15-1차 전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 규칙개정 목록

번호	안 건 명
1	배출권거래비용 정산을 위한 규칙개정(안)
2	수요반응자원의 전력부하감축량 평가 및 입찰방법 개선(안)
3	전력거래가격 상한에 관한 고시 제정에 따른 규칙개정(안)
4	예방정비 일정조정에 대한 정산기준 변경(안)
5	발전기 정지계획 수립일정 조정(안)
6	휴전업무절차 간소화(안)

Ⅱ. 안건 내용

□ 배출권 거래비용 정산을 위한 규칙개정안

가. 개정 취지

□ 배출권거래제 시행*(‘15. 1)에 따라 발전부문에 “배출권거래비용**”이 발생하여 전력시장에 참여하는 발전기에 추가적으로 발전비용이 증가

* 온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률 (‘13. 3. 13)

** 온실가스 감축 규제에 따른 추가적인 발전비용으로 변동비적 성격임

□ 배출권 할당대상 발전사업자의 온실가스 감축의무 이행에 따른 배출권거래비용 정산체계 마련 필요

ㅇ 배출권거래비용에 따른 전력시장가격 영향을 최소화하기 위해 기존의 변동비에 포함하지 않고 별도 정산체계 마련

나. 개정 내용

□ 배출권 거래비용 정산을 위한 규정 신설

ㅇ 배출권 거래비용의 자료제출 기준 신설(제2.1.1.4조)

ㅇ 배출권 거래비용 기준가격 결정기준 신설(제2.4.5조)

ㅇ 발전사업자의 배출권거래비용에 대한 지급금 정산기준 신설      (제4.2.1.4조, 별표 2.0)

ㅇ 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자의 배출권거래비용에 대한 정산원칙 및 기준 신설(제4.2.2.4조, 제4.2.3.4조, 제4.2.4.4조, 별표 2.0)

□ 배출권 거래비용 정산을 위한 규정 변경

ㅇ 직접구매자 및 구역전기사업자의 재정보증 변경(제3.4.1조, 제3.4.3조)

ㅇ 정산통지서, 청구서 및 청구요청서의 별지 개정(별지 39~41호)

□ 수요반응자원의 전력부하감축량 평가 및 입찰방법 개선안

가. 개정 취지

□ 급전지시에 의한 수요감축 지시시간 기준(15분 단위)과 감축량 산정시간 기준(정시)이 달라 정확한 감축량 산정이 어려움

ㅇ 현 감축량 산정시간 기준을 감축지시 시간단위에 맞춰 변경 필요

□ 현재 수요관리사업자가 입찰할 경우 수요반응자원을 구성하는 전체 참여고객의 전기사용량 조정이 가능할 경우에만 참여가능

ㅇ 수요반응자원을 구성하는 참여고객 중 일부를 선택하여 전력시장에 입찰할 수 있도록 개정하여, 시장 활성화 필요

□ 전력시장 입찰에 따른 감축일이 비정상근무일*에 포함되어, 기준부하(CBL)가 지속적으로 높게 평가되는 문제가 있어 개선 필요

* 비정상근무일은 기준부하(CBL) 산정에서 제외

ㅇ 정상적인 생산량 감소에 따른 전력수요 절감분을 전력시장에 입찰할 경우에 대비하여, 입찰에 따른 감축일은 CBL 산정 포함

나. 개정 내용

□ 전력부하감축량 평가 시 수요자원의 감축량 산정 거래시간단위 변경 (제12.5.2.3조 ②항)

ㅇ (현행) 거래시간대(00분~00분, 1시간)별 산정

ㅇ (개정) 감축시작 및 종료시각에 따라 감축량 산정 시간 달리 적용

	개정 전(kW)				개정 후(kW)
	15분	30분	45분	60분	15분	30분	45분	60분
CBL (A)	100	100	100	100			100	100
사용전력량 (B)	150	150	50	50			50	50
전력부하감축용량 (A)-(B)	- 50	- 50	50	50			50	50
전력부하감축량 합계	0 kWh				25 kWh

□ 참여고객 중 일부를 선택하여 입찰할 수 있도록 수요반응자원 입찰서의 내용 및 전력부하감축거래량 평가기준 변경 (제12.4.2.3조 ①항 및 제12.5.2.4조 ②항)

ㅇ (현행) 수요반응자원을 구성하는 모든 수요반응참여고객을 대상으로 입찰 및 전력부하감축량 평가

ㅇ (개정) 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객 중 일부를 대상으로 입찰 및 전력부하감축량 평가

