일로부터 31일 이내에 초기정산을 하고 그 결과를 거래일로부터 33일 이내에 거래당사자에게 통지하여야 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.6.4.3조(초기정산에 대한 조정신청) ① 거래당사자는 제12.6.4.2조 제2항의 규정에 의한 초기정산결과를 통지 받은 경우에, 거래일로부터 43일 이내에 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다. ② 제1항의 규정에 의한 조정신청이 거래일로부터 46일 이내에 협의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다. 제12.6.4.4조(최종정산) 전력거래소는 제12.6.4.3조의 규정에 의한 조정신청 처리결과를 반영하여 거래일로부터 45일 이내에 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 47일 이내에 거래당사자에게 통지하여야 한다. 제12.6.4.5조(최종정산에 대한 이의신청) ① 거래당사자는 제12.6.4.4조의 규정에 의한 최종정산결과를 통지받은 후, 거래일로부터 85일 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. 단, 이의신청기간 이내에 수요반응참여고객의 전력량계 고장 등에 의한 비정상적인 계량(과다, 과소)이 명백하고 단일 건으로서 연속성이 인정되는 경우에 한하여 85일을 초과한 정산분에 대하여도 이의신청 할 수 있다. ② 제1항의 규정에 의한 이의신청이 거래일로부터 110일 이내에 합의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.

현 행	개정(안)
<신설>	제12.6.4.6조(정산정정통지) ① 전력거래소는 정산결과통지 후 전력부하감축거래량에 대한 과다 정산 및 사용전력량 데이터의 오류 등에 의한 명백한 정산오류를 발견하였을 경우, 이를 정정하고 그 결과를 해당 거래당사자에게 통지하여야 한다. ② 최종정산 이전에 정산정정통지 사유가 발생하는 경우, 최종정산과 동시에 제1항의 정산정정통지를 시행할 수 있다. ③ 최종정산 통지 후 제1항의 정산정정통지가 있고 이에 대해 회원사의 이의가 있는 경우, 회원사는 통지 후 10일 이내 또는 거래일로부터 85일 이내에 이의신청을 할 수 있다. ④ 제3항에 의한 이의신청이 신청 후 15일과 거래일 이후 110일이 경과할 때까지 합의되지 아니하면 제7장 제3절의 규정에 따른다. 제12.6.4.7조(재정 신청) 제12.6.4.3조 및 제12.6.4.5조의 규정에 의한 처리결과에 불복하는 경우에는 법 제57조의 규정에 따라 전기위원회에 재정을 신청할 수 있다. 제12.6.4.8조(수요반응자원의 거래대금 청구) ① 수요관리사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자는 별표 26에 따라 전력거래차수별 결제일 이전에 전력거래대금을 전력거래소에 청구하여야 한다. ② 전력거래소는 수요관리사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자로부터 청구서를 접수받은 후 별표 26에 따라 각 전력거래차수별 결제일 이전에 전력거래 대금을 수요관리사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자에게 청구하여야 한다. ③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 대금청구일정 등에 관한 세부사항은 전력거래소와 거래당사자간의 합의에 따른다.

현 행	개정(안)
<신설> 제12장 보칙	④ 제12.6.4.3조 제2항 및 제12.6.4.5조 제2항의 규정에 의한 분쟁조정절차에 따르는 이의신청의 경우에는 제7장의 규정에 의한 분쟁조정결과에 따라 정산을 한다. ⑤ 전력거래소는 회원사의 고의 또는 과실로 발생하는 각종 가산세 등의 비용을 귀책 회원사에게 청구하여야 한다. ⑥ 수요관리사업자의 전력거래에 대한 결제 및 전력거래전담 금융기관에 관한 규정은 규칙 제4장 제3절 및 별표8에 따른다. 제13장 보칙(본장번호변경) 부 칙 (2014. 11. 3) 제1조(시행일) 이 규칙은 2014년 11월 25일부터 시행한다. 제2조(실시간 사용전력량 감시) 제12.2.3조 제2항 제4호의 5분 단위의 사용전력량을 검침할 수 있는 감시기기 설치 규정은 2016년 11월 25일부터 적용한다. 제3조(실시간 사용전력량 데이터의 취득 및 활용) 전력거래소는 판매사업자가 제공하는 15분단위의 실시간 사용전력량 데이터를 등록시험, 전력거래 제한 요건 관리 등에 활용할 수 있다. 제4조(정산용 사용전력량 데이터의 취득 및 활용) 전력거래소는 판매사업자가 제공하는 정산용 사용전력량 데이터를 수요반응자원의 정산에 활용할 수 있다.

현   행

개정(안)

개정사유

<신설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
BPCF	급전감축미이행량에 대한 기본위약금 계수 (Basic Penalty Charge Coefficient)		급전감축미이행량에 대한 기본위약금 계수
BPCi,m	기본위약금 (Basic Penalty Charge)	원	급전감축미이행량에 대한 거래월의 기본위약금
BPm	월별 기본정산금 단가 (Basic Price)	원	수요반응자원의 의무감축용량에 대한 거래월 기본정산금 단가
BRLSm	구역전기사업자의 기본위약금 (Basic Refund for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래월 기본위약금
BRSm	판매사업자의 기본위약금 (Basic Refund for Sales Company)	원	판매사업자의 거래월 기본위약금
BSLSm	구역전기사업자의 거래월 기본정산금 (Basic Settlement for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래월 기본정산금
BSSm	판매사업자의 거래월 기본정산금 (Basic Settlement for Sales Company)	원	판매사업자의 거래월 기본정산금
CBLi,c,t	고객기준부하 (Customer Baseline Load)	kW-h	제12.1.2조 용어의 정의 참조

현   행

개정(안)

개정사유

<신설>

약어	기호 및 변수명	단위	내용
CLRi,c,t	수요반응참여고객의 전력부하감축량 (Customer Load Reduction)	kW-h	제12.1.2조 용어의 정의 참조
DFi,t	급전지시 발령 지수 (Dispatch Flag)		수요반응자원에 대한 급전지시 발령 여부 지수
DRBPi,m	기본정산금 (Demand Response Basic Payment)	원	수요반응자원의 거래월 기본정산금
DRDi,t	급전감축미이행량 (Dispatch Reduction Deficiency)	kW-h	거래시간별 급전감축미이행량
DRi,t	급전감축량 (Dispatched Reduction)	kW-h	제12.1.2조 용어의 정의 참조
DRPi,t	급전감축량정산금 (Dispatched Reduction Payment)	원	급전감축량에 대한 정산금
DRRPi,t	감축가격 (Demand Response Reduction Price)	원/kWh	수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격
DRSLSd	구역전기사업자의 거래일 급전감축량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래일별 급전감축량에 대한 정산금

현   행

개정(안)

개정사유

<신설>

약어	기호 및 변수명	단위	내용
DRSLSt	구역전기사업자의 거래시간별 급전감축량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래시간별 급전감축량에 대한 정산금
DRSSd	판매사업자의 거래일 급전감축량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for Sales Company)	원	판매사업자의 거래일별 급전감축량에 대한 정산금
DRSSt	판매사업자의 거래시간별 급전감축량 정산금 (Dispatched Reduction Settlement for Sales Company)	원	판매사업자의 거래시간별 급전감축량에 대한 정산금
MEi,c,t	수요반응참여고객의 사용전력량 (Metered Energy)	kW-h	수요반응참여고객의 시간대별 사용전력량데이터
MGPt	최고발전단가 (Maximum Generation Price)	원/MWh	운전된 중앙급전발전기의 발전단가 중 가장높은값
MRT	최대감축시간 (Maximum Reduction Time)	h	전력거래기간별 최대감축시간
NBTPm	수요반응자원 순편익가격 (Net Benefit Test Price)	원/kWh	제12.1.2조 용어의 정의 참조
ORCi,d	의무감축용량(Obligation Reduction Capacity)	MW	제12.1.2조 용어의 정의 참조

현   행

개정(안)

개정사유

<신설>

약어	기호 및 변수명	단위	내용
PESm	판매사업자의 월별 구매전력량 (Purchased Energy by Sales Company)	MWh	판매사업자의 월별 구매전력량
PPCF	발전계획미이행량에 대한 위약금 계수 (Performance Penalty Charge Coefficient)		발전계획미이행량에 대한 실적위약금 계수
PPCi,t	발전계획미이행량에 대한 실적위약금 (Performance Penalty Charge)	원	발전계획미이행량에 대한 실적위약금
PRLSm	구역전기사업자의 거래월 실적위약금 (Performance Refund for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래월 실적위약금
PRSt	판매사업자의 실적위약금 (Performance Refund for Sales Company)	원	판매사업자의 거래시간별 실적위약금
PSSRi,t	거래시간별 감축계획량 (Price Setting Scheduled Reduction)	MW-h	발전계획에 포함된 수요반응자원의 감축계획량
RPi,t	수요반응자원의 입찰가격 (Reduction Price)	원/kWh	감축계획량에 대한 수요반응자원의 입찰가격
RSOi,t	급전지시감축량 (Reduction Ordered by System Operator)	MW-h	수요반응자원별 급전지시감축량
SLRPi,t	거래시간별 계획감축량정산금 (Scheduled Load Reduction Payment)	원	감축계획량 이내의 실제 계획감축량에 대한 정산금

현   행

개정(안)

개정사유

<신설>

약어	기호 및 변수명	단위	내용
SRi,t	계획감축량 (Scheduled Reduction)	kW-h	제12.1.2조 용어의 정의 참조
SRSLSt	구역전기사업자의 거래시간 계획감축량정산금 (Scheduled Reduction Settlement for a Local Sales Company)	원	구역전기사업자의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금
SRSSt	판매사업자의 거래시간 계획감축량정산금 (Scheduled Reduction Settlement for a Sales Company)	원	판매사업자의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금
SRSSd	판매사업자의 거래일 계획감축량정산금 (Scheduled Reduction Settlement for a Sales Company)	원	판매사업자의 거래일별 계획감축량에 대한 정산금
TDRBPi	거래기간 총 기본정산금 (Total Demand Response Basic Payment)	원	수요반응자원의 거래기간의 총 기본정산금
XDRESMPi,t	SMP결정 제외 수요반응자원 추가정산금 (eXtra payment for reduction by DR Excluded from SMP calculation)	원	SMP결정 제외 수요반응자원 추가정산금
XRSOFi,t	의무감축용량 초과 급전지시 여부표시기 (eXtra Reduction Ordered by System Operator)		전력수급 비상시 의무감축용량 초과 급전지시발령 여부 표시기

현 행	개정(안)	개정사유
[별표 4] 입찰 운영 절차 2.0 적용범위 중앙급전발전기를 보유한 전력거래소 회원과 중앙급전발전기를 보유하지 않고 전력시장에서 전력을 판매하고자 하는 회원(이하 “발전회원”이라 한다)들의 입찰행위 및 전력거래소의 입찰운영에 적용한다. 3.0 책임 3.3 발전회원은 모든 입찰행위에 대하여 책임이 있으며, 본 별표에서 정한대로 올바른 입찰 행위를 통하여 효율적이고 안정적인 전력시장 운영이 이루어지도록 하여야 한다. 3.4 발전회원은 원활한 입찰 진행을 위하여 필요한 전력거래소의 조치에 최대한 협조하여야 한다.	[별표 4] 입찰 운영 절차 2.0 적용범위 중앙급전발전기를 보유한 전력거래소 회원과 중앙급전발전기를 보유하지 않고 전력시장에서 전력을 판매하고자 하는 회원(이하 “발전회원”이라 한다) 및 수요반응자원을 보유한 전력거래소 회원(이하“수요회원”이라 한다.)들의 입찰행위 및 전력거래소의 입찰운영에 적용한다. 3.0 책임 3.3 발전회원과 수요회원은 모든 입찰행위에 대하여 책임이 있으며, 본 별표에서 정한대로 올바른 입찰 행위를 통하여 효율적이고 안정적인 전력시장 운영이 이루어지도록 하여야 한다. 3.4 발전회원 및 수요회원은 원활한 입찰 진행을 위하여 필요한 전력거래소의 조치에 최대한 협조하여야 한다.	· 수요관리사업자 포함 · 수요관리사업자 포함 · 수요관리사업자 포함

현 행	개정(안)	개정사유
5.9 비용평가위원회 변동비반영발전시장 운영을 위해서 사용할 발전회원 소유인 발전기의 비용자료 및 발전기 특성자료를 주기적으로 사전에 평가하고 결정하기 위하여 구성된 위원회를 말한다. 5.10 중앙급전발전기 식별번호 중앙급전발전기의 구성과 식별번호는 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다. <신설> 6.0 입찰절차 6.1 입찰의 종류 입찰의 종류에는 발전입찰, 양수계획입찰, 변경입찰이 있다.	5.9 비용평가위원회 변동비반영발전시장 운영을 위해서 사용할 발전회원 소유인 발전기의 비용자료 및 발전기 특성자료와 수요반응자원의 순편익가격 산정방식 등을 주기적으로 사전에 평가하고 결정하기 위하여 구성된 위원회를 말한다. 5.10 중앙급전발전기 식별번호 중앙급전발전기의 구성과 식별번호는 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다. 5.11 수요반응자원 식별번호 수요반응자원의 식별번호는 전력거래소에서 별도로 정하는 바에 따른다. 6.0 입찰절차 6.1 입찰의 종류 입찰의 종류에는 발전입찰, 양수계획입찰, 변경입찰, 전력부하감축입찰이 있다.	· 수요반응자원의 순편익가격 산정방식을 비용평가 세부운영규정에 포함 · 수요반응자원의 식별 번호 · 수요반응자원의 입찰 종류 포함

현 행	개정(안)	개정사유
<신설>	6.3.7 전력부하감축입찰 6.3.7.1 입찰시 시간대별 감축가능용량(MWh)은 수요관리사업자가 수요반응자원의 전력부하감축거래량 평가 방식에 따라 산출한 값을 기준으로 제출하며, 송전손실계수 등을 고려하지 아니한다. 6.3.7.1.1 제주지역의 수요반응참여고객을 포함하는 수요반응자원의 경우 제주지역의 수요반응참여고객의 전력부하감축량은 제외하여 시간대별 감축가능용량(MWh)을 입찰해야 한다. 6.3.7.2 수요관리사업자가 입찰하는 수요반응자원의 감축가격은 월별 수요반응자원 순편익가격 이상이어야 한다. 6.3.7.3 구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다. 6.3.7.4 수요회원의 사유가 아닌 불가항력적인 사유로 인하여 입찰 마감시간 이내에 정상적인 입찰이 이루어지지 못할 경우에는 입찰운영담당자 및 입찰시스템운영담당자에게 별도의 방법으로 통지할 수 있다. 6.3.7.5 수요회원은 6.3.7.4의 경우를 제외하고 변경 입찰을 할 수 없다.	· 수요반응자원의 감축가능용량 산정 기준 · 비수도권 수요반응자원의 전력부하감축거래량 평가 시 제주의 전력부하감축량은 제외 · 최소감축가격은 순편익가격이상이어야함 · 감축가능곡선이 우상향이어야 함 · 불가항력적 사유 발생 시 입찰 방법 · 수요반응자원의 변경입찰 제한