□ 전력시장 입찰에 따른 감축량 평가 시 고객기준부하 산정에 있어 입찰에 따른 감축일을 포함하여 산정하도록 기준 변경(별표 28의 제3.1.1조, 제3.2.1조)

ㅇ (현행) 급전지시 및 입찰에 따른 감축량 평가 시 감축일을 비정상근무일로 처리하여 고객기준부하(CBL) 산정에서 제외

ㅇ (개정) 입찰에 따른 전력부하감축량 평가 시 감축일을 정상근무일로 처리하여 고객기준부하(CBL) 산정에 포함

□ 전력거래가격 상한에 관한 고시 제정에 따른 규칙개정안

가. 개정 취지

□ 전력시장 정산상한가격에 대한 상위법령 규정 제정에 따라, 현 전력시장운영규칙에서의 정산상한가격 관련 규정 변경 필요

* 전기사업법 제33조(전력거래의 가격 및 정산) 개정(2014.5.20.) 및 ‘전력거래가격 상한에 관한 고시’(산업부 고시 제2015-2호) 공고(2015.1.7.)

□ ‘13년 도입한 정산상한가격은 규칙에 2년간 적용하는 일몰제(‘13.3.1~’15.2.28)로 규정되어 있어, 상위법령에 맞춰 개정 필요

ㅇ “전력거래가격 상한에 관한 고시”에서는 공포 즉시 시행하고, 적용기한을 명시하지 않고 있어 상시 적용하는 것으로 규정하고 있음

나. 개정 내용

□ 부칙(2013.2.28.) 제2조(적용기간) 수정

ㅇ (현 행) 제2.4.4조의 정산상한가격은 2013년 3월 1일부터 2년간 적용한다.

ㅇ (개 정) 제2.4.4조의 정산상한가격은 2013년 3월 1일부터 적용한다.

□ 예방정비 일정조정에 대한 정산기준 변경안

가. 개정 취지

□ 시간대별 용량가격 차등 취지에 부합하는 예방정비 일정 변경에 대한 정산기준 변경

* 14-4차 규칙개정 사항 “시간대별용량가격계수(TCF) 산정기준 변경”에 따른 예방정비 일정변경에 대한 정산기준 보완

□ 현행 정산기준의 월별 TCF 평균값 비교를 통한 추가용량정산금 지급은 시간대별 용량가격 차등 취지와 부합하지 않는 상황 발생

ㅇ 평일과 공휴일간의 일정 변경, 예방정비 기간의 축소·확대 등 월별 TCF 평균의 비교와는 부합하지 않는 추가용량정산금 지급 사례 존재

*  (사례) : 평일에서 공휴일로 예방정비일정 변경

조정 전 예방정비일정	조정 후 예방정비일정
5/11∼5/12 (월,화)	7/11∼7/12 (토,일)
기간 중 TCF합계 : 17.6	기간 중 TCF합계 : 5.6
5월 TCF평균 : 0.2	7월 TCF평균 : 1.3

나. 개정 내용

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

ㅇ (현행) 시간대별용량가격계수가 낮은 월에서 높은 월로 예방정비 일정이 변경된 경우에만 추가용량정산금(ACP) 지급

ㅇ (개정) 시간대별용량가격계수가 낮은 기간에서 높은 기간으로 예방정비 일정이 변경된 경우 추가용량정산금(ACP) 지급

* 예방정비 조정 전·후 기간의 TCF합을 비교하여 일정 조정에 의한 추가용량정산금 지급 여부 판단

□ 발전기 정지계획 수립일정 조정안

가. 개정 취지

□ 정부승인 차액계약의 인가신청 시점을 고려하여, 현 발전기정지계획 수립 일정 조정이 필요

□ 차액계약 인가신청 시 연간발전기 정지계획을 반영한 계약전력량 제출이 필요하므로, 연간발전기 정지계획을 차액계약 인가신청 이전 확정 필요

ㅇ 현재 연간 발전기정지계획은 규칙에 따라 10월말에 최종 확정하므로 차액계약 인가신청 기한(9월말) 고려 시, 연간발전기정지계획을 반영하여 인가신청을 할 수 없음

나. 개정 내용

□ [별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 개정

ㅇ 발전기정지계획 수립일정을 차액계약 인가 신청 시점에 맞도록 1개월 단축

구 분	현행	개정	비 고
접 수	5월말	4월말	1개월 단축 (계약연도 3개월 전 9월까지 인가신청 필요)
최초통보	7월말	6월말
이견접수	8월말	7월말
최종통보	10월말	9월말

□ 휴전업무절차 간소화안

가. 개정 취지

□ 송변전설비 휴전업무 처리절차 중 전기사업자가 향후 3개월간의 휴전계획을 거래소에 제출하는 절차를 폐지하여 업무효율성 향상 도모

□ 전력계통 안정운영에 영향을 주지 않는 설비 휴전은 전기사업자에게 위임하여 회원사 불편을 해소

ㅇ 발전소 154kV 변압기 휴전작업은 승인사항에서 통보사항으로 변경

□ 돌발상황 발생 등으로 인하여 긴급휴전이 필요할 경우 승인권한을 현 중앙전력관제센터에서 관제센터로 변경하여 중부관제센터 및 제주관제센터의 긴급휴전 권한 명시

나. 개정 내용

□ 송전사업자 휴전계획 제출절차 변경 (제5.9.1조 ②항, 제5.9.2조 ③항)

ㅇ (현행) 송전사업자는 1개월간의 월간휴전계획과 중요설비(345kV 이상 송전선로 및 모선 등)에 대한 익월 이후 3개월간의 휴전계획 제출

ㅇ (개정) 송전사업자는 1개월간의 월간휴전계획을 거래소에 제출

* 중요설비 3개월간 휴전계획 제출을 폐지하여, 월간휴전계획 제출로 일원화

□ 발전소 154kV 변압기 휴전작업 승인 변경 (별표 18. 8.2.3)

ㅇ 승인사항에서 통보사항으로 변경

□ 돌발상황 발생시 긴급휴전 승인권한 명확화 (별표 18. 8.5.6.2, 8.6.3, 8.7.7)

ㅇ 중앙전력관제센터에서 관제센터(중앙전력, 중부, 제주관제센터)로 변경

붙임: 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

<붙임> 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

□ 배출권 거래비용 정산을 위한 규칙개정안

현          행

개          정 (안)

개 정 사 유

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

1~73. (생략)

74. (신설)

75. (신설)

76. (신설)

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

1~73. (현행과 같음)

74. “배출권 할당대상 발전사업자”라 함은 온실가스 배출권의 할당 및 거래에 관한 법률(이하 “배출권거래법”이라 한다) 제8조 제1항 제1호로 지정된 배출권 할당대상업체 중 전력시장에 참여하는 발전사업자를 말한다.

75. “배출권거래비용”이라 함은 할당대상 발전사업자가 발전기를 운전하여 온실가스를 배출하고 온실가스감축목표를 달성하기 위해 지출한 비용을 말한다.

76. “배출권거래비용 기준가격”이라 함은 배출권거래비용 정산시 기준이 되는 가격을 말한다.

ㅇ 배출권거래비용관련 용어 정의

제2장 발전입찰 및 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제1관 발전비용의 결정

제2.1.1.1조~제2.1.1.3조 (생략)

제2.1.1.4조 (신설)

제2.1.1.4조

제2.1.1.5조(자료를 제출하지 아니한 경우의 조치) 제2.1.1.2조에서 정한 제출기일까지 발전비용 관련자료의 전부 또는 일부를 제출하지 아니하거나 허위자료를 제출한 경우에는 최근 1년 이내에 제출한 유효자료 중 가장 불리한 자료를 적용한다. 다만, 제2.1.1.2조에서 정한 자료의 제출기일까지 자료를 제출하지 아니하는 사유서를 제출하였을 경우에는 비용평가위원회에서 이를 심사할 수 있다.

제2.1.1.6조

제2.1.1.7조

제2.1.1.8조

제2.1.1.9조

제2장 발전입찰 및 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제1관 발전비용의 결정

제2.1.1.1조~제2.1.1.3조 (현행과 같음)

제2.1.1.4조(배출권거래비용의 자료제출) ① 배출권 할당대상 발전사업자는 배출권거래법 제2조의 계획기간 1개월 전까지 다음 각 호의 자료를 제출하여야 한다.

1. 배출권의 할당, 조정 및 취소에 관한 지침(이하 “배출권할당지침”이라 한다) 제2조의 기준연도(이하 “기준연도”라 한다)  온실가스 배출량

2. 기준연도 열판매량, 열생산량 및 전력판매량

② 배출권 할당 대상 발전사업자는 배출권거래법 제2조의 이행연도(이하 “이행연도”라 한다) 종료 후 차기년도 7월말일까지 다음 각 호의 자료를 제출하여야 한다.