현 행	개정(안)	개정사유
7.0 입찰서의 내용 7.1 발전입찰서가 유효한 거래일 날짜 발전계획신고기간중 전력시장에서 전력이 거래되는 거래시간이 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간의 1일을 말한다. <신설> <신설> <신설>	7.0 입찰서의 내용 7.1 입찰서가 유효한 거래일 날짜 발전 및 전력부하감축에 대한 계획신고기간중 전력시장에서 전력이 거래되는 거래시간이 01시에서 시작하여 거래시간 24시에 종료하는 기간의 1일을 말한다. 7.2.1 수요관리사업자 수요반응자원을 통한 전력거래를 하기 위하여 전력거래소에 등록된 회사를 말한다. 7.3.1 수요반응자원명 전력거래를 위하여 전력거래소에 등록된 수요반응자원명을 말한다. 7.6.3 최대감축용량(단위 : MW) 수요반응자원의 최대 감축용량은 입찰서의 마지막 구간의 감축가능용량으로 처리한다.	· 수요반응자원의 입찰서도 포함 · 수요관리사업자 정의 · 수요반응자원명 정의 · 수요반응자원의 최대감축용량 단위 및 적용

현 행	개정(안)	개정사유
<신설> <신설> <신설> 8.0 입찰시 유의사항 8.1 입력 자리수 8.1.1 최대발전용량, 최소발전용량, 공급가능용량, 제약운전 공급가능용량, 재선언공급가능용량, 양수 예상수요는 정수(소수점 이하 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다.	7.7.1 최소감축용량(단위 : MW) 수요반응자원의 최소감축용량은 입찰서의 첫 구간의 감축가능용량으로 처리한다. 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. 7.9.2 감축가능용량(단위 : MWh) 수요반응자원을 보유한 회원이 입찰을 통해 거래시간별로 전력부하를 감축할 수 있는 용량을 말한다. 8.0 입찰시 유의사항 8.1 입력 자리수 8.1.1 최대발전(감축)용량, 최소발전(감축)용량, 공급(감축)가능용량, 제약운전 공급가능용량, 재선언공급가능용량, 양수 예상수요는 정수(소수점 이하 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다.	· 수요반응자원의 최소감축용량 단위 및 적용 · 수요반응자원의 최소감축지속시간 단위 및 적용 · 수요반응자원의 감축가능용량 단위 및 정의 · 수요반응자원의 입찰정보의 입력 자리수 기준

현 행	개정(안)	개정사유
8.4 동일한 발전기에 대하여 2 이상의 입찰서가 제출되는 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서가 가격결정발전계획 수립에 이용될 수 있도록 입찰운영담당자나 가격결정발전계획시스템에 전달되어야 한다. 8.7.6 미자격 발전기의 입찰참여 확인 계획예방정지, 고장정지 등 발전회원의 사유로 정지중인 발전기가 입찰에 참여하였는가 확인 <신설> <신설> <신설> <신설> <신설>	8.4 동일한 발전기 및 동일한 수요반응자원에 대하여 2 이상의 입찰서가 제출되는 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서가 가격결정발전계획 수립에 이용될 수 있도록 입찰운영담당자나 가격결정발전계획시스템에 전달되어야 한다. 8.7.6 미자격 발전기의 입찰참여 확인 계획예방정지, 고장정지 등 발전회원의 사유로 정지중인 발전기가 입찰에 참여하였는가 확인 8.7.6.1 미자격 수요반응자원의 입찰참여 확인 규칙 제12.4.2.6조 및 제12.4.3.2조 규정에 따라 입찰이 제한된 수요반응자원이 입찰에 참여하였는가 확인 8.7.8 수요반응자원 입찰자료의 적정성 검토 8.7.8.1 수요관리사업자가 입찰한 감축가격이 전력거래소에서 공개한 월별 수요반응자원 순편익가격이상인지 여부 8.7.8.2 입찰구간에 따라 감축가능용량과 감축가격이 증가하는지 여부 8.7.8.3 거래시간별 감축가능용량과 최소 감축지속시간의 적정성 여부	· 수요반응자원 포함 · 거래중지 조건에 해당되는 수요반응자원의 입찰 제한 · 수요반응자원의 입찰서의 적정성 검토 내역

현 행	개정(안)	개정사유
10.0 입찰자료의 보존, 활용, 폐기 10.1 기록관리 전력거래소는 본 별표 6.0의 규정에 의하여 각 발전회원이 입찰한 내용 및 시각을 기록하여 관리하여야 한다. [별표 5] 전력수요 예측 절차 7.1.1 수요예측기준 7.1.1.1 전력수요예측은 수요예측시스템을 이용하고, 수요예측담당자는 시스템의 예측기법을 선택 적용하여 가격결정발전계획용 수요를 예측한다. 단, 운영발전계획용 수요예측은 기상, 사회적 요인 등을 고려하여 보정할 수 있다. <개정 2011.12.2> 7.1.1.2 가격결정발전계획용 전력수요예측은 발전기의 송전단기준으로 하며, 운영발전계획용 수요예측은 발전단으로 예측한다. <개정 2011.12.2> 7.1.1.3 전력수요예측은 거래일의 24시간대와 거래전일 6시간대(19～24시), 거래 다음날 4시간대(01～04시) 등 총 34시간에 대하여 시간대별로 예측한다.	10.0 입찰자료의 보존, 활용, 폐기 10.1 기록관리 전력거래소는 본 별표 6.0의 규정에 의하여 각 발전회원과 수요회원이 입찰한 내용 및 시각을 기록하여 관리하여야 한다. [별표 5] 전력수요 예측 절차 7.1.1 수요예측기준 7.1.1.1 전력수요예측은 수요예측시스템을 이용하고, 수요예측담당자는 시스템의 예측기법을 선택 적용하여 가격결정발전계획용 수요를 예측한다. 단, 운영발전계획용 수요예측은 기상, 사회적 요인 등을 고려하여 보정할 수 있다. <개정 2011.12.2> 7.1.1.2 가격결정발전계획용 전력수요예측은 발전기의 송전단기준으로 하며, 운영발전계획용 수요예측은 발전단으로 예측한다. <개정 2011.12.2> 7.1.1.3 전력수요예측은 거래일의 24시간대와 거래전일 6시간대(19～24시), 거래 다음날 4시간대(01～04시) 등 총 34시간에 대하여 시간대별로 예측한다.	· 수요관리사업자 동일 적용

현 행	개정(안)	개정사유
7.1.1.4 제주도를 제외한 도서지역(육지 전력계통과 연계가 되지 않은 단독계통)의 전력수요는 고려하지 않는다. <신설> 7.1.2 자료입력 7.1.2.1 수요예측담당자는 수요예측시스템의 자료관리 데이터베이스(DB)에 아래의 자료를 입력한다. 1. 전일 시간대별 발전전력량(수요실적) 2. 전국 8대도시 최고, 최저 기온 및 조업률 현황 3. 제주 4개지역 최고, 최저 기온 단, 수요예측시스템 개선완료시까지는 전국 5대도시 최고, 최저 기온반영	7.1.1.4 제주도를 제외한 도서지역(육지 전력계통과 연계가 되지 않은 단독계통)의 전력수요는 고려하지 않는다. 7.1.1.5 전력수요예측은 수요반응자원의 발전계획에 따른 감축계획량과 실시간 급전지시에 따른 급전지시감축량을 반영하여 예측한다. 7.1.2 자료입력 7.1.2.1 수요예측담당자는 수요예측시스템의 자료관리 데이터베이스(DB)에 아래의 자료를 입력한다. 1. 전일 시간대별 발전전력량(수요실적) 2. 전국 8대도시 최고, 최저 기온 및 조업률 현황 3. 제주 4개지역 최고, 최저 기온 단, 수요예측시스템 개선완료시까지는 전국 5대도시 최고, 최저 기온반영 4. 전일 시간대별 수요반응자원의 발전계획의 감축계획량 및 급전지시감축량	· 수요반응자원의 감축량을 전력수요예측에 반영 · 수요반응자원의 전력부하감축 관련 자료 입력

현 행	개정(안)	개정사유
[별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.1.2 입찰자료 취득 가격결정발전계획담당자는 발전사업자 또는 입찰운영자로부터 제공받은 아래의 각호의 파일을 사용한다. ① 가용능력 파일(발전기별 공급가능용량) 다만, 시운전발전량은 제외하되, 규칙 제12.3조 제8항의 발전출력지시가 예정되어 있는 시간대에는 시운전전력량을 제외하지 않는다. ② 매개변수 파일(발전기별 기술적 특성) ③ 규칙 제2.3.2조 제1항 제8호에 의해 제출한 제약운전에 따른 발전계획량 파일 <신설>	[별표 6] 가격결정발전계획 수립 절차 6.1.2 입찰자료 취득 가격결정발전계획담당자는 발전사업자, 수요관리사업자 또는 입찰운영자로부터 제공받은 아래의 각호의 파일을 사용한다. ① 가용능력 파일(발전기별 공급가능용량) 다만, 시운전발전량은 제외하되, 규칙 제12.3조 제8항의 발전출력지시가 예정되어 있는 시간대에는 시운전전력량을 제외하지 않는다. ② 매개변수 파일(발전기별 기술적 특성) ③ 규칙 제2.3.2조 제1항 제8호에 의해 제출한 제약운전에 따른 발전계획량 파일 6.1.4.4 수요반응자원의 기술적특성자료 ① 기동소요시간 : 0 ② 증발율(RURi) 및 감발율(RDRi) : 9999	· 수요관리사업자 동일 적용 · 가용능력 파일은 발전기 및 수요반응자원 모두 포함 · 매개변수 파일은 발전기 및 수요반응자원 모두 포함 · 수요반응자원의 기술적 특성 자료

현 행	개정(안)	개정사유
[별표 8] 정산 및 결제 절차 1. 목적 규칙 제4.3.9조의 규정에 의거 전력거래 정산 및 결제에 대한 세부적인 절차를 정하여 원활한 전력시장운영을 도모하는데 있다. 5. 용어의 정의 5.6 청구서 전력시장에 참여한 회원과 전력거래소간 지급받고자 하는 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제40호서식을 말한다. 5.7 청구요청서 전력시장에 참여한 회원이 전력거래소에 청구할 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제41호서식을 말하며, 회원의 청구서 작성과 세금계산서 발행의 근거가 된다.	[별표 8] 정산 및 결제 절차 1. 목적 규칙 제4.3.9조 및 제12장 제6절의 규정에 의거 전력거래 정산 및 결제에 대한 세부적인 절차를 정하여 원활한 전력시장운영을 도모하는데 있다. 5. 용어의 정의 5.6 청구서 전력시장에 참여한 회원과 전력거래소간 지급받고자 하는 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제40호서식을 말한다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구서는 별지 제105호서식을 말한다. 5.7 청구요청서 전력시장에 참여한 회원이 전력거래소에 청구할 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제41호서식을 말하며, 회원의 청구서 작성과 세금계산서 발행의 근거가 된다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구요청서는 별지 제105호서식을 말한다.	· 발전사업자 및 수요관리사업자에 대한 정산 포함 · 수요관리사업자의 청구서 서식 · 수요관리사업자의 청구서 서식

현 행	개정(안)	개정사유
5.16 전력거래수수료 전력거래소의 운영에 소요되는 제반 비용 충당을 위해 법 제40조 제1항 제2호에 의거 발전사업자, 판매사업자 및 구역전기사업자에게 부과하는 수수료 5.21 정산계좌 판매사업자, 발전사업자, 송전사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자의 전력거래와 관련된 결제금액을 입금하고 이체받기 위하여 시장은행에 설정된 각 회원 명의의 은행계좌. 단, 1MW 이하의 설비를 소유한 신재생에너지 발전사업자의 경우에는 회원사가 정하는 제1금융권의 은행계좌로 할 수 있으며 이때 발생하는 타행 이체수수료는 회원사 부담으로 한다.	5.16 전력거래수수료 전력거래소의 운영에 소요되는 제반 비용 충당을 위해 법 제40조 제1항 제2호에 의거 발전사업자, 판매사업자, 구역전기사업자 및 수요관리사업자에게 부과하는 수수료 5.21 정산계좌 판매사업자, 발전사업자, 송전사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 수요관리사업자의 전력거래와 관련된 결제금액을 입금하고 이체받기 위하여 시장은행에 설정된 각 회원 명의의 은행계좌. 단, 1MW 이하의 설비를 소유한 신재생에너지 발전사업자의 경우에는 회원사가 정하는 제1금융권의 은행계좌로 할 수 있으며 이때 발생하는 타행 이체수수료는 회원사 부담으로 한다.	· 수요관리사업자의 동일 적용 · 수요관리사업자의 동일 적용

현 행	개정(안)	개정사유
7.0 절차 7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등 7.1.1 한계가격, 정산상한가격, 발전가격, 용량가격은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. <신설> <신설>	7.0 절차 7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등 7.1.1 한계가격, 정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 7.1.5 수요반응자원의 의무감축용량(ORC), 발전계획에 따른 계획감축량(SR), 실시간 급전지시에 따른 급전감축량(DR)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(kWh까지 계산) 7.1.6 수요반응참여고객의 전력부하감축량(CLR), 고객기준부하(CBL) 및 사용전력량(ME)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(kWh까지 계산)	· 수요반응자원의 정산관련 요소들의 단수·소수점 · 수요반응자원의 정산관련 요소들의 단수·소수점 · 수요반응참여고객의 정산관련 요소들의 단수·소수점

현 행	개정(안)	개정사유
7.4 초기정산명세서 확인 및 발행 <신설> 7.5 최종정산명세서 확인 및 발행 7.5.1 전력거래소 정산담당자는 제7.11항에 따라 초기정산에 대한 조정신청 처리결과가 정확히 최종정산에 반영되었는지 확인한다. <신설>	7.4 초기정산명세서 확인 및 발행 7.4.3 수요반응자원을 통한 전력거래에 대해서 전력거래소 정산담당자는 거래일로부터 25일 이내에 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 정산용 사용전력량 데이터를 수집하여 31일이내 초기정산을 시행하고 이상여부를 사전 검토한 후 거래일로부터 33일이내 해당 회원에게 제7.6항의 절차에 따라 통지하고, 제7.7항에 따라 초기정산명세서를 발행한다. 7.5 최종정산명세서 확인 및 발행 7.5.1 전력거래소 정산담당자는 제7.13항에 따라 초기정산에 대한 조정신청 처리결과가 정확히 최종정산에 반영되었는지 확인한다. 7.5.3 수요반응자원을 통한 전력거래에 대해서 전력거래소 정산담당자는 거래일로부터 45일 이내 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 47일 이내 해당 회원에게 최종정산명세서를 발행한다.	· 수요관리사업자에 대한 초기정산 일정 및 절차 · 잘못된 조항 수정 · 수요관리사업자에 대한 최종정산 일정 및 절차

현 행	개정(안)	개정사유
7.7 초기, 최종정산금통지서 발송 7.7.1 전력거래소 정산담당자는 각 회원에게 전력거래량, 전력량정산금 등을 기재한 별지 제39호 서식의 초기·최종정산금통지서를 발송한다. <신설>	7.7 초기, 최종정산금통지서 발송 7.7.1 전력거래소 정산담당자는 각 회원에게 전력거래량, 전력량정산금 등을 기재한 별지 제39호 서식의 초기·최종정산금통지서를 발송한다. 단, 수요관리사업자에 대한 초기·최종정산금통지서는 별지 제103호 서식을 적용한다. 7.7.2.1 전력거래소 정산담당자는 수요반응자원의 전력거래에 대해서 다음과 같이 정산금통지서 발행번호를 부여한다. ◈ 발행번호 부여 형식 : XXX-XXX-XXXXXXXX-XX ∙ 처음 3자리 : KPX(전력거래소) ∙ 다음 3자리 IDN : Initial DR Settlement Notice(초기정산금통지서) FDN : Final DR Settlement Notice(최종정산금통지서) ∙ 다음 8자리 : 20010102 (전력거래기준 년, 월, 일) ∙ 다음 2자리 : 회원 코드	· 수요관리사업자에 대한 정산금통지서 서식 · 수요관리사업자의 정산금통지서 발행번호 부여 방식

현 행	개정(안)	개정사유
7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지 7.8.1 전력거래소 정산담당자는 전력거래 수수료를 산정하기 위한 각 회원의 거래 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정 한다. 7.9 전력거래대금 청구 및 청구요청서 발송 7.9.1 판매사업자, 직접구매자 전력거래대금 7.9.1.1 전력거래소 결제담당자는 판매사업자, 직접구매자 등이 지급하여야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 기재하여 각 차수별 결제일 기준 3일전까지 해당회원에게 별지 제40호서식에 의한 청구서와 세금계산서 등을 발송한다. <신설>	7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지 7.8.1 전력거래소 정산담당자는 전력거래 수수료를 산정하기 위한 각 회원의 거래 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정 한다. 단 수요관리사업자에 대해서는 전력부하감축거래량을 기준으로 한다. 7.9 전력거래대금 청구 및 청구요청서 발송 7.9.1 판매사업자, 직접구매자 전력거래대금 7.9.1.1 전력거래소 결제담당자는 판매사업자, 직접구매자 등이 지급하여야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 기재하여 각 차수별 결제일 기준 3일전까지 해당회원에게 별지 제40호서식 및 별지 제104호서식에 의한 청구서와 세금계산서 등을 발송한다. 7.9.1.1.1 전력거래소 결제담당자는 판매사업자, 직접구매자 등이 지급받아야 할 수요반응자원의 위약금과 관련된 결제금액 내역을 기재하여 각 차수별 결제일 기준 3일전까지 해당회원에게 별지 제105호 서식에 의한 청구요청서를 발송한다.	· 수요관리사업자의 전력거래수수료 산정 기준 · 수요반응자원의 전력거래에 대한 구매자들의 청구서 서식 · 수요반응자원의 전력거래에 대한 구매자들의 청구요청서 서식

현 행	개정(안)	개정사유
<신설> 7.9.2 발전사업자 전력거래대금 7.9.2.1 전력거래소 결제담당자는 발전사업자가 지급받아야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 별지 제41호서식에 의하여 각 거래차수별 결제일 기준 3일전까지 발송한다. 7.9.2.2 발전사업자는 7.9.2.1에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 2일전까지 전력거래 대금을 전력거래소에 청구해야 한며, 청구서 서식은 별지 제40호서식을 준용한다. 7.9.2.3 발전사업자가 전력거래대금을 전력거래소에 청구할 때에는 세금계산서 등 관련서류를 제출해야 한다.	7.9.1.1.2 판매사업자, 직접구매자 등은 7.9.1.2.1의 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 2일전까지 전력거래 결제금액을 전력거래소에 청구해야 하며, 청구서 서식은 별지104호 서식을 준용한다. 7.9.2 발전사업자와 수요관리사업자 전력거래대금 7.9.2.1 전력거래소 결제담당자는 발전사업자와 수요관리사업자가 지급받아야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 별지 제41호서식 및 제105호서식에 의하여 각 거래차수별 결제일 기준 3일전까지 발송한다. 7.9.2.2 발전사업자 및 수요관리사업자는 7.9.2.1의 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 2일전까지 전력거래 대금을 전력거래소에 청구해야 하며, 청구서 서식은 별지 제40호서식 및 제104호 서식을 준용한다. 7.9.2.3 발전사업자와 수요관리사업자가 전력거래대금을 전력거래소에 청구할 때에는 세금계산서 등 관련서류를 제출해야 한다.	· 수요반응자원의 전력거래에 대한 구매자들의 청구서 서식 · 수요관리사업자 포함 및 관련 서식기준 · 수요관리사업자 포함 및 관련 서식기준 · 수요관리사업자 포함

현 행	개정(안)	개정사유
<신설> 7.9.3 전력거래대금 청구의 간주 7.9.3.1 판매사업자, 구역전기사업자 및 발전사업자가 7.9.1.3 및 7.9.2.2의 청구서를 기한 내에 제출하지 않은 경우에는, 7.9.1.2 및 7.9.2.1에 따라 전력거래소가 발송한 청구요청서로써 청구서를 갈음한다. 7.11 전력거래대금 결제 <신설>	7.9.2.8 수요관리사업자가 지급하여야 할 위약금, 전력거래수수료, 연회비 및 이에 상응하는 부가가치세를 포함한 결제금액은 전력거래소가 별지 제104호 서식에 따라 수요관리사업자에게 청구서를 발송한다. 7.9.3 전력거래대금 청구의 간주 7.9.3.1 판매사업자, 구역전기사업자, 발전사업자 및 수요관리사업자가 7.9.1.3, 7.9.1.3.1 및 7.9.2.2의 청구서를 기한 내에 제출하지 않은 경우에는, 7.9.1.2, 7.9.1.2.1 및 7.9.2.1에 따라 전력거래소가 발송한 청구요청서로써 청구서를 갈음한다. 7.11 전력거래대금 결제 7.11.1.2 수요관리사업자의 전력거래대금 결제일자는 매월 1회로 수행하며 결제일자는 별표26에 따른다.	· 수요관리사업자의 정산관련 청구서 서식 · 수요관리사업자 동일 적용 · 수요관리사업자에 대한 결제일자 기준

현 행	개정(안)	개정사유
7.11.4 발전사업자 전력거래대금 결제 7.11.4.1 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 결제계좌에 입금된 총액이 발전사업자 및 기타 지급처에 이체되어야 될 총액과 일치된다고 판단하는 경우에는 결제이체시스템을 이용하여 내부결제를 거친후 해당 발전사업자 및 기타 지급처에 이체되어야 할 금액을 확정한다. <신설> <신설>	7.11.4 발전사업자와 수요관리사업자의 전력거래대금 결제 7.11.4.1 전력거래소 결제담당자는 전력거래소 결제계좌에 입금된 총액이 발전사업자, 수요관리사업자 및 기타 지급처에 이체되어야 될 총액과 일치된다고 판단하는 경우에는 결제이체시스템을 이용하여 내부결재를 거친후 해당 발전사업자, 수요관리사업자 및 기타 지급처에 이체되어야 할 금액을 확정한다. 7.11.4.4 전력거래소 결제담당자는 수요관리사업자의 정산계좌에 결제대금 이체시 수요관리사업자의 결제금액 총액에서 수요관리사업자가 전력거래소에 지급하여야 할 전력거래수수료, 연회비, 위약금 및 규칙 제4.2.5.7조에 의한 비용을 차감하여 이체한다. 7.11.4.4.1 수요관리사업자는 위약금 등 자신이 지급해야할 금액이 전력거래소로부터 지급받아야 할 금액보다 많을 경우 그 차액을 규칙 7.11.2.1의 규정에 정해진 시간까지 전력거래소가 지정한 계좌로 입금한다.	· 수요관리사업자 동일 적용 · 잘못된 문구 수정 · 수요관리사업자의 결제금액에서 거래비용 차감 · 수요관리사업자의 입금

현 행	개정(안)	개정사유
7.11.5 전력거래소 결제담당자는 발전사업자 정산계좌에 결제금액이 이체완료된 사실을 확인한 후 거래차수별 결제일 근무시간 이내에 전력거래 참여회원별 결제금액 이체현황을 출력하여 내부결재를 얻는다.	7.11.5 전력거래소 결제담당자는 발전사업자와 수요관리사업자의 정산계좌에 결제금액이 이체완료된 사실을 확인한 후 거래차수별 결제일 근무시간 이내에 전력거래 참여회원별 결제금액 이체현황을 출력하여 내부결재를 얻는다.	· 수요관리사업자 동일 적용

현 행	개정(안)	개정사유
7.13.3 초기정산결과 조정신청 7.13.3.1 초기정산 결과 조정사항 처리 7.13.3.2 전력거래결과 초기정산에 대한 초기정산 조정사항이 있을 경우 조정신청자는 거래일로부터 18일 이내에 제7.11.1에 따라 정산담당자에게 신청한다. 7.13.3.3 전력거래소 정산담당자는 초기정산결과 7.11.2에 따라 조정신청 유효성을 확인하고 조정신청 합의된 사항은 최종정산에 반영한다. 7.13.3.6 전력거래소 정산담당자는 초기정산결과 조정신청에 대한 처리결과를 해당 신청자와 초기정산금액에 영향을 받는 관련 회원에게 거래일로부터 21일 이내에 전력거래소 인터넷 홈페이지상에 입력한다.	7.13.3 초기정산결과 조정신청 7.13.3.1 초기정산 결과 조정사항 처리 7.13.3.2 전력거래결과 초기정산에 대한 초기정산 조정사항이 있을 경우 조정신청자는 거래일로부터 18일 이내에 7.13.1에 따라 정산담당자에게 신청한다. 단 수요반응자원의 전력거래에 대해서는 거래일로부터 43일 이내로 한다. 7.13.3.3 전력거래소 정산담당자는 초기정산결과 7.13.2에 따라 조정신청 유효성을 확인하고 조정신청 합의된 사항은 최종정산에 반영한다. 7.13.3.6 전력거래소 정산담당자는 초기정산결과 조정신청에 대한 처리결과를 해당 신청자와 초기정산금액에 영향을 받는 관련 회원에게 거래일로부터 21일 이내에 전력거래소 인터넷 홈페이지상에 입력한다. 단 수요반응자원의 전력거래에 대해서는 거래일로부터 46일 이내로 한다.	· 잘못된 조항 수정 · 수요반응자원의 조정신청 기간 · 잘못된 조항 수정 · 수요반응자원의 조정신청 결과처리 기간

현 행	개정(안)	개정사유
7.13.4 최종정산 결과 이의신청 처리 7.13.4.1 최종정산에 대하여 이의가 있는 회원은 거래일로부터 60일 이내 7.11.1에 따라 전력거래소에 7.13.1.1의 방법으로 이의신청한다. 7.13.4.2 전력거래소 정산담당자는 7.11.2에 따라 이의신청 유효성을 확인한다. 7.13.4.4 전력거래소 정산담당자는 이의신청 합의에 따른 최종정산금 변경내역의 정확성을 확인하고, 거래일로부터 85일 이내 이의신청 처리결과를 7.11.5 및 7.11.6.1의 절차에 따라 해당 회원이 확인 가능하도록 통지한다.<개정 2007.7.23>	7.13.4 최종정산 결과 이의신청 처리 7.13.4.1 최종정산에 대하여 이의가 있는 회원은 거래일로부터 60일 이내 7.13.1에 따라 전력거래소에 7.13.1.1의 방법으로 이의신청한다. 단 수요반응자원의 전력거래에 대해서는 거래일로부터 85일 이내로 한다. 7.13.4.2 전력거래소 정산담당자는 7.13.2에 따라 이의신청 유효성을 확인한다. 7.13.4.4 전력거래소 정산담당자는 이의신청 합의에 따른 최종정산금 변경내역의 정확성을 확인하고, 거래일로부터 85일 이내 이의신청 처리결과를 7.13.5 및 7.13.6.1의 절차에 따라 해당 회원이 확인 가능하도록 통지한다. 단 수요반응자원의 전력거래에 대해서는 거래일로부터 110일 이내로 한다.	· 잘못된 조항 수정 · 수요반응자원의 이의신청 기간 · 잘못된 조항 수정 · 잘못된 조항 수정 · 수요반응자원의 이의신청 결과처리 기간

현 행	개정(안)	개정사유
<신설> 7.13.7 조정(이의)회의 7.13.7.5 전력거래소 정산담당자는 이의조정회의에서 협의, 조정된 결과를 이의조정회의록(별지 제53호서식)으로 작성하여 초기정산의 경우는 거래일로부터 21일 이내, 최종정산의 경우는 거래일로부터 85일 이내에 해당 회원에게 7.11.6.1의 방법으로 통지하고 기록‧관리한다.	7.7.2.1 전력거래소 정산담당자는 수요반응자원의 전력거래에 대해서 다음과 같이 이의신청처리결과통지서 발행번호를 부여한다. ◈ 발행번호 부여 형식 : XXX-XX-XXXX-XX ∙ 처음 3자리 : KPX(전력거래소) ∙ 다음 3자리 IDD : Initial DR Settlement Dispute FDD : Final DR Settlement Dispute ∙ 다음 2+4자리 : 신청번호(년도-일련번호) ∙ 다음 2자리 : 회원 코드 08 : 한전, 10 : 수요관리사업자 7.13.7 조정(이의)회의 7.13.7.5 전력거래소 정산담당자는 이의조정회의에서 협의, 조정된 결과를 이의조정회의록(별지 제53호서식)으로 작성하여 초기정산의 경우는 거래일로부터 21일 이내, 최종정산의 경우는 거래일로부터 85일 이내에 해당 회원에게 7.13.6.1의 방법으로 통지하고 기록‧관리한다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 대해서는 초기정산은 거래일로부터 46일 이내, 최종정산은 거래일로부터 110일 이내로 한다.	· 수요반응자원에 대한 이의신청처리결과통지서 발행번호 부여방식 신설 · 잘못된 조항 수정 · 수요반응자원 관련 조정·이의신청 회의 개최 절차

현 행	개정(안)	개정사유
[별표 9] 운영발전계획 수립 절차 3.0 책 임 3.2 운영발전계획 담당자는 제약조건을 고려하되 전력계통 신뢰성을 바탕으로 발전비용을 최소화할 수 있는 공정 및 투명한 운영발전계획이 수립될 수 있도록 노력하여야 한다. 7.1.1 운영발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래 일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 운영발전계획을 수립한다. <개정 2011.12.2> 1. 열공급계획 및 제약연료 사용계획 2. 지역별 계통안정 및 융통전력 운영한계 3. 기타 고려사항 가. 전압 및 주파수 조정 나. 발전기의 기술적 특성 다. 기타 송전손실 및 전력계통의 안정적 운영사항 등	[별표 9] 운영발전계획 수립 절차 3.0 책 임 3.2 운영발전계획 담당자는 제약조건을 고려하되 전력계통 신뢰성을 바탕으로 전력공급비용을 최소화할 수 있는 공정 및 투명한 운영발전계획이 수립될 수 있도록 노력하여야 한다. 7.1.1 운영발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래 일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 운영발전계획을 수립한다. <개정 2011.12.2> 1. 열공급계획 및 제약연료 사용계획 2. 지역별 계통안정 및 융통전력 운영한계 3. 기타 고려사항 가. 전압 및 주파수 조정 나. 발전기의 기술적 특성 다. 기타 송전손실 및 전력계통의 안정적 운영사항 등 라. 수요반응자원의 전력부하감축	· 발전비용 및 수요자원의 감축비용을 통합한 총 전력공급비용 최소화를 목적 · 수요반응자원의 전력부하감축 포함

현 행	개정(안)	개정사유
7.1.5 운영발전계획은 발전단출력으로 수립함을 원칙으로 한다. 7.2 운영발전계획 수립 7.2.1 기본입력자료 작성 7.2.1.1 운영발전계획 담당자는 전력거래시스템에서 입찰자료를 받아 현재 운전 중인 발전기 현황과 비교하여 거래일의 입찰 Data파일을 작성한다. 7.2.2.2 발전제약사항 입력 3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보 나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다. 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전계획을 고려하여 예비력에 반영한다.	7.1.5 운영발전계획은 발전단출력으로 수립함을 원칙으로 한다. 단, 수요반응자원의 경우는 수요반응참여고객의 전기공급 수전점단위로 한다. 7.2 운영발전계획 수립 7.2.1 기본입력자료 작성 7.2.1.1 운영발전계획 담당자는 전력거래시스템에서 입찰자료를 받아 현재 운전 중인 발전기 및 수요반응자원의 현황과 비교하여 거래일의 입찰 Data파일을 작성한다. 7.2.2.2 발전제약사항 입력 3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보 나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다. 1) 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전계획을 고려하여 예비력에 반영한다. 2) 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 급전지시를 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 급전지시감축량을 반영하여 예비력을 확보한다.	· 수요반응자원의 운영발전계획 적용 기준 · 수요반응자원의 입찰자료 포함 · 전력수급 악화에 따른 수요반응자원을 통한 예비력 확보