1. 배출권거래법 제11조의 배출권 등록부 사본

2. 이행연도 온실가스 배출량

3. 이행연도 열판매량, 열생산량 및 전기판매량

제2.1.1.5조 (조번호 이동)

제2.1.1.6조(자료를 제출하지 아니한 경우의 조치) 제2.1.1.2조 및 제2.1.1.4조에서 정한 제출기일까지 발전비용 관련자료의 전부 또는 일부를 제출하지 아니하거나 허위자료를 제출한 경우에는 최근 1년 이내에 제출한 유효자료 중 가장 불리한 자료를 적용한다. 다만, 제2.1.1.2조 및 제2.1.1.4조에서 정한 자료의 제출기일까지 자료를 제출하지 아니하는 사유서를 제출하였을 경우에는 비용평가위원회에서 이를 심사할 수 있다.

제2.1.1.7조 (조번호 이동)

제2.1.1.8조 (조번호 이동)

제2.1.1.9조 (조번호 이동)

제2.1.1.10조 (조번호 이동)

ㅇ 배출권거래비용 정산을 위한 자료 요청

제2절 비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.1조~제2.2.1.3조의2 (생략)

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.6조, 제2.1.1.8조, 제2.1.1.9조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.2.5조, 제12.3.2.2조, 제12.3.5.1조, 제12.6.2.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다.

① 심의 및 의결사항

1.~19. (생략)

20. (신설)

제2절 비용평가위원회

제1관 구성 및 기능

제2.2.1.1조~제2.2.1.3조의2 (현행과 같음)

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.4조, 제2.1.1.7조, 제2.1.1.9조, 제2.1.1.10조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.2.5조, 제12.3.2.2조, 제12.3.5.1조, 제12.6.2.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다.

① 심의 및 의결사항

1.~18. (현행과 같음)

20. 배출권거래비용

ㅇ 비용평가위원회의 배출권거래비용관련 심의·조정·의결 사항 추가

제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정

제2.4.1조~제2.4.4조 (생략)

제2.4.5조 (신설)

제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정

제2.4.1조~제2.4.4조 (현행과 같음)

제2.4.5조(배출권거래비용 기준가격의 결정)① 전력거래소는 이행연도 종료 후 차기년도 9월 말일까지 이행연도의 배출권거래비용 기준가격을 결정한다.

② 배출권거래비용 기준가격은 배출권거래법 제12조에 따라 할당된 배출권(이하 “할당배출권”이라 한다)기준가격, 배출권거래법 제29조의 상쇄배출권 기준가격으로 구분하여 결정한다.

ㅇ 배출권거래비용 기준가격 종류 및 산정일정

제3장 전력의 거래

제4절  직접구매자 및 구역전기사업자의 재정보증

제3.4.1조(재정보증의 설정) ① 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력시장에 참여하여 거래를 하는 기간에는 전력거래소에 지속적으로 재정보증을 제공하여야 하며, 그 형태는 다음 각호의 1과 같다.

1. 현금 재정보증

2. 비현금 재정보증<개정 2005.1.21.>

② (신설)

②

③

④ 재정보증 기간은 매년 1월부터 12월까지의 전력거래에 대한 최초결제일부터 최종결제일의 익일까지로 한다.[신설 2013.4.30.]

⑤ (신설)

제3.4.2조

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① (신설)

① 재정보증금액은 직접구매자별 및 구역전기사업자별로 월 최대 전력구매대금을 해당월의 일수로 나누어 산출한 일평균 구매금액의 40배로 한다. 재정보증금액 = 월 최대 전력구매대금 / 해당월일수 × 40일 <개정 2010.11.30., 2013.4.30>

1.~3. <삭제 2010.11.30.>

② 제1항의 월 최대 전력구매대금은 다음 각호의 거래월별 값을 비교하여 가장 큰 값으로 한다. 단, 월 최대 전력구매대금이 0원 보다 적으면 0원으로 간주한다.[신설 2010.11.30.]<개정 2013.4.30.>

1. 제3.4.2조 제1항 및 제2항 제3호의 월별 예상구매량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값<개정 2013.4.30.>

2. 재정보증금액 통지기한 이전까지 거래월별 결제가 종료된 최근 12개월의 월별 결제금액<개정 2013.4.30.>

3. 제3.4.2조 제2항 제1호의 월별 전력사용량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값[신설 2013.4.30.]