현 행	개정(안)	개정사유
7.3.2 운영발전계획의 변경수립은 기 작성된 운영발전계획 데이터베이스에 입찰자료 및 변동사항 등을 입력한 후 일간발전계획 프로그램조작절차에 준하여 시행한다. 1. 송전계통의 추가적인 제약사항 발생여부를 분석하여 적용하고, 제약사항 발생시 "운영발전계획제약검토서“를 작성한다. 2. 각 발전기의 시간대별 예비력을 재산정한다. <신설>	7.3.2 운영발전계획의 변경수립은 기 작성된 운영발전계획 데이터베이스에 입찰자료 및 변동사항 등을 입력한 후 일간발전계획 프로그램조작절차에 준하여 시행한다. 1. 송전계통의 추가적인 제약사항 발생여부를 분석하여 적용하고, 제약사항 발생시 "운영발전계획제약검토서“를 작성한다. 2. 각 발전기의 시간대별 예비력을 재산정한다. 3. 각 수요반응자원의 시간대별 급전지시감축량을 재산정한다.	· 수요반응자원의 급전지시량 재산정

현 행	개정(안)	개정사유
[별표 11] 실시간 급전운영 절차 1.0 목 적 규칙 제5.3.1조 내지 제5.3.5조 및 별표3의 규정에 의거 실시간 계통운영에 있어서 설비별 운영방법, 급전지시 및 전압․주파수 조정방법 등을 정하여 전력계통을 공정하고 안정적으로 운영하는데 있다. 2.0 적용범위 2.1 본 별표는 전력계통 운영을 위한 급전지시, 발전기 운영, 계통감시 및 전압․주파수제어 업무에 적용하며 그 세부업무는 다음과 같다. 3.0 책 임 3.1 전력거래소 3.1.1 운영발전계획을 근거로 하여 전력수요 변동에 따라 발전기 기동․정지 및 출력조정을 지시하고, 송전제약 발생여부를 고려하여 전력계통의 안정성 및 공정성이 유지될 수 있도록 하여야 한다.	[별표 11] 실시간 급전운영 절차 1.0 목 적 규칙 제5.3.1조, 제5.3.5조 및 별표3의 규정에 의거 실시간 계통운영에 있어서 설비별 운영방법, 수요반응자원 운영방법, 급전지시 및 전압․주파수 조정방법 등을 정하여 전력계통을 공정하고 안정적으로 운영하는데 있다. 2.0 적용범위 2.1 본 별표는 전력계통 운영을 위한 급전지시, 발전기와 수요반응자원 운영, 계통감시 및 전압․주파수제어 업무에 적용하며 그 세부업무는 다음과 같다. 3.0 책 임 3.1 전력거래소 3.1.1 운영발전계획을 근거로 하여 전력수요 변동에 따라 발전기의 기동․정지․출력조정 및 수요반응자원의 전력부하감축을 지시하고 송전제약 발생여부를 고려하여 전력계통의 안정성 및 공정성이 유지될 수 있도록 하여야 한다.	· 실시간 급전운영 시 수요반응자원 반영관련 조항 · 실시간 급전운영을 위한 수요반응자원 운영방법 포함 · 실시간 급전운영을 위한 수요반응자원 운영방법 포함 · 수요반응자원에 대한 전력부하감축 지시

현 행	개정(안)	개정사유
<신설> 7.1.2 급전지시 내용 --- 중간생략 --- <신설> 7.1.2.5 수급비상시 부하조정 7.3.4 이상시 주파수 조정 1) 주파수가 급격하게 저하하거나 상승할 경우 그 상황을 신속하게 파악하여 다음 각호의 조치를 취하여야 한다. 가) 대용량 발전기 탈락 등으로 주파수가 급격하게 저하하는 경우 운전예비력의 활용, 전압조정에 의한 수요조절, 대동력 고객에 대한 수요조절요청, 변전소에서 일부 부하차단의 순으로 주파수를 정상으로 회복시킨다	3.3 수요관리사업자 전력계통안전운영에 적극 협조하여야 한다. 7.1.2 급전지시 내용 --- 중간생략 --- 7.1.2.5 수요반응자원의 전력부하감축 시행 7.1.2.6 수급비상시 부하조정(항번호변경) 7.3.4 이상시 주파수 회복 1) 주파수가 급격하게 저하하거나 상승할 경우 그 상황을 신속하게 파악하여 다음 각호의 조치를 취하여야 한다. 가) 대용량 발전기 탈락 등으로 주파수가 급격하게 저하하는 경우 운전예비력의 활용, 수요반응자원을 통한 전력부하감축, 전압조정에 의한 수요조절, 수요조절시행사업자의 수요조절, 변전소에서 일부 부하차단의 순으로 주파수를 정상으로 회복시킨다.	· 수요관리사업자 포함 · 수요반응자원 포함 · 문구 수정 · 수요반응자원을 통한 예비력 확보 · 수요조절시행사업자가 운영하는 수요관리제도를 통한 수요조절 시행

현 행	개정(안)	개정사유
7.5 적정 예비력 확보 7.5.3 예비력 확보량은 급전종합자동화설비를 이용하여 감시하며, 예비력 과다 및 부족시는 다음 각호에 따른다. 1) 예비력 과다시 확보 운영중인 대기·대체 예비력을 연료비 우선순위법에 따라 정지, 또는 해제를 지시한다. 2) 예비력 부족시 정지중인 대기·대체예비력 발전기를 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 400만㎾ 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.	7.5 적정 예비력 확보 7.5.3 예비력 확보량은 급전종합자동화설비를 이용하여 감시하며, 예비력 과다 및 부족시는 다음 각호에 따른다. 1) 예비력 과다시 확보 운영중인 대기·대체 예비력을 연료비 우선순위법에 따라 정지, 또는 해제를 지시한다. 2) 예비력 부족시 수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 정지중인 대기·대체예비력 발전기를 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 400만㎾ 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.	· 예비력 부족 시 수요반응자원에 대해 급전우선순위 적용

현 행	개정(안)	개정사유
[별표 12] 비상시 급전지시 절차 2.0 적용범위 --- 중간 생략 --- 2.2.1 전력거래소, 전기사업자(발전, 송전, 배전, 판매사업자) 3.0 책 임 --- 중간 생략 --- <신설>	[별표 12] 비상시 급전지시 절차 2.0 적용범위 --- 중간 생략 --- 2.2.1 전력거래소, 전기사업자(발전, 송전, 배전, 판매사업자), 수요관리사업자 3.0 책 임 --- 중간 생략 --- 3.4 수요관리사업자 전력계통 비상상황 발생시 전력거래소의 급전지시에 협조하여야 하며, 수요반응자원의 전력부하감축량 증대 및 감축지속시간 연장을 위해 노력하여야 한다.	· 수요관리사업자 동일 적용 · 전력수급 비상 시 수요관리사업자의 책임

현 행	개정(안)	개정사유
5.0 용어의 정의 5.3 “수요조절” : 특정한 전력사용 고객(계약에 의한)의 전력사용을 판매사업자 또는 수요조절시행사업자를 통하여 특정한 시간대의 전력수요를 조정하는 것을 말한다. 7.2.1.4 경보발령 절차 --- 중간 생략 --- 4. 전기사업자에게 통지하며 이때 유관기관 전 임직원에게 동시 통보가 될 수 있도록 한다. --- 중간 생략 --- 7.2.2 수급경보 발령에 따른 전력거래소와 전기사업자의 역할은 다음과 같다. 전력거래소는 전력계통 안정운영에 책임을 가지며, 송전 및 판매사업자 및 전 발전사업자는 전력계통 운영에 협조하여야 한다.	5.0 용어의 정의 5.3 “수요조절” : 특정한 전력사용 고객(계약에 의한)의 전력사용을 수요조절시행사업자를 통하여 특정한 시간대의 전력수요를 조정하는 것을 말한다. 7.2.1.4 경보발령 절차 --- 중간 생략 --- 4. 전기사업자와 수요관리사업자에게 통지하며 이때 유관기관 전 임직원에게 동시 통보가 될 수 있도록 한다. --- 중간 생략 --- 7.2.2 수급경보 발령에 따른 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다. 전력거래소는 전력계통 안정운영에 책임을 가지며, 송전, 판매사업자, 전 발전사업자 및 수요관리사업자는 전력계통 운영에 협조하여야 한다.	· 판매사업자와 수요조절시행사업자가 동일 하므로 수요조절시행사업자로 통일 · 수요관리사업자 동일 적용 · 수요관리사업자 동일 적용

현 행	개정(안)	개정사유
7.2.2 수급경보 발령전(공급예비력 5,000MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <신설> 1. 전력거래소는 계획 중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력을 확보한다. 2. 판매사업자는 전력수급대책 기구를 구성·운영한다. 3. 전력거래소와 수요조절시행사업자는 수요관리(주간예고제, 수요자원시장)제도를 시행한다. 4. 전력거래소는 발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태를 파악한다. 5. 전력거래소는 정비중인 발전기를 복구․가동이 가능하다고 판단 시 복구지시 등을 포함한 모든 중앙급전발전기 가동을 지시하여 운전상태로 유지한다.	7.2.2 수급경보 발령전(공급예비력 5,000MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 급전지시를 발령하여 전력부하감축을 시행한다. 2. 전력거래소는 계획 중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력을 확보한다. 3. 판매사업자는 전력수급대책 기구를 구성·운영한다. 4. 수요조절시행사업자는 수요관리(주간예고제)제도를 시행한다. 5. 전력거래소는 발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태를 파악한다. 6. 전력거래소는 정비중인 발전기를 복구․가동이 가능하다고 판단 시 복구지시 등을 포함한 모든 중앙급전발전기 가동을 지시하여 운전상태로 유지한다.	· 수급경보 발령 시 조치사항 개정 · 항번호 이동 · 항번호 이동 · 항번호 이동 및 용어 통일 · 항번호 이동 · 항번호 이동

현 행	개정(안)	개정사유
6. 전력거래소는 송․배전사업자에게 전기품질 유지범위내 배전용변압기 Tap 수동운전 전환 및 조정을 시행한다.(1단계 : 2.5%하향, 2단계 : 5.0%하향) 7. 전력거래소는 전력시장에서 거래하는 비중앙급전발전기, 구역전기 사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 하며, 필요시 판매사업자와 약정된 비중앙급전발전기, 구역전기사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 한다. 7.2.2.3 수급경보 주의(Yellow)』경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』경보 발령 시 --- 중간 생략 --- <신설>	7. 전력거래소는 송․배전사업자에게 전기품질 유지범위내 배전용변압기 Tap 수동운전 전환 및 조정을 시행한다.(1단계 : 2.5%하향, 2단계 : 5.0%하향) 8. 전력거래소는 전력시장에서 거래하는 비중앙급전발전기, 구역전기 사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 하며, 필요시 판매사업자와 약정된 비중앙급전발전기, 구역전기사업자 등에 대한 가동 준비·지시를 한다. 7.2.2.3 수급경보 주의(Yellow)』경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』경보 발령 시 --- 중간 생략 --- 11. 규칙 제12.4.3.1조 제1항에도 불구하고 전력거래소는 수요관리사업자에게 추가적인 전력부하감축을 지시할 수 있다.	· 항번호 이동 · 항번호 이동 · 수요반응자원의 의무감축용량을 초과하는 급전지시 발령

현 행	개정(안)	개정사유
7.2.3 보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소 및 전기사업자의 역할은 다음과 같다. 1. 전력거래소는 공급능력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다. 2. 송전 및 판매사업자 및 전 발전사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.	7.2.3 보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다. 1. 전력거래소는 공급능력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다. 2. 전기사업자와 수요관리사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.	· 수요관리사업자 동일 적용

현 행	개정(안)
<신설>	[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 [목차] Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산 1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 3. 의무감축용량에 대한 정산 4. 감축미이행에 대한 위약금 정산 가. 발전계획 미이행에 대한 실적위약금 정산 나. 급전지시 미이행에 대한 기본위약금 정산 5. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산 1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 3. 의무감축용량에 대한 정산 4. 위약금에 대한 정산 가. 실적위약금에 대한 정산 나. 기본위약금에 대한 정산

현 행	개정(안)
<신설>	Ⅲ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산 1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 3. 의무감축용량에 대한 정산 4. 위약금에 대한 정산 가. 실적위약금에 대한 정산 나. 기본위약금에 대한 정산 Ⅳ. 전력거래차수별 대금지급 기준일정

현 행	개정(안)
<신설>	Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산 1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 가격결정발전계획의 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 급전지시가 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 급전감축량에 대해 우선적으로 정산한다. 즉, SLRPi,t = SMPt × Min{ Max(SRi,t - DRi,t , 0) , PSSRi,t} × 1000 SRi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{}](SCLRi,c,t) ÷ 1000 DRi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{}](DCLRi,c,t) ÷ 1000 SCLRi,c,t = SCBLi,c,t – MEi,c,t DCLRi,c,t = DCBLi,c,t - MEi,c,t 여기서, SLRPi,t : 발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액 SRi,t : 거래시간별 계획감축량(MW-h) PSSRi,t : 발전계획에서 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h) SCLRi,c,t : 발전계획에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

현 행	개정(안)
<신설>	SCBLi,c,t : 발전계획에 따른 수요반응자원의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h) DCLRi,c,t : 실시간 급전지시에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h) DCBLi,c,t : 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 급전감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h) MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h) 수요반응자원의 거래일 발전계획에 따른 계획감축량정산금(SLRPi)은 다음과 같다. [eqn: rm SLRP _{i} = sum _{t} ^{} SLRP _{i,t}] 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 가격결정발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 급전지시에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 전력거래소의 급전지시감축량의 1.2배와 급전감축량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간에 운전한 중앙급전발전기 중 최고발전단가로 정산한다. 단, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 급전감축량을 적용한다.