③ (신설)

③ 전력거래소는 제1항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.<항번호변경 2010.11.30.><개정 2013.4.30.>

1. 직접구매자 및 구역전기사업자에게는 매년 12월 10일 이전까지. 단, 제3.3.1.1조 제3항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 거래개시 20일 전까지.<개정 2013.4.30.>

2. 직접구매를 하고자 하는 자 및 전력시장에서 전력을 구매하고자 하는 구역전기사업자에게는 거래개시 희망일 20일전까지.<개정 2005.1.21.>

제3.4.3조~제3.4.6조 (생략)

제3장 전력의 거래

제4절  직접구매자 및 구역전기사업자의 재정보증

제3.4.1조(재정보증의 설정) ① 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력시장에 참여하여 거래를 하는 기간에는 전력거래소에 지속적으로 다음 각 호의 재정보증을 별도로 제공한다.

1. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금을 제외한 대금지급을 위한 재정보증

2. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금 지급을 위한 재정보증

② 제 1항의 각 재정보증의 형태는 다음 각호의 1과 같다.

1. 현금 재정보증

2. 비현금 재정보증<개정 2005.1.21.>

③ (조번호 이동)

④ (조번호 이동)

⑤ 제1항 제1호의 재정보증 기간은 매년 1월부터 12월까지의 전력거래에 대한 최초결제일부터 최종결제일의 익일까지로 한다.[신설 2013.4.30.]

⑥ 제1항 제2호의 재정보증 기간은 매년 1월부터 12월까지의 최초 전력거래일로부터 해당 전력거래에 대한 배출권거래비용의 최종결제일 익일까지로 한다.

제3.4.2조 (현행과 같음)

제3.4.3조(재정보증금액 산정 및 통지) ① 다음 각 호의 재정보증금액은 구분하여 산정한다.

1. 전력거래대금 중 배출권거래비용 정산대금을 제외한 대금지급을 위한 재정보증

2. 전력거래대금 중 배출권거래비용  정산대금 지급을 위한 재정보증

② 제1항 제1호의 재정보증금액은 직접구매자별 및 구역전기사업자별로 월 최대 전력구매대금을 해당월의 일수로 나누어 산출한 일평균 구매금액의 40배로 한다. 재정보증금액 = 월 최대 전력구매대금 / 해당월일수 × 40일<개정 2010.11.30., 2013.4.30>

1.~3. <삭제 2010.11.30.>

③ 제1항 제1호의 월 최대 전력구매대금은 다음 각호의 거래월별 값을 비교하여 가장 큰 값으로 한다. 단, 월 최대 전력구매대금이 0원 보다 적으면 0원으로 간주한다.[신설 2010.11.30.]<개정 2013.4.30.>

1. 제3.4.2조 제1항 및 제2항 제3호의 월별 예상구매량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값<개정 2013.4.30.>

2. 재정보증금액 통지기한 이전까지 거래월별 결제가 종료된 최근 12개월의 월별 결제금액<개정 2013.4.30.>

3. 제3.4.2조 제2항 제1호의 월별 전력사용량에 전년도 평균정산단가를 곱한 값[신설 2013.4.30.]

④ 제1항 제2호의 금액은 배출계수, 조정계수 및 전년도 배출권 평균단가를 적용하여 산출한 연간 정산금액으로 한다.

재정보증금액 = Max(전년도 구매량, 연간 예상 구매량) × 배출계수 × (1 - 발전·에너지부문 배출권 할당 조정계수) × 전년도 배출권 평균단가

⑤ 전력거래소는 제2항, 제4항에 의해 설정된 재정보증금액을 다음 각호의 1의 기간 내에 통지해야 한다.<항번호변경 2010.11.30.><개정 2013.4.30.>

1. 직접구매자 및 구역전기사업자에게는 매년 12월 10일 이전까지. 단, 제3.3.1.1조 제3항의 규정에 의한 구역전기사업자는 산업통상자원부령이 정하는 거래기간의 거래개시 20일 전까지.<개정 2013.4.30.>

2. 직접구매를 하고자 하는 자 및 전력시장에서 전력을 구매하고자 하는 구역전기사업자에게는 거래개시 희망일 20일전까지.<개정 2005.1.21.>

제3.4.3조~제3.4.6조 (현행과 같음)

ㅇ 직접구매자 및 구역전기사업자의 배출권거래비용 정산을 위한 재정보증

제4장 계량과 정산 및 결제

제2절 정산

제1관	발전사업자에 대한 정산

제4.2.1.1조~제4.2.1.3조 (생략)

제4.2.1.4조 (신설)

제4.2.1.4조

제4장 계량과 정산 및 결제

제2절 정산

제1관	발전사업자에 대한 정산

제4.2.1.1조~제4.2.1.3조 (현행과 같음)

제4.2.1.4(배출권거래비용에 대한 지급금 정산) ① 전력거래소는 다음의 각호의 원인으로 발생한 배출권거래비용에 한하여 정산한다.

1. 발전연료의 사용으로 발생하는 온실가스 배출

2. 대기오염방지 설비 운영으로 발생하는 온실가스 배출

3. 그 외 발전소 운영에 따라 발생하는 온실가스 직접배출

4. 양수동력을 위해 사용되는 전기소비로 인한 온실가스 간접배출

② 부생가스발전, PPA 계약발전 및 자가용발전은 배출권거래비용 정산에서 제외한다.

③ 그 밖에 배출권거래비용의 정산에 관한 구체적인 사항은 비용위원회에서 정한 바에 따른다.

제4.2.1.5조 (조번호 이동)

ㅇ 발전사업자의 배출권거래비용 정산범위

제2관 판매사업자에 대한 정산

제4.2.2.1조~제4.2.2.3조 (생략)

제4.2.2.4조 (신설)

제2관 판매사업자에 대한 정산

제4.2.2.1조~제4.2.2.3조 (현행과 같음)

제4.2.2.4조 (배출권거래비용에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 배출권거래비용에 대한 정산금액은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 판매사업자가 구매한 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

ㅇ 판매사업자의 배출권거래비용 정산기준

제3관 직접구매자에 대한 정산

제4.2.3.1조~제4.2.3.3조 (생략)

제4.2.3.4조 (신설)

제3관 직접구매자에 대한 정산

제4.2.3.1조~제4.2.3.3조 (현행과 같음)

제4.2.3.4(배출권거래비용에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 배출권거래비용에 대한 정산금액은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 직접구매자가 구매한 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

ㅇ 직접구매자의 배출권거래비용 정산기준

제4관	구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산

제4.2.4.1조~제4.2.4.3조 (생략)

제4.2.4.4조 (신설)

제4관	구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산

제4.2.4.1조~제4.2.4.3조 (현행과 같음)

제4.2.4.4조(배출권거래비용에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 배출권거래비용에 대한 정산금액은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 구역전기사업자가 구매한 거래량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

ㅇ 구역전기사업자의 배출권거래비용 정산기준

<신 설>

부 칙(2015.0.0)

제1조(시행일) 이 규칙은 2015년 0월 0일부터 시행한다.

제2조(배출권거래비용에 관한 개정규정 적용례)

① 이 규칙 중 배출권거래비용에 관한 개정 규정은 2015년 1  월 1일 배출권 거래분부터 적용한다.

② 제3.4.3조 제4항의 재정보증금액 산정식 중 전년도 배출권 평균단가는 2015년에 한하여 거래개시 희망일 1개월 전까지의 배출권 평균단가를 적용한다.

[별표1] 기호 및 변수의 정의

<신 설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ETPg	배출권거래비용 정산금 (Emission Trading Payment)	원	발전사업자의 배출권거래비용에 대한 연간 정산금
NT	1개월간 거래시간 (Number of Trading periods in a month)	Hr	1개월 동안 전력시장 거래시간
TETPi,t	시간대별 배출권거래비용 총 정산금 (Total Emission Trading Payment)	원	발전기의 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금
TETSCk,t	직접구매자의 배출권거래비용 정산금 (Total Emission Trading Settlement for Consumer)	원	직접구매자가 부담해야할 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금
TETSLd,t	구역전기사업자의 배출권거래비용 정산금 (Total Emission Trading Settlement for Local sales company)	원	구역전기사업자가 부담해야할 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금
TETSSt	판매사업자의 배출권거래비용 정산금 (Total Emission Trading Settlement for Sales company)	원	판매사업자가 부담해야할 거래시간대별 배출권거래비용에 대한 정산금

ㅇ 기호 및 변수 신설

[별표2] 정산기준

[목차]

I. 발전사업자에 대한 정산

1.~9. (생략)

10. (신설)

10.~13. (생략)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. (신설)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. (신설)

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. (신설)

[별표2] 정산기준

[목차]

I. 발전사업자에 대한 정산

1.~9. (현행과 같음)

10. 배출권거래비용에 대한 정산

11.~14. (조번호 이동)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1.~3. (현행과 같음)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1.~3. (현행과 같음)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

I. 발전사업자에 대한 정산

1.~9. (생략)

10. (신설)

10.~13. (생략)

I. 발전사업자에 대한 정산

1.~9. (현행과 같음)

10. 배출권거래비용에 대한 정산

발전사업자의 배출권거래비용은 비용위원회에서 정한 배출권거래비용을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 발전기에 적용한다. 즉,