현 행	개정(안)
<신설>	DRPi,t = {Min(DRi,t , RSOi,t×1.2) × (1-XRSOFi,t) + DRi,t × XRSOFi,t} × MGPt × DFi,t × 1000 DRi,t = [eqn: sum _{i,c=1} ^{}](DCLRc,t) ÷ 1000 DCLRi,c,t = DCBLi,c,t - MEi,c,t MGPi,t = (QPCi × MGOi,t2 + LPCi × MGOi,t + NLPCi,t)/MGOi,t MGPt = Max(MGPi…,t) 여기서, DRPi,t : 가격결정발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 급전지시에 따라 전력부하를 감축한 수요반응자원의 거래시간대별 급전감축량에 대한 정산금액 DRi,t : 거래시간대별 급전감축량(MW-h) RSOi,t : 전력거래소가 실시간 급전운영을 위하여 수요반응자원에게 급전지시한 감축량(MW-h) XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 급전지시가 발령된 경우는 1 아니면 0 DCLRi,c,t : 실시간 급전지시에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

현 행	개정(안)
<신설>	DCBLi,c,t : 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 급전감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h) MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h) MGPt : 수요반응자원에게 실시간 급전지시가 발령된 거래시간별 운전된 중앙급전발전기 중(제주지역의 발전기, 최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 가장 높은 발전단가로 발전기별 거래시간별 발전량을 기준으로 산출한다. DFi,t : 급전지시 발령 지수로 수요반응자원에게 실시간 급전지시가 발령된 거래시간이면 1 아니면 0 수요반응자원의 거래일 실시간 급전지시에 따른 급전감축량정산금(DRPi)은 다음과 같다. [eqn: rm DRP _{i} = sum _{t} ^{} DRP _{i,t}] 3. 의무감축용량에 대한 정산 수요반응자원의 기본정산금(DRBPi)은 수요반응자원의 의무감축용량에 대해 월별 기본정산금단가로 정산한다. 즉, DRBPi,m = ORCi,m × BPm × 1000 BPm = [eqn: sum _{t} ^{m,의무감축시간대} HCF _{i,t}] 여기서,

현 행	개정(안)
<신설>	DRBPi,m : 수요반응자원의 월별 기본정산금 ORCi,m : 수요반응자원의 의무감축용량. 단, 전력거래기간 변경에 따라 수요반응자원의 의무감축용량이 변경될 경우, 거래일을 기준으로 변경내역을 적용한다. BPm : 수요반응자원에 대한 월별 기본정산금 단가 HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 4. 감축 미 이행에 대한 위약금 정산 가. 발전계획 미 이행에 대한 실적위약금 정산 수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 실적위약금(PPCi,t)은 가격결정발전계획의 거래시간별 감축계획량에서 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량을 차감한 값에 계통한계가격과 발전계획 미 이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다. PPCi,t = Max(PSSRi,t – SRi,t , 0) × SMPt × PPCF × 1000 여기서, PPCi,t : 수요반응자원의 발전계획 미 이행에 대한 시간대별 감축량위약금 SRi,t : 거래시간별 계획감축량(MW-h) PSSRi,t : 가격결정발전계획에서 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h) PPCF : 발전계획 미 이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용한다.

현 행	개정(안)
<신설>	수요반응자원의 거래일 발전계획 미 이행에 따른 실적위약금(PPCi)은 다음과 같다. [eqn: rm PPC _{i} = sum _{t} ^{} PPC _{i,t}] 나. 실시간 급전지시 미 이행에 대한 기본위약금 정산 수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 월별 기본위약금(BPCi,m)은 전력거래기간의 총 기본정산금에 의무감축용량과 최대감축시간을 나눈 값에 월별 총 급전지시 미 이행량과 기본위약금계수를 곱한 값과 해당 월의 기본정산금 중 작은 값으로 정산한다. IBPCi,m = [eqn: {TDRBP _{i}} over {ORC _{i,d} TIMES MRT} ` TIMES ` sum _{t} ^{m} DRD _{i,t`} TIMES `BPCF` TIMES `DF _{i,t`}] BPCi,m = Min(DRBPi,m, IBPCi,m) 여기서, TDRBPi = [eqn: sum _{t} ^{총`거래기간}] DRBPi,t DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0) IBPCi,m : 거래월별 기본정산금 상한 적용 전 기본위약금 BPCi,m : 거래월별 기본위약금 TDRBPi : 수요반응자원의 거래기간 총 기본정산금. 단, 전력거래기간 변경에 따라 수요반응자원의 의무감축용량이 변경될 경우, 거래일을 기준으로 변경내역을 적용한다.

현 행	개정(안)
<신설>	ORCi,d : 수요반응자원의 의무감축용량. 단, 전력거래기간 변경에 따라 수요반응자원의 의무감축용량이 변경될 경우, 거래일을 기준으로 변경내역을 적용한다. MRT : 전력거래기간별 최대감축시간 DRDi,t : 거래시간별 급전감축미이행량 BPCF : 급전감축미이행량에 대한 기본위약금계수로 2를 적용한다. DRBPi,m : 거래월별 기본정산금 5. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 가격결정발전계획에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 가격결정발전계획의 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉, PSSRi,t => 0 이고, NPSI = 0 이면 XDRESMPi,t = Max{(DRRPi,t × SRi,t - SLRPi,t), 0} × 1000 XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금 DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격 SRi,t : 거래시간별 계획감축량(MW-h) SLRPi,t : 발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

현 행	개정(안)
<신설>	Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산 1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 판매사업자가 부담해야 할 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. [eqn: rm SRSS _{t} =( sum _{i} ^{} SLRP _{i,t} + sum _{i} ^{} XDRESMP _{i,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, [eqn: rm PES _{t} =`TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} - sum _{d} ^{} PEL _{d,t}] SRSSt :(Scheduled Reduction Settlement for a Sales Comapny) : 판매사업자의 거래시간에 대한 계획감축량정산금 SLRPi,t : 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량정산금 XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금 PESt(Purchased Energy by Sales Company): 판매사업자의 거래시간에 대한 구매 전력량 TETt(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 거래시간에 대한 총 전력거래량

현 행	개정(안)
<신설>	PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력 판매사업자의 거래일에 대한 발전계획에 따른 계획감축량 정산금은 다음과 같다. SRSSi = [eqn: sum _{t} ^{} SRSS _{t}] 2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 급전감축량에 대한 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 급전감축량에 대한 정산금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	[eqn: rm DRSS _{t} = sum _{i} ^{} DRP _{i,t} TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, [eqn: rm PES _{t} =`TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} - sum _{d} ^{} PEL _{d,t}] DRSSt(Dispatched Reduction Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 급전감축량정산금 DRPi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 급전감축량에 대한 정산금액 PESt(Purchased Energy by Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 구매 전력량 TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량 PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 판매사업자의 거래일에 대한 급전감축량 정산금은 다음과 같다. DRSSd = [eqn: sum _{t} ^{} DRSS _{t}]

현 행	개정(안)
<신설>	3. 의무감축용량에 대한 정산 판매사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 월별 정산금은 모든 수요반응자원의 월별 의무감축용량에 대한 기본정산금 총액에 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm BSS _{m} = sum _{i} ^{} DRBP _{i,m} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}] 여기서, [eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} - sum _{d} ^{} PEL _{d,m}] BSSm(Basic Settlement for Sales Company) : 판매사업자의 의무감축용량에 대한 월별 정산금액 DRBPi,m : 수요반응자원의 월별 용량정산금 PESm(Purchased Energy by Sales Company): 판매사업자의 거래월에 대한 구매 전력량 TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래월에 대한 총 전력거래량 PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량 PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한 유효구매전력량

현 행	개정(안)
<신설>	4. 위약금에 대한 정산 가. 실적위약금에 대한 정산 판매사업자에게 지급하는 거래시간별 실적위약금은 해당 거래시간에 발생한 전체 실적위약금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm PRS _{t} = sum _{i} ^{} PPC _{i,t} TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, [eqn: rm PES _{t} =`TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} - sum _{d} ^{} PEL _{d,t}] PRSt(Performance Refund for Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 실적위약금 PPCi,t : 수요반응자원의 발전계획 미 이행에 대한 시간대별 실적위약금 PESt(Purchased Energy by Sales Company) : 판매사업자의 거래시간에 대한 구매 전력량 TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량 PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

현 행	개정(안)
<신설>	판매사업자에게 지급되는 거래일에 대한 실적위약금은 다음과 같다. PRSi = [eqn: sum _{t} ^{} PRS _{t}] 나. 기본위약금에 대한 정산 판매사업자에게 지급하는 월별 기본위약금은 해당 월에 발생한 기본위약금 총액에서 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 판매사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm BRS _{m} = sum _{i} ^{} BPC _{i,m} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}] 여기서, [eqn: rm PES _{m} =`TET _{m} - sum _{k,t} ^{m} PEC _{k,t} - sum _{d,t} ^{m} PEL _{d,t}] BRSm(Basic Refund for Sales Company) : 판매사업자의 월별 기본위약금 BPCi,m : 수요반응자원의 급전지시 미 이행에 대한 월별 용량위약금 PESm(Purchased Energy by Sales Company) : 판매사업자의 월별 구매 전력량 TETm(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 월별 총 전력거래량 PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

현 행	개정(안)
<신설>	Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산 1. 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 구역전기사업자가 부담해야 할 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 거래시간별 정산금은 모든 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm SRSLS _{t} =( sum _{i} ^{} SLRP _{i,t} + sum _{i} ^{} XDRESMP _{i,t} ) TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, SRSLSt(Scheduled Reduction Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산금 SLRPi,t : 수요반응자원의 거래시간별 발전계획에 따른 계획감축량 정산금 XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금 TETt(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 거래시간에 대한 총 전력거래량 PECkk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 구역전기사업자의 거래일에 대한 발전계획에 따른 계획감축량 정산금은 다음과 같다. SRSLSd = [eqn: sum _{t} ^{} SRSLS _{t}]

현 행	개정(안)
<신설>	2. 실시간 급전지시에 따른 급전감축량에 대한 정산 구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 급전감축량에 대한 정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 급전감축량에 대한 정산금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm DRSLS _{t} = sum _{i} ^{} DRP _{i,t} TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, DRSLSt(Dispatched Reduction Settlement for Local Sales Company) : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 급전감축량정산금 DRPi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 급전감축량에 대한 정산금액 TETt(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 거래시간에 대한 총 전력거래량 PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 구역전기사업자의 거래일에 대한 급전감축량정산금은 다음과 같다. DRSLSd = [eqn: sum _{t} ^{} DRSLS _{t}]

현 행	개정(안)
<신설>	3. 의무감축용량에 대한 정산 구역전기사업자가 부담해야 할 의무감축용량에 대한 월별 정산금은 모든 수요반응자원의 월별 의무감축용량에 대한 기본정산금 총액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm BSLS _{m} = sum _{i} ^{} DRBP _{i,m} TIMES {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}] 여기서, BSLSm(Basic Settlement for a Local Sales Company) : 구역전기사업자의 의무감축용량에 대한 월별 정산금액 DRBPi,m : 수요반응자원의 월별 기본정산금 TETm(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 월별 총 전력거래량 PECk,m(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래월에 대한 유효구매전력량 PELd,m(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래월에 대한 유효구매전력량

현 행	개정(안)
<신설>	4. 위약금에 대한 정산 가. 실적위약금에 대한 정산 구역전기사업자에게 지급하는 거래시간별 실적위약금은 해당 거래시간에 발생한 전체 실적위약금 총액에서 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm PRLS _{t} = sum _{i} ^{} PPC _{i,t} TIMES {PEL _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, PRLSt(Performance Refund for a Local Sales Company) : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 실적위약금 PPCi,t : 수요반응자원의 발전계획 미 이행에 대한 시간대별 실적위약금 TETt(Total Energy Traded) : 발전기 전체의 거래시간에 대한 총 전력거래량 PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELt(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 판매사업자에게 지급되는 거래일에 대한 실적위약금은 다음과 같다. PRLSd = [eqn: sum _{t} ^{} PRLS _{t}]

현 행	개정(안)
<신설>	나. 기본위약금에 대한 정산 구역사업자에게 지급하는 월별 기본위약금은 해당 월에 발생한 전체 용량위약금 총액에서 전체 발전기의 월별 거래량에서 모든 직접구매자의 월별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 월별 거래량(수요반응자원의 월별 전력부하감축거래량은 제외한다) 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm BRLS _{m} = sum _{i} ^{} BPC _{i,m} TIMES {sum _{t} ^{m} PEL _{t}} over {(TET _{m} - sum _{k,t} ^{m} PEC _{k,t} )}] 여기서, BRLSm(Basic Refund for a Local Sales Company) : 구역전기사업자의 월별 기본위약금 BPCi,m : 수요반응자원의 급전지시 미 이행에 대한 월별 기본위약금 TETm(Total Energy Traded) : 전체 발전기의 월별 총 전력거래량 PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량 PELt(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

현 행	개정(안)
<신설>	Ⅳ. 수요관리사업자의 전력거래에 대한 전력거래차수별 대금지급 기준일정 수요관리사업자의 매월 1일부터 말일까지의 전력거래에 대한 대금지급일은 익익월 마지막 영업일로 하며, 거래차수는 7차로 표기한다. [별표 27] 수요반응자원 전력거래시스템 운영 절차 1.0 목적 규칙 제12장의 규정에 의거 전력거래소의 수요반응자원 등록, 등록시험, 입찰, 급전지시, 전력부하감축량 평가 및 정산 등 수요반응자원 운영 및 전력거래를 위한 수요반응자원 전력거래시스템(이하 “시스템”이라 한다)의 운영절차를 정함으로써 원활한 수요반응자원 거래시장 운영을 도모하는데 그 목적이 있다. 2.0 수요반응자원 전력거래시스템 운영 2.1 시스템의 설치 2.1.1 전력거래소는 수요반응자원 거래시장을 효율적으로 운영·관리하기 위하여 수요반응자원의 운영 및 거래와 관련한 사항을 담당하는 시스템을 설치하고 운영하여야 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	2.2 시스템의 기능 2.2.1 시스템은 공정하고 안정적인 수요반응자원 거래시장을 운영하기 위해 다음 각호의 기능을 수행한다. 1. 수요관리사업자, 수요반응자원 및 수요반응참여고객의 등록, 관리 2. 수요반응자원의 입찰 3. 수요반응자원의 등록시험과 감축시험의 시행 및 조치 4. 수요반응자원에 대한 실시간 급전지시 5. 전력부하감축량 평가 및 정산 6. 수요반응자원 거래시장 관련 정보공개 7. 실시간 사용전력량 데이터 취득을 위한 연계 및 데이터 관리 8. 정산용 사용전력량 데이터 수집 및 관리 2.3 시스템의 운영 2.3.1 시스템의 가동시간은 1일 24시간 연속 가동을 원칙으로 한다. 2.3.2 전력거래소는 시스템의 운영상 중대한 장애 발생 또는 업무상 시스템 중지가 불가피한 경우 사전에 시스템 정지계획을 수립하여, 회원에게 통지하고 시스템을 일시정지 시킬 수 있다. 단, 사안이 긴급하여 정지계획을 수립할 수 없는 경우에는 사전에 통지 없이 시스템을 정지시킬 수 있다. 2.3.3 전력거래소는 예기치 못한 사고로부터 시스템 정보의 보존 및 손상된 데이터의 신속한 복구를 위해 수시 또는 주기적으로 보조기억 매체에 보존 작업을 수행한다.

현 행	개정(안)
<신설>	2.3.4 전력거래소는 안정적인 시스템 운영과 장애 발생의 최소화를 위하여 시스템 및 부대설비의 예방정비를 주기적으로 실시한다. 2.3.5 전력거래소는 실시간 사용전력량 데이터의 취득 상황을 수시로 확인하고 미취득시 시스템의 데이터 연계 상태를 점검한 후 통신회사의 통신통제부서와 판매사업자 및 수요관리사업자의 협조를 통해 시험을 실시하여야 하며, 판매사업자 및 수요관리사업자은 시험에 최대한 협조하여야 한다. 2.4 회원의 준수사항 2.4.1 수요관리사업자는 수요반응자원 전력거래시스템과의 접속을 위한 제반 요구사항의 준수 등을 위한 전력거래소 직원의 요청에 협조하여야 한다. 2.4.2 통신규약 : OpenADR 2.4.3 회원은 전력거래의 비밀 보호를 위해 전력거래소가 회원에게 부여한 접속계정(또는 인증번호)을 관리하는 사내 접속계정관리자를 선임하고 이를 전력거래소 보안관리자에게 통지하여야 한다. 접속계정관리자 변경의 경우에도 동일하다. 2.4.4 회원의 접속계정관리자는 매 1개월 단위로 회원 사내 접속자의 비밀번호가 변경되도록 하여야 한다. 2.4.5 수요관리사업자 회원이 전용데이터회선을 이용하여 입찰 및 사용전력량 데이터 연계 시 발생하는 데이터통신요금은 회원이 지불하여야 한다.

현 행	개정(안)
<신설>	[별표 28] 고객기준부하 산정 기준 1.0 고객기준부하 산정방식 1.1 Max(4/5)은 전력부하를 감축한 일(이하 “감축일”이라 함)로부터 최근 평일 5일(참고일) 중 감축일의 총 감축시간대에 대해서 평균 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정하는 방식이다. 1.2 Mid(6/10)은 감축일로부터 최근 10일(참고일) 중 감축일의 총 감축시간대에 대해서 평균 사용전력량이 최대 2일과 최소 2일을 제외하고 남은 6일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정하는 방식이다. 2.0 고객기준부하 산정을 위한 옵션 2.1 비정상근무일 옵션 2.1.1 목적 생산설비 고장, 창립기념일 및 일시적인 생산조정 등 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태와 매우 다른 날이 참고일에 포함되어 고객기준부하 산정의 왜곡이 발생하는 것을 방지하기 위함이다.

현 행	개정(안)
<신설>	2.1.2 적용방식 2.1.2.1 최대참고일(10일 또는 20일)의 감축시간대에 대한 평균 사용전력량을 산출한다. 2.1.2.2 2.1.2.1에서 산출한 평균 사용전력량보다 75% 미만인 날을 비정상근무일로 인정하여 참고일산정에서 우선 제외한다. 2.1.2.3 전기요금 종별이 산업용인 수요반응참여고객에 한하여 비정상근무일을 우선 제외한 후 재산정한 참고일의 감축시간대에 대한 평균 사용전력량에 비해 75% 미만인 날과 125% 초과인 날을 일시적인 생산 조정일로 인정하여 추가적으로 참고일에서 제외한다.

현 행	개정(안)
<신설>	2.2 감축일의 전기소비형태 반영 옵션(이하 “SAA(Symmetric Additive Adjustment)”) 2.2.1 목적 유사일과 감축일의 기온오차 등에 따른 전기소비형태 변화를 고객기준부하 산정에 반영하여 고객기준부하가 감축일의 수요반응참여고객의 전기소비형태를 정확하게 예측하기 위함이다. 2.2.2 적용방식 감축일의 감축시작시간으로부터 1시간 전에서 4시간 전까지의 3시간 동안의 평균 사용전력량에서 유사일의 동일 시간대의 평균 사용전력량을 차감한 값을 고객기준부하 산정방식에서 산정한 거래시간별 고객기준부하 값에 합하여 최종적인 고객기준부하를 산출한다. 3.0 고객기준부하 산정을 위한 세부기준 3.1 수요관리사업자는 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태를 분석하여 감축일의 전기소비형태를 정확하게 예측할 수 있는 고객기준부하 산정방식과 SAA옵션을 선택하여 수요반응참여고객을 등록하여야 한다. 3.1.1 단, 2.1의 비정상근무일 옵션은 모든 수요반응참여고객에 일괄적으로 적용한다. 3.2 전력거래소는 수요반응자원의 전력부하감축 시행 조건에 따라 수요관리사업자가 선택한 고객기준부하 산정방식 및 옵션을 조정하여 적용할 수 있다.

현 행	개정(안)
<신설>	3.2.1 전력거래소의 실시간 급전운영 및 발전계획에 따른 감축일은 최대참고일에 포함하지 아니한다. 3.2.2 Max(4/5)방식에서 참고일은 이전 감축일을 제외하고 최대 10일전까지 적용하고, Mid(6/10)방식은 최대 20일전까지 적용한다. 3.2.2.1 비정상근무일 및 일시적인 생산 조정일이 제외되어 참고일 수가 부족할 경우 가장 최근에 제외된 일시적인 생산 조정일을 우선적으로 참고일에 포함한다. 그럼에도 불구하고 참고일 수가 부족할 경우 가장 최근에 제외된 비정상근무일을 참고일에 포함한다. 3.2.2.2 3.2.2.1의 경우 비정산근무일 옵션을 재시행하지 아니한다. 3.2.3 발전계획에 따른 전력부하감축거래량 평가 시에는 입찰일을 참고일에서 우선 제외하고 SAA 옵션을 적용하지 아니한다. 3.2.4 전력거래소 급전지시의 감축시작시간이 거래시간에 15분 이상 포함될 경우에도 거래시간을 기준으로 고객기준부하 산정방식 및 옵션을 적용한다. 3.2.5 전력거래소의 급전지시가 1일 2회 이상 발령된 경우에는 첫 급전지시에 따른 SAA 옵션을 통해 산출한 값을 두 번째 급전지시의 경우에 동일하게 적용한다. 3.3 과금용 전력량계 고장 등에 따른 사용전력량 데이터 누락에 대한 조치 3.3.1 규칙 제12.5.1.2조에 따라 수요관리사업자가 설치한 사용전력량 감시기기의 데이터를 우선 적용한다. 3.3.2 고객기준부하 산정을 위한 필수 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다.

현 행	개정(안)
<신설>	3.3.3 감축일의 감축시간대의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우에는 해당 수요반응참여고객의 해당거래시간의 전력부하감축량을 “0”으로 적용한다. 3.3.4 사용전력량 데이터 누락으로 SAA를 적용하지 못하는 경우에는 SAA를 적용하지 아니하고 고객기준부하를 산정한다. [별표 29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준 1.0 목적 수요반응자원의 전력부하감축거래량 평가의 정확성 제고 및 수요반응자원의 전력부하감축에 대한 실효성을 검증하기 위하여 전기소비형태가 해당 기준에 적합한 전기소비자만을 수요반응참여고객으로 등록하기 위함이다. 2.0 용어의 정의 2.1 RRMSE(Relative Root Mean Squared Error) : 검증기간의 시간별 고객기준부하와 실제 사용전력량의 평균 오차와 검증기간의 평균 사용전력량의 비율로 전기소비자의 전기소비형태를 검증하는 통계방식임

현 행	개정(안)
<신설>	3.0 RRMSE 산식 [eqn: sqrt {{sum _{d IN D,t IN T} ^{} LEFT ( CBL _{d,t} -Load _{d,t} RIGHT ) ^{2}} over {D(n) TIMES T(n)}} ÷ {sum _{d IN D,t IN T} ^{} Load _{d,t}} over {D(n) TIMES T(n)}] D : 검증대상일 D(n) : 검증대상일 개수 T : 검증대상 시간대 T(n) : 검증대상 시간대 개수 CBLd,t : d일 t시의 고객기준부하 Loadd,t : d일 t시의 소비전력량 3.1 검증대상일은 수요반응참여고객 등록일로부터 20일전부터 평일 45일이다. 3.1.1 3.1에도 불구하고 2014년 초기 전력거래기간에 대한 수요반응참여고객 등록 시 2014년 하계 비상수급조절제도 참여 등을 고려하여 검증대상일을 10월 31일부터 이전 평일 45일을 적용할 수 있다. 3.2 검증대상 시간대는 9시부터 20시까지(09:00∼20:00)이다. 3.3 수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식 및 등록일 기준 20일전에서부터 80일까지의 평일에 대한 24시간 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다. 3.4 수요관리사업자는 검증대상일 중 비정상근무일 등 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태와 다른 날을 최대 5일까지 선택하여 제외할 수 있다. 3.5 전력거래소는 고객기준부하 산정을 위한 옵션은 적용하지 아니한다.

현 행	개정(안)
<신설>	4.0 절차 4.1 전력거래소는 신규 등록 및 수요관리사업자를 변경하고자 하는 수요반응참여고객에 대해서 전기소비형태를 검증하여야 한다. 4.2 수요관리사업자는 수요반응참여고객 등록 신청 시 수요반응참여고객별 사용전력량 데이터를 전력거래소가 정한 서식 형식에 따라 파일을 작성하여 수요반응 전력거래시스템에 해당 파일을 제출해야한다. 4.3 전력거래소는 수요관리사업자가 제출한 파일을 활용하여 전기소비형태를 검증하고 그 결과를 수요관리사업자에게 통지한다. 5.0 전기소비형태 검증 기준 5.1 전력거래소는 전기소비형태 검증 결과가 30% 이하인 전기소비자를 수요반응참여고객으로 등록한다.

현   행

개정(안)

[별지 제50호서식]

신청번호	0 0 0
신청일시
접수자	김 치 국
신청자	홍 길 동

□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□

정산결과조정(이의)신청서

□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□

회 원 사 명					정산구분		초기 ■ 최종 □
전력거래일				정산결과 교부일
신청자	성 명		소속부서명			직 위		전화번호
						팀 장
대상 전력설비명
신청 항목구분		□ 입찰, □ 계량, □ 급전지시, □ 정산, □ 한계가격, □ 가격결정발전계획, □ 운용발전계획, □ 수요예측, □ 기타

1/2

조정(이의)신청내용 :

※ 필요한 경우 본 형식의 乙紙 사용

위와 같은 내용으로 조정(이의)을 신청합니다

한국○○발전(주) 사장 (인)

[별지 제50호서식]

신청번호	0 0 0
신청일시
접수자	김 치 국
신청자	홍 길 동

□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□

정산결과조정(이의)신청서

□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□□

회 원 사 명					정산구분		초기 ■ 최종 □
전력거래일				정산결과 교부일
신청자	성 명		소속부서명			직 위		전화번호
						팀 장
대상 전력설비명 (수요반응자원명)
신청 항목구분		□ 입찰, □ 계량, □ 급전지시, □ 정산, □ 한계가격, □ 가격결정발전계획, □ 운용발전계획, □ 수요예측, □ 기타

1/2

조정(이의)신청내용 :

※ 필요한 경우 본 형식의 乙紙 사용

위와 같은 내용으로 조정(이의)을 신청합니다

한국○○발전(주) 사장 (인)

현 행	개정(안)
[별지 제54호서식] 조정(이의)신청처리결과통지서 〈발전사업자, 구역전기사업자용〉	[별지 제54호서식] 조정(이의)신청처리결과통지서 〈발전사업자, 구역전기사업자, 수요관리사업자용〉

현   행

개정(안)

<신설>

[별지 제100호서식]

□ 수요관리사업자		전력거래자 등록신청서
신청인	상 호(명칭)
	대 표 자 명			전화번호
	주 소(본사)
	기업 분류	□ 대기업 □ 중견기업 □ 중소기업 □ 기타
	사업자등록번호
수요반응자원 (단위 : kW)		수도권			비수도권
		개수	총 용량		개수		총 용량
전력시장운영규칙 제12.2.1조 제1항의 규정에 따라 전력거래자의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

현   행

개정(안)

<신설>

[별지 제101호서식]

□ 신규 □ 변경		수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
지 역 구 분	□ 수도권 □ 비수도권
의무감축용량 (kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

현   행

개정(안)

<신설>

[별지 제102호서식]

□ 신규 □ 변경 □ 해지	수요반응자원참여고객 등록신청서
수요반응참여고객명
수요관리사업자명
수요반응자원명
주소(전기요금기준)
전기요금 종별
계열사 구분		자체		동일 계열사		외부
전력부하감축량 산정방식		고객기준부하		옵션
				비정상근무일		SAA
				○
계량기 번호			고객번호
전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

현   행

개정(안)

<신설>

[별지 제103호서식]

○ 초기	정산금 통지서
○ 최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-IDN, FDN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

1. 수요반응자원의 전력거래 정산금 내역
11 전력부하감축거래량 111 발전계획에 따른 감축거래량 112 급전지시에 따른 감축거래량	kWh kWh kWh
12 실적정산금 121 계획감축량정산금 과세분 비과세분 122 급전감축량정산금 과세분 비과세분 123 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분	원원원원원원
13 기본정산금 과세분 비과세분	원원
2. 위약금 내역
21 발전계획의 감축 미 이행량	kWh
22 급전지시의 감축 미 이행량	kWh
23 실적위약금 과세분 비과세분	원원
24 기본위약금 과세분 비과세분	원원
3. 수수료
31 전력거래수수료	원

현   행

개정(안)

<신설>

[별지 제104호서식]

전력거래대금 등	○ 청구서
	○ 수정청구서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2. 실적정산금 21 계획감축량정산금 과세분 비과세분 22 급전감축량정산금 과세분 비과세분 23 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 과세분 비과세분 42 기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

현   행

개정(안)

<신설>

[별지 제105호서식]

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2. 실적정산금 21 계획감축량정산금 과세분 비과세분 22 급전감축량정산금 과세분 비과세분 23 계획감축량추가정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 과세분 비과세분 42 기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

현 행	개정(안)
<신설>	[별지 제106호서식] 수요관리사업 참여를 위한 개인정보 제공 동의서 본인은 전력거래소가 운영하는 전력시장에 수요반응참여고객으로 참여하기 위하여 개인정보의 제공에 다음과 같이 동의합니다. 1. 개인정보를 제공 받는 자 한국전력거래소, 수요관리사업자 _____________ 2. 개인정보 이용 목적 한국전력거래소가 운영하는 전력시장에서 감축량 모니터링, 정산금 산정, 수요패턴 분석, 수요감축 계약용량 산정, 고객기준부하 산정 등 전력수요관리를 위한 업무 3. 제공하는 개인정보의 항목 판매사업자 및 구역전기사업자가 설치한 전기요금 과금용 전력량계에서 취득한 15분 단위 전력사용량 데이터, 고객번호, 계기번호, 고객명(상호) 4. 제공하는 사용전력량 데이터 범위 전력거래소와 수요관리사업자에게 제공하는 데이터의 범위는 고객이 선택할 수 있으며, 데이터의 제공 범위에 따라 수요관리사업자의 서비스에 제한이 있을 수 있습니다. ○ 일별 24시간 사용전력량 데이터 □ ○ 일별 05시~20시 사용전력량 데이터 □ 4. 개인정보 보유기간 및 이용기간 ○ 실시간 사용전력량 모니터링 데이터 : 2년 ○ 정산용 사용전력량 데이터 : 3년 5. 개인정보 제공 거부 시 불이익 고객은 개인정보 제공을 거부할 수 있으며, 개인정보 제공을 거부할 경우 수요반응참여고객으로 전력시장에 참여할 수 없습니다. 개인정보동의서의 내용을 숙지하였으며, 이 동의서에 따라 개인정보를 제공하는 것에 대하여 동의합니다. 년 월 일 법인명(단체명) 신청인(대표자) (인)

2	시간대별용량가격계수(TCF) 산정기준 변경(안)