[eqn: TETP _{i,t} =ETP _{g} TIMES {1} over {NT} TIMES {sum _{t} ^{} MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} MGO _{i,t}}]

(단, 배출권거래비용 정산 대상발전기에 적용한다)

[eqn: TETP _{i,t}](Total Emission Trading payment) : 거래시간별로 적용된 배출권거래비용에 대한 정산금

[eqn: ETP _{g}](Emission Trading payment) : g 발전사업자의 배출권거래비용에 대한 정산금

[eqn: NT](Number of Trading periods in a month) : 1개월 동안의 거래시간

[eqn: sum _{t} ^{} MGO _{i,t}] : g 발전사업자 i 발전기의 연간 계량전력량의 합

[eqn: sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} MGO _{i,t}] : g 발전사업자의 연간 계량전력량의 합

11.~14. (번호 이동)

ㅇ 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 산정방안

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. (신설)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1.~3. (현행과 같음)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 배출권거래비용은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 직접구매자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 적용한다.

[eqn: TETSC _{k,t} `= LEFT ( sum _{g} ^{} ETP _{g} RIGHT ) TIMES {1} over {NT} TIMES {sum _{t} ^{} PEC _{k,t}} over {sum _{t} ^{} TET _{t}}]

여기서,

[eqn: TETSC _{k,t} `](Total Emission Trading Settlement for Consumer) : 직접구매자k가 부담해야할  거래시간별 배출권거래비용에 대한 정산금

[eqn: sum _{g} ^{} ETP _{g}] : 발전사업자의 배출권거래비용에 대한 총 정산금

[eqn: sum _{t} ^{} TET _{t}] : 전력시장의 연간 총전력거래량

[eqn: sum _{t} ^{} PEC _{k,t}] : 직접구매자k의 연간 총유효구매전력량

ㅇ 직접구매자의 배출권거래비용 정산금 산정방안

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. (신설)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1.~3. (현행과 같음)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 배출권거래비용은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 판매사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 적용한다.

[eqn: TETSS _{t} `= LEFT ( sum _{g} ^{} ETP _{g} RIGHT ) TIMES {1} over {NT} TIMES {sum _{t} ^{} TET _{t} - sum _{d} ^{} sum _{t} ^{} PEL _{d,t} - sum _{k} ^{} sum _{t} ^{} PEC _{k,t}} over {sum _{t} ^{} TET _{t}}]

여기서,

[eqn: TETSS _{t}](Total Emission Trading Settlement for Sales company) : 판매사업자가 부담해야할 거래시간별 배출권거래비용에 대한 정산금

[eqn: sum _{d} ^{} sum _{t} ^{} PEL _{d,t}] : 구역전기사업자의 연간 총유효구매전력량

[eqn: sum _{k} ^{} sum _{t} ^{} PEC _{k,t}] : 직접구매자의 연간 총유효구매전력량

ㅇ 판매사업자의 배출권거래비용 정산금 산정방안

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. (신설)

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

1.~3. (생략)

4. 배출권거래비용에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 배출권거래비용은 발전사업자의 배출권거래비용 정산금 총액에서 구역전기사업자가 구매한 전력량 비율을 곱한 금액을 익월 거래시간별로 균등 배분하여 적용한다.

[eqn: TETSL _{d,t} `= LEFT ( sum _{g} ^{} ETP _{g} RIGHT ) TIMES {1} over {NT} TIMES {sum _{t} ^{} PEL _{d,t}} over {sum _{t} ^{} TET _{t}}]

여기서,

[eqn: TETSL _{d,t}](Total Emission Trading Settlement for Local sales company) : 구역전기사업자d가 부담해야할 거래시간별 배출권거래비용에 대한 정산금

[eqn: sum _{t} ^{} PEL _{d,t}] : 구역전기사업자d의 연간 총유효구매전력량

ㅇ 구역전기사업자의 배출권거래비용 정산금 산정방안

[별지 제39호서식]

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금 과세분 면세	원원
12 용량정산금 과세분 면세	원원
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세 비과세분 133 (신설) 과세분 면세 비과세분 134 (신설) 과세분 면세 비과세분	원원원원원원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금	KWh 원 원
15 예비력불이행 환수금	원
16 수수료	원
17 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
18 채무불이행 연체이자	원
19 의무이행비용 정산금	원
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 위약금	원
23 기타 정산금	원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 520-350

[별지 제39호서식]