현 행	개 정 안	개 정 사 유
제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ⑦ 시간대별용량가격계수(TCFt)는 다음 각호를 고려하여 비용위원회에서 결정한다. 1. 거래연도의 각 거래일을 피크기간과 일반기간으로 구분하고, 거래일의 각 거래시간대는 경부하시간대, 중간부하시간대 및 최대부하시간대로 구분한다. 2. 피크기간과 일반기간의 시간대별용량가격계수는 다르게 산정해야 하고, 수요가 높은 시간대의 계수는 수요가 낮은 시간대의 계수보다 커야 한다. 3. 시간대별용량가격계수는 피크기여도에 의한 가중평균이 1이 되도록 작성해야 한다. (별표 2) 정산기준 10. 예방정비 일정 변경에 대한 정산 전력거래소가 전력계통의 안정 운영을 위해서 사업자가 제출한 예방정비 일정을 일반기간에서 피크기간으로 변경한 경우에 지급하는 정산금은 다음과 같다. 가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기) 일반발전기의 계획예방정비계획 조정 시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량요금(ACPi,t,)을 지급한다. 즉, ACPi,t = Max((PMAi − Min(Ai,t, RAi,t, Max(MGOi,t, FCAi,t))), 0) × (DCFi +β) × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd),0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 발전기가 전년도 예방정비 기간을 제외한 기간동안의 용량정산금 정산에 반영된 공급가능용량의 합계를 예방정비기간을 제외한 기간으로 나눈 예방정비발전기 설비용량(kW) RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 피크기간의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) TCFbd : 일반기간의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) FCAi,t : Max(OFCAi,t MGOi,t, ORi,t), OFCAi,t : 거래시간의 각 발전기별 연료량 (전기에너지로 환산량) ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, 그렇지 않으면(RAi,t > OFCAi,t) 운영 발전계획에서 반영된 공급용량 또는 예비력으로서, DAOSi,t>0이면 ORi,t = RAi,t 이고, 그렇지 않으면 (DAOSi,t=0) ORi,t = Min(SRSCi,t +RRSCi,t, RAi,t )임. 단, 제2.3.2조 1항에 의하여 제출한 최소정지시간 (MDTi) 또는 최소운전시간(MUTi)이 3시간을 초과하거나, 제2.3.2조 5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발 (ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전 (제2.3.2조 1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. DAOSi,t : 운영발전계획에서 배분된 발전기별 에너지 발전량이며, 운영발전계획을 재수립한 경우 는 마지막 계획을 적용한다. β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다. ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi)은 다음과 같다. [eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}] 나. 복합 및 수력발전기 복합 및 수력발전기의 계획예방정비계획 조정시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량정산금(ACPi,t)을 지급한다. 즉, ACPi,t = PMAi × PRAFi × (DCFi + β) × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd),0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 개별 예방정비발전기 설비용량(kW) PRAFi : 발전기가 전년도 예방정비 기간을 제외한 기간동안의 설비용량대비 공급가능용량 입찰률 RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 피크기간의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) TCFbd : 일반기간의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다. 각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi)은 다음과 같다. [eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}] 다. 양수발전기 양수발전기의 계획예방정비계획 조정시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량요금(ACPi,t,)을 지급한다. 즉, ACPi,t = PMAi × (DCFi + β) × ζi × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd),0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 예방정비용량으로 예방정비 개별 발전기의 최대발전용량(MGC)을 적용한다(kW) RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 피크기간의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) TCFbd : 일반기간의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 ζi : 양수발전기별 용량가격지급률이며 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다.<개정 2004.4.22> β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다. 각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi)은 다음과 같다. [eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}]	제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ⑦ 시간대별용량가격계수(TCFt)는 다음 각호를 고려하여 비용위원회에서 결정한다. 1. 거래연도의 각 거래일을 평일과 공휴일로 구분한다. 여기서 공휴일은「관공서의 공휴일에 관한 규정」 제2조의 “공휴일” 및 토요일을 말한다. 2. 시간대별용량가격계수는 월별로 다르게 산정하고, 수요에 의한 피크기여도가 높은 시간대의 계수는 피크기여도가 낮은 시간대의 계수보다 커야 한다. 3. 시간대별용량가격계수는 피크기여도에 의한 가중평균이 1이 되도록 작성해야 한다. (별표 2) 정산기준 10. 예방정비 일정 변경에 대한 정산 전력거래소가 전력계통의 안정 운영을 위해서 사업자가 제출한 예방정비 일정을 시간대별용량가격계수가 낮은 월에서 높은 월로 변경한 경우에 지급하는 정산금은 다음과 같다. 가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기) 일반발전기의 계획예방정비계획 조정 시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량요금(ACPi,t,)을 지급한다. 즉, ACPi,t = Max((PMAi − Min(Ai,t, RAi,t, Max(MGOi,t, FCAi,t))), 0) × (DCFi +β) × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd),0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 발전기가 전년도 예방정비 기간을 제외한 기간동안의 용량정산금 정산에 반영된 공급가능용량의 합계를 예방정비기간을 제외한 기간으로 나눈 예방정비발전기 설비용량(kW) RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 예방정비 조정 후 시간대별용량가격계수가 높은 월의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) TCFbd : 예방정비 조정 전 시간대별용량가격계수가 낮은 월의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) FCAi,t : Max(OFCAi,t MGOi,t, ORi,t), OFCAi,t : 거래시간의 각 발전기별 연료량 (전기에너지로 환산량) ORi,t : RAi,t ≤ OFCAi,t 이면 RAi,t와 같고, 그렇지 않으면(RAi,t > OFCAi,t) 운영 발전계획에서 반영된 공급용량 또는 예비력으로서, DAOSi,t>0이면 ORi,t = RAi,t 이고, 그렇지 않으면 (DAOSi,t=0) ORi,t = Min(SRSCi,t +RRSCi,t, RAi,t )임. 단, 제2.3.2조 1항에 의하여 제출한 최소정지시간 (MDTi) 또는 최소운전시간(MUTi)이 3시간을 초과하거나, 제2.3.2조 5항에 의해 계산된 발전기의 출력증발(ARURi) 또는 출력감발 (ARDRi)이 5MW/분 미만이거나, 또는 자동운전발전제어 운전 (제2.3.2조 1항에 의해 제출한 자료)이 불가능한 발전기는 ORi,t을 0으로 한다. DAOSi,t : 운영발전계획에서 배분된 발전기별 에너지 발전량이며, 운영발전계획을 재수립한 경우는 마지막 계획을 적용한다. β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다. ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi)은 다음과 같다. [eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}] 나. 복합 및 수력발전기 복합 및 수력발전기의 계획예방정비계획 조정시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량정산금(ACPi,t)을 지급한다. 즉, ACPi,t = PMAi × PRAFi × (DCFi + β) × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd),0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 개별 예방정비발전기 설비용량(kW) PRAFi : 발전기가 전년도 예방정비 기간을 제외한 기간동안의 설비용량대비 공급가능용량 입찰률 RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 예방정비 조정 후 시간대별용량가격계수가 높은 월의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) TCFbd : 예방정비 조정 전 시간대별용량가격계수가 낮은 월의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다. 각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi)은 다음과 같다. [eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}] 다. 양수발전기 양수발전기의 계획예방정비계획 조정시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량요금(ACPi,t,)을 지급한다. 즉, ACPi,t = PMAi × (DCFi + β) × ζi × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd),0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 예방정비용량으로 예방정비 개별 발전기의 최대발전용량(MGC)을 적용한다(kW) RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 예방정비 조정 후 시간대별용량가격계수가 높은 월의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) TCFbd : 예방정비 조정 전 시간대별용량가격계수가 낮은 월의 시간대별용량가격계수의 평균값 (∑TCFt/24) ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 ζi : 양수발전기별 용량가격지급률이며 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다.<개정 2004.4.22> β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다. 각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi)은 다음과 같다. [eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}]	․평일, 공휴일 구분 ․월별로 계수 차등 산정 ․일반기간, 피크기간 용어 변경 ․피크기간 용어 변경 ․일반기간 용어 변경 ․피크기간 용어 변경 ․일반기간 용어 변경 ․피크기간 용어 변경 ․일반기간 용어 변경

3	지역별용량가격계수(RCF) 산정기준 변경(안)

현 행	개 정 안	개 정 사 유
제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ④ 수도권과 비수도권의 지역별용량가격계수는 다음의 각호에 따라 정한다. 1. 지역별 공급용량은 해당지역의 당해년도 8월의 중앙급전발전기 용량에 지역간 융통전력용량을 합하여 산출한다. 즉 수도권 공급용량은 수도권 융통전력용량을 포함하며 비수도권 공급용량은 수도권 융통전력용량과 제주 융통전력용량의 합을 차감한다. 2. 지역별 최대수요는 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량에 융통전력량을 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대수요 평균 증가율을 곱하여 산출한다. 3. 지역별 적정최소공급용량과 적정최대공급용량은 지역별 최대수요의 1.12배 및 1.20배로 정한다. 4. 지역별 공급용량이 지역별 적정최소공급용량과 적정최대공급용량 범위 사이에 있을 경우의 지역별용량가격계수는 1.0으로 정한다. 또한 지역별 공급용량이 적정최소공급용량에 미달하거나 적정최대공급용량을 초과할 경우의 지역별용량가격계수는 해당지역의 적정최소공급용량과 적정최대공급용량을 해당지역의 공급용량으로 나누어 각각 산출한다. 5. (생략)	제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ④ 수도권과 비수도권의 지역별용량가격계수는 다음의 각호에 따라 정한다. 1. 지역별 공급용량은 해당지역의 당해년도 8월의 중앙급전발전기 용량 및 수요반응자원의 의무감축용량에 지역간 융통전력용량을 합하여 산출한다. 즉 수도권 공급용량은 수도권 융통전력용량을 포함하며 비수도권 공급용량은 수도권 융통전력용량과 제주 융통전력용량의 합을 차감한다. 2. 지역별 최대수요는 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량 및 수요반응자원의 전력부하감축거래량에 융통전력량을 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대수요 평균 증가율을 곱하여 산출한다. 3. 지역별 적정공급용량은 지역별 최대수요의 1.15배로 정한다. 4. 지역별용량가격계수는 해당지역의 적정공급용량을 해당지역의 공급용량으로 나누어 각각 산출한다. 5. (생략) 부 칙 (2014.11.3) 제1조(지역별용량가격계수 적용에 관한 경과조치) 2015년도에 적용하는 지역별용량가격계수의 지역별 최대수요는 제2.4.3조 제4항 제2호에도 불구하고, 직전년도 하계 최대부하 시간대의 해당지역 중앙급전발전기 발전량에 융통전력량과 당해연도 수요반응자원의 의무감축용량의 50%를 합한 값에 직전 3년간의 지역별 최대수요 평균 증가율을 곱하여 산출한다.	․수요반응자원 진입에 따른 공급용량 산정방식 변경 ․수요반응자원 진입에 따른 최대수요 산정방식 변경 ․예비율 변화에 대한 불변구간 폐지 ․신뢰성DR 감축량 실적 부재에 따른 경과조치

현  행

개  정  안

개  정  사  유

제2.3.2조(입찰서의 내용)

[중략]

(신설)

제2.3.2조(입찰서의 내용)

[중략]

14. 자체기동서비스 가능여부(BSFi,t)

ㅇ 자체기동서비스 가능여부(BSFi,t) 입찰서 내용 추가

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

(기호 및 변수 신설)

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
BSFi,t	자체기동서비스 가능여부 (Black Start Flag)	-	실제 기동 서비스 여부 판정 Flag 가능 : 1 불가능 : 0

ㅇ 기호 및 변수 신설

[별표2] 정산기준

[중략]

4) 자체기동 서비스

① 자체기동발전기에 대한 정산은 사전에 자체기동발전기로 지정되어 자체기동능력이 인정된 경우(아래 각호의 경우 포함)에 한하여 제2항에 따라 정산한다.

1. 설비점검 등의 사유로 지정된 발전기의 운전이 불가능하여 동일특성의 발전기로 대체 할 수 있는 경우에는 자체기동능력을 인정한다.[신설 2008.10.31]

2. 2대 이상의 발전기가 자체기동발전기로 지정된 경우에는 모든 발전기가 운전이 가능할 경우에 한하여 자체기동능력을 인정한다.[신설 2008.10.31.]

(신  설)

② 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다.  즉,

BSPi,t = BSSCi × BSHF

여기에서,

BSPi,t : 정산금액

BSSCi : 자체기동발전기 지정 설비용량(MW)

BSHF : 정산단가 <개정 2008.10.31>

(신  설)

[별표2] 정산기준

[중략]

4) 자체기동 서비스

① 자체기동발전기에 대한 정산은 사전에 자체기동발전기로 지정되어 자체기동능력이 인정된 경우(아래 각호의 경우 포함)에 한하여 제2항에 따라 정산한다.

1. 설비점검 등의 사유로 지정된 발전기의 운전이 불가능하여 동일특성의 발전기로 대체 할 수 있는 경우에는 자체기동능력을 인정한다.[신설 2008.10.31]

2. 2대 이상의 발전기가 자체기동발전기로 지정된 경우에는 모든 발전기가 운전이 가능할 경우에 한하여 자체기동능력을 인정한다.[신설 2008.10.31.]

3. 비상발전기 정비 등 자체기동서비스가  불가능할 경우에는 자체기동능력을 인정하지 않는다.

② 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다.  즉,

BSPi,t = BSSCi × BSHF × BSFi,t

여기에서,

BSPi,t : 정산금액

BSSCi : 자체기동발전기 지정 설비용량(MW)

BSHF : 정산단가 <개정 2008.10.31>

BSFi,t : 자체기동서비스 플래그

ㅇ 자동기동서비스 불가능시 정산 예외조항 신설

ㅇ 자체기동서비스 정산금에 자체기동서비스 가능여부를 반영하여 정산

[별표4] 입찰운영절차

[중략]

(신  설)

[별표4] 입찰운영절차

[중략]

7.12

7.12.1 자체기동발전기는 매 시간 자체기동서비스 가능여부를 자체기동서비스 플래그에 입찰한다.

7.12.2 자체기동서비스 플래그는 1자리 숫자로 다음과 같다.

· 1: 가능,  0: 불가능

부  칙 (2014. 11. 3)

제1조(자체기동발전기 서비스 가능여부에 대한 입찰 신설 관련 규칙에 대한 경과조치) 자체기동발전기 서비스 가능여부에 대한 입찰 신설을 위한 제2.3.2조, 별표1, 별표2, 별표4 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다.

ㅇ 입찰절차에 자체기동서비스의 경우 자체기동서비스 가능여부 입찰

- 자체기동서비스 플래그(BSF)

BSF = 1(가능),

BSF=0 (불가능)

4	자체기동발전기 서비스 가능여부에 대한 입찰 신설(안)

개  정  안

개  정  사  유

[별지 제31호서식]<개정 2006.9.14, 2006.12.26>

발 전 입 찰 서 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

발전기 기술적 특성		변경사유	발전기 기술적 특성					변경사유
기동 소요시간			구간(MW)
최대 발전용량			증발율
최소 발전용량			감발율
최소 운전시간			2차연료사용여부(○,×)
최소 정지시간			* 구간은 끝점을 의미함

5. 공급가능용량 및 제약량, G/F 및 AGC 제공, 자체기동서비스 가능여부(수력양수는 공급가능용량에 최대용량제출)

구 분	D-1						D																								D +1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ait)
연료량(OFCA,EGW)
제약량
제약사유
운전대수
G/F 여부(○,×)
AGC 여부(○,×)
자체기동가능(○,×)

6. 특기사항(급전운영 참고사항):

7. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

8. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33호서식]<개정 2006.9.14, 2006.12.26, 2012.12.31>

발 전 입 찰 서 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 발전회사	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 기술적 특성

발전기 기술적 특성		변경사유	출력증․감발율					변경사유
기동 소요시간			구간(MW)
최대 발전용량			증발율
최소 발전용량			감발율
최소 운전시간			2차연료사용여부(○,×)
최소 정지시간			* 구간은 끝점을 의미함

5. 공급가능용량 및 제약량, G/F 및 AGC 제공, 자체기동서비스 가능여부(수력양수는 공급가능용량에 최대용량제출)

구 분	D-1						D																								D +1
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
공급가능용량(Ait)
공급가능용량(TAi,t)
연료량(OFCA,EGW)
제약량
제약사유
운전대수
G/F 여부(○,×)
AGC 여부(○,×)
자체기동가능(○,×)

6. 특기사항(급전운영 참고사항):

7. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

8. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

ㅇ 발전입찰서(최초) 서식 변경

ㅇ 발전입찰서(변경) 서식 변경

5	자기제약발전(GSCON) 정산시 허용오차 적용(안)

현 행	개 정 안	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 [중략] ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 발전사업자의 요청에 의해 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기의 변동비와 MP 중 작은 값으로 정산한다. 즉, PSEi,t ≥ MGOi,t이면, GSCONi,t = 0 그렇지 않으면, GSCONi,t = Min (MPGSi,t, SCGSi,t) 여기서, MPGSi,t = MPi,t × [Min{MGOi,t, RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)}- Min(PSEi,t, RAi,t, FCAi,t)] × 1,000 SCGSi,t = QPCi × [{Min(MGOi,t, RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t))}2 - {Min(PSEi,t, RAi,t, FCAi,t)}2] + LPCi × [{Min(MGOi,t, RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t))} - {Min(PSEi,t, RAi,t, FCAi,t)}] + NLPCi × GSCONFi,t GSCONFi,t : 발전사업자 제약발전 여부표시기로써 PSEi,t = 0이며, MGOi,t >0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 GSCONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 - 이하생략 - - 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 GT모드 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다.<개정 2011.6.30, 2012.12.31> 즉, Max(PSEi,t, MEGWi,t) ≥ MGOi,t 이면, SCONi,t = 0 그렇지 않으면, SCONi,t = Max (SCCONi,t, MPCONi,t) 여기서 , SCCONi,t = QPCi × [Min(MGOi,t, RAi,t+ε)2 - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)}2] + LPCi × [Min(MGOi,t, RAi,t+ε) - {Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)}] + NLPCi × CONFi,t MPCONi,t = MPi,t × [Min(MGOi,t, RAi,t+ε) - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t)}] × 1,000 CONFi,t : 계통 제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 단, 규칙 제12.10조의 적용을 받는 발전사업자가 초기입찰한 MEGWi,t > 0이고, 제약사유코드가 7인 열병합발전기의 경우는 다음과 같다. <개정 2009.12.31> PSEi,t ≤ MEGWi,t 이고, MGOi,t > {Max(PSEi,t, MEGWi,t) + ε}이면, CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 - 이하생략 -	[별표2] 정산기준 [중략] ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 발전사업자의 요청에 의해 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기의 변동비와 MP 중 작은 값으로 정산한다. 즉, PSEi,t ≥ MGOi,t이면, GSCONi,t = 0 그렇지 않으면, GSCONi,t = Min (MPGSi,t, SCGSi,t) 여기서, MPGSi,t = MPi,t × [Min{MGOi,t, RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε)}- Min(PSEi,t, RAi,t, FCAi,t)] × 1,000 SCGSi,t = QPCi × [{Min(MGOi,t, RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε))}2 - {Min(PSEi,t, RAi,t, FCAi,t)}2] + LPCi × [{Min(MGOi,t, RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε))} - {Min(PSEi,t, RAi,t, FCAi,t)}] + NLPCi × GSCONFi,t GSCONFi,t : 발전사업자 제약발전 여부표시기로써 PSEi,t = 0이며, MGOi,t >0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 GSCONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 - 이하생략 - - 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 GT모드 변동비와 MP 중 큰 값으로 정산한다.<개정 2011.6.30, 2012.12.31> 즉, Max(PSEi,t, MEGWi,t) ≥ MGOi,t 이면, SCONi,t = 0 그렇지 않으면, SCONi,t = Max (SCCONi,t, MPCONi,t) 여기서 , SCCONi,t = QPCi × [Min(MGOi,t, RAi,t+ε)2 - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε)}2] + LPCi × [Min(MGOi,t, RAi,t+ε) - {Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε))}] + NLPCi × CONFi,t MPCONi,t = MPi,t × [Min(MGOi,t, RAi,t+ε) - Min{RAi,t, FCAi,t, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε)}] × 1,000 CONFi,t : 계통 제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고, PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 단, 규칙 제12.10조의 적용을 받는 발전사업자가 초기입찰한 MEGWi,t > 0이고, 제약사유코드가 7인 열병합발전기의 경우는 다음과 같다. <개정 2009.12.31> PSEi,t ≤ MEGWi,t 이고, MGOi,t > {Max(PSEi,t, MEGWi,t) + ε}이면, CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0 - 이하생략 - 부 칙 (2014. 11. 3) 제1조(자기제약발전 정산시 허용오차 적용에 대한 경과조치) 자기제약발전 정산시 허용오차 적용을 위한 별표2 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다.	ㅇ +ε만큼 GSCON으로 정산 ㅇ GSCON에서 추가정산한 +ε만큼 SCON에서 제외

6	자율제재금 부과기준 변경(안)

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제6.4.6조(자율제재금의 부과기준과 금액결정) ① 자율제재금 부과를 위한 기준금액은 위반행위의 용태 및 효과를 종합적으로 고려한 다음의 표(이하 ‘자율제재금 부과기준표’)에 의한다.

<자율제재금 부과기준표>

위반행위의 효과 위반자의 용태	단순한 규정위반 또는 경미한 법익 침해	다른 사업자나 소비자의 중요한 법익 침해	전력계통 교란 등 사회적 물의야기
단순한 주의태만	1천만원 이내	5천만원 이내	2억원 이내
중과실에 의한 위반	5천만원 이내	1억원 이내	5억원 이내
고의에 의한 위반	1억원 이내	3억원 이내	10억원 이내

② (이하 생략)

제6.4.6조(자율제재금의 부과기준과 금액결정) ① 자율제재금 부과를 위한 기준금액은 위반행위의 용태 및 효과를 종합적으로 고려한 다음의 표(이하 ‘자율제재금 부과기준표’)에 의한다.

<자율제재금 부과기준표>

위반행위의 효과 위반자의 용태	단순한 규정위반 또는 경미한 법익 침해	다른 사업자나 소비자의 중요한 법익 침해	전력계통 교란 등 사회적 물의야기
단순한 주의태만	2천만원 이내	5천만원 이내	2억원 이내
중과실에 의한 위반	5천만원 이내	1억원 이내	5억원 이내
고의에 의한 위반	1억원 이내	3억원 이내	10억원 이내

② (이하 생략)

부  칙 (2014. 11. 3)

제1조(자율제재금 부과기준 변경 적용에 대한 경과조치) 자율제제금 부과기준 변경을 위한 제6.4.6조 1항 개정사항은 2015년 7월 1일부터 시행한다.

ㅇ 제재수준 강화로 규칙 준수 확립

7	석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄 저장조 잔여탄 소진을 위한 병해지연 허용(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 2] 정산기준 1) 병입 및 병해 지연 ② 병해지연 발전사업자가 전력거래소로부터 병해 시간을 지시 받고, 실제 병해 시간이 지시받은 시간 보다 늦을 경우, 지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉 MGOi,m= 0 해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다. [eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m] [별표 4] 입찰운영절차 7.11.6 제약코드는 제약운전을 식별하기 위한 번호로서, 제약유형과 제약사유를 나타내는 번호를 조합하여 2자리 숫자로 표시한다. <개정 2009.12.31> ․ 첫째자리 : 1 하한제약, 2 고정출력, 3 상한제약 ․ 둘째자리 : 0 제약해제, 1 열공급, 2 연료의무사용, 3 시운전, 4 성능시험, 5 자체시험, 6 기타, 7 전력산업기반기금지원대상발전기 열공급, 8 신설	[별표 2] 정산기준 1) 병입 및 병해 지연 ② 병해지연 발전사업자가 전력거래소로부터 병해 시간을 지시 받고, 실제 병해 시간이 지시받은 시간 보다 늦을 경우, 지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉 MGOi,m= 0 해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다. [eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m] 단, 석탄화력 발전기 계획예방정비 병해 시 석탄저장조 잔여탄 소진을 목적으로 병해지연이 발생하는 경우, 병해지시 시간 이후 1시간 이내만 병해지연에서 제외하며 해당시간 PSE는 다음과 같다. PSEi,t=0 [별표 4] 입찰운영절차 7.11.6 제약코드는 제약운전을 식별하기 위한 번호로서, 제약유형과 제약사유를 나타내는 번호를 조합하여 2자리 숫자로 표시한다. <개정 2009.12.31> ․ 첫째자리 : 1 하한제약, 2 고정출력, 3 상한제약 ․ 둘째자리 : 0 제약해제, 1 열공급, 2 연료의무사용, 3 시운전, 4 성능시험, 5 자체시험, 6 기타, 7 전력산업기반기금지원대상발전기 열공급, 8 석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄 소진 부 칙 (2014. 11. 3) 제1조(석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 병해지연 허용에 대한 경과조치) 석탄화력 계획예방정비 병해시 석탄저장조 잔여탄소진을 위한 병해지연 허용을 위한 별표2 및 별표4 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다.	ㅇ병해지연 예외항목 추가 ㅇ석탄화력 계획예방정비 시 저장조 잔여탄 소진을 위한 병해지연을 명시하기 위해 제약코드 신설

8	병입・병해시 허용시간 신설(안)

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별표 2] 정산기준

1. 전력량에 대한 정산

가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26>

~ 중 략 ~

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

~ 중 략 ~

CONFi,t : 계통 제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고,  PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0

<신설>

[별표 2] 정산기준

1. 전력량에 대한 정산

가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26>

~ 중 략 ~

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

~ 중 략 ~

CONFi,t : 계통 제약발전 여부 표시기로서 PSEi,t = 0이며, MGOi,t > 0이고,  PSEi,t ≥ MEGWi,t이면 CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0

여기서, CONFi,t = 1인 경우 해당 거래시간에 발전기의 병입 또는 병해가 발생 시, 병입 거래시간이 지시받은 거래시간보다 빠르거나 병해 거래시간이 지시받은 거래시간보다 느린 경우 CONFi,t = 0 으로 조정한다.

ㅇ 조기병입, 병해지연 시 해당 거래시간 무부하비용(NLPC) 제외

11. 기타정산

다.  발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙<개정 2010.6.30>

1) 병입 및 병해 지연

① 병입지연

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간 보다  늦을 경우,  지연이 발생한 거래시간의 변경 공급가능용량(RAi,t)은 계량된 전력량으로 조정한다. 즉

ARAi,t =  MGOi,t

여기서,

ARAi,t : 조정된 변경 공급가능용량

② 병해지연

발전사업자가 전력거래소로부터 병해 시간을 지시 받고, 실제 병해 시간이 지시받은 시간 보다  늦을 경우,  지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉 MGOi,m= 0

해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]

2) 조기 병입 및 병해

① 조기 병입

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간보다 빠른 경우,  빨리 병입한 시간 동안에는 계량된 전력량(MGOi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉

MGOi,m = 0

해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]

② 조기 병해

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병해 시간을 지시 받고, 실제 계통병해 시간이 지시받은 시간 보다  빠른 경우,  빨리 병해한 시간 동안에는 변경 공급가능용량(RAi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉,

RAi,m= 0

해당 거래시간의 재선언공급가능용량(ARAi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm ARA_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 RA_i,m]

3) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 <개정 2010.6.30>

11. 기타정산

다.  발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙<개정 2010.6.30>

1) 병입 및 병해 지연

① 병입지연

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우,  지연이 발생한 거래시간의 변경 공급가능용량(RAi,t)은 계량된 전력량으로 조정한다. 즉

ARAi,t =  MGOi,t

여기서,

ARAi,t : 조정된 변경 공급가능용량

② 병해지연

발전사업자가 전력거래소로부터 병해 시간을 지시 받고, 실제 병해 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 늦을 경우, 지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉 MGOi,m= 0

해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]

2) 조기 병입 및 병해

① 조기 병입

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠른 경우,  빨리 병입한 시간 동안에는 계량된 전력량(MGOi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉

MGOi,m = 0

해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]

② 조기 병해

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병해 시간을 지시 받고, 실제 계통병해 시간이 지시받은 시간의 허용시간 범위를 초과하여 빠른 경우,  빨리 병해한 시간 동안에는 변경 공급가능용량(RAi,m)을 “0”으로 조정한다. 즉,

RAi,m= 0

해당 거래시간의 재선언공급가능용량(ARAi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm ARA_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 RA_i,m]

3) 병입 및 병해 지연, 조기 병입 및 병해 시 허용시간

구 분	LNG, 유류	석탄
병입·병해 허용시간(δ)	±5분	±10분

4) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 <개정 2010.6.30>

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 기준 설정

12. 급전지시량 산정절차

라. 병입지연

급전원은 병입지연 발생시 병입하도록 지시한 시각과 실제 병입시각을 분 단위까지 기록한다.

만일, SDFi,t = 0 이면, 해당 거래시간의 ARAi,t = RAi,t

SDFi,t = 1 이면, 병입지연 거래시간의 ARAi,t = MGOi,t

여기서,

SDFi,t : 병입지연 발생 표시기

마. 병해지연

급전원은 병해지연 발생시 병해 하도록 지시한 시각과 실제 병해시각을 분 단위까지 기록한다.

만일, DSDFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t

DSDFi,t = 1 이면, 병해지연 시간의 MGOi,m = 0

AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m

여기서,

DSDFi,t : 병해지연 발생 표시기

병해 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 평균하여 산정한다.

바. 조기병입

급전원은 조기병입 발생시 병입하도록 지시한 시각과 실제 병입 시각을 분 단위까지 기록한다.

만일, ESFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t

ESFi,t = 1 이면, 조기병입 시간의 MGOi,m = 0

AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m

여기서,

ESFi,t : 조기병입 발생 표시기

병입 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 산정한다.

사. 조기병해

급전원은 조기병해 발생시 병해 하도록 지시한 시각과 실제 병해 시각을 분 단위까지 기록한다.

만일, EDSFi,t = 0 이면,  ARAi,t = RAi,t

EDSFi,t = 1 이면, 조기 병해한 시간동안의 RAi,m = 0

ARAi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] RAi,m

여기서, EDSFi,t 는 조기병해 발생표시기

12. 급전지시량 산정절차

라. 병입지연

급전원은 병입지연 발생시 병입하도록 지시한 시각과 실제 병입시각을 분 단위까지 기록하며  허용시간 이내 병입 시 SDFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 SDFi,t = 1로 한다.

만일, SDFi,t = 0 이면, 해당 거래시간의 ARAi,t = RAi,t

SDFi,t = 1 이면, 병입지연 거래시간의 ARAi,t = MGOi,t

여기서,

SDFi,t : 병입지연 발생 표시기

마. 병해지연

급전원은 병해지연 발생시 병해 하도록 지시한 시각과 실제 병해시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 병해 시 DSDFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 DSDFi,t = 1로 한다.

만일, DSDFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t

DSDFi,t = 1 이면, 병해지연 시간의 MGOi,m = 0

AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m

여기서,

DSDFi,t : 병해지연 발생 표시기

병해 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 평균하여 산정한다.

바. 조기병입

급전원은 조기병입 발생시 병입하도록 지시한 시각과 실제 병입 시각을 분 단위까지 기록하며  허용시간 이내 병입 시 ESFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 ESFi,t = 1로 한다.

만일, ESFi,t = 0 이면, AMGOi,t = MGOi,t

ESFi,t = 1 이면, 조기병입 시간의 MGOi,m = 0

AMGOi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] MGOi,m

여기서,

ESFi,t : 조기병입 발생 표시기

병입 해야할 바로 직전까지의 시간(단위 : 분) 동안의 계량실적은 거래시간의 계량값의 산술평균값을 기준으로 산정한다.

사. 조기병해

급전원은 조기병해 발생시 병해 하도록 지시한 시각과 실제 병해 시각을 분 단위까지 기록하며 허용시간 이내 병해 시 EDSFi,t = 0, 허용시간 초과 병입지연 시 EDSFi,t = 1로 한다.

만일, EDSFi,t = 0 이면,  ARAi,t = RAi,t

EDSFi,t = 1 이면, 조기 병해한 시간동안의 RAi,m = 0

ARAi,t = [eqn: SUM from { {m}=1} to 60] RAi,m

여기서, EDSFi,t 는 조기병해 발생표시기

부  칙 (2014. 11. 3)

제1조(병입·병해시 허용오차 신설에 대한 경과조치) 병입·병해시 허용오차 신설을 위한 별표2 개정사항은 2015년 1월 1일부터 시행한다.

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 반영

ㅇ 허용시간 범위 반영