전력거래 정산금(시장정산금-차액정산금)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 전력량정산금 과세분 면세	원원
12 용량정산금 과세분 면세	원원
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세 비과세분	원원원원원원원원원원원원
14 양수동력 정산금 양수동력 사용 전력량 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금	KWh 원 원
15 예비력불이행 환수금	원
16 수수료	원
17 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
18 채무불이행 연체이자	원
19 (삭제)
2. 차액정산금	원
21 차액금액	원
22 위약금	원
23 기타 정산금	원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 520-350

ㅇ 배출권거래비용 항목 추가

[별지 제40호서식]

청구금액(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 (신설) 134 (신설)
14 양수정산금 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금
15 예비력불이행 환수금
16 수수료 161 전력거래수수료 162 연회비
17 전력산업기반기금
18 채무불이행 연체이자
19 의무이행비용 정산금
2. 차액정산금 과세분 비과세분

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 520-350

[별지 제40호서식]

청구금액(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분
14 양수정산금 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금
15 예비력불이행 환수금
16 수수료 161 전력거래수수료 162 연회비
17 전력산업기반기금
18 채무불이행 연체이자
19 (삭제)
2. 차액정산금 과세분 비과세분

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 520-350

ㅇ 배출권거래비용 항목 추가

[별지 제41호서식]<개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30, 2013.2.28. 2014.12.31>

전력거래대금 등  ◦청구요청서

◦수정청구요청서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

청구금액(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 (신설) 134 (신설)
14 양수정산금 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금
15 예비력불이행 환수금
16 수수료 161 전력거래수수료 162 연회비
17 전력산업기반기금
18 채무불이행 연체이자
19 의무이행비용 정산금
2. 차액정산금 과세분 비과세분

한국전력거래소

[별지 제41호서식]<개정 2004.11.30, 2006.9.14, 2006.12.26, 2010.11.30, 2013.2.28. 2014.12.31>

전력거래대금 등  ◦청구요청서

◦수정청구요청서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

청구금액(시장정산금-차액정산금)	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
1. 시장정산금
11 전력량정산금 과세분 면세
12 용량정산금 과세분 면세
13 부가정산금 131 에너지정산금 과세분 면세분 비과세분 132 보조서비스정산금 과세분 면세분 비과세분 133 의무이행비용정산금 과세분 면세분 비과세분 134 배출권거래비용정산금 과세분 면세분 비과세분
14 양수정산금 141 양수전력량정산금 142 제약비양수전력량정산금
15 예비력불이행 환수금
16 수수료 161 전력거래수수료 162 연회비
17 전력산업기반기금
18 채무불이행 연체이자
19 (삭제)
2. 차액정산금 과세분 비과세분

한국전력거래소

ㅇ 배출권거래비용 항목 추가

□ 수요반응자원의 전력부하감축량 평가 및 입찰방법 개선안

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
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. 1~2. 생략 제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 생략. 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. ③ (신설) <신 설> [별표 28] 고객기준부하 산정 기준 3.1.1 단, 2.1의 비정상근무일 옵션은 모든 수요반응참여고객에 일괄적으로 적용한다. 3.2.1 전력거래소의 실시간 급전운영 및 발전계획에 따른 감축일은 최대참고일에 포함하지 아니한다.	제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 제12.4.2.2조의 규정에 의하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. 1~2. 생략 제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 생략. ② 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량은 제12.5.2.1조 규정에 따라 산정한 거래시간별 고객기준부하에 거래시간별 부하감축시간(전력거래소가 부하감축을 지시한 시간)에 보정계수를 곱한 값에서 거래시간별 부하감축시간동안 사용한 전력량을 차감하여 산출한다. 고객기준부하 보정계수 = 거래시간별 부하감축시간(분단위로 60, 45, 30, 15 중 하나의 수)/60 제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 수요반응자원을 기준으로 평가한다. ② 실시간 급전지시에 따른 수요반응자원의 거래시간별 급전감축량은 거래일 기준 해당 수요반응자원을 구성하는 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다. ③ 가격발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량은 당일 입찰에 참여하는 것으로 입찰서에 명기된 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다. 부 칙(2015.0.0) 제1조(시행일) 이 규칙은 2015년 0월 0일부터 시행한다. 제2조(적용 시점에 대한 경과조치) 제12.4.2.3조, 12.5.2.3조, 12.5.2.4조, 별표28의 3.1.1조, 3.2.1조 중 수요반응자원의 전력부하감축량 평가 및 입찰방법 개선에 관한 개정 규정은 2015년 6월 1일부터 적용한다. [별표 28] 고객기준부하 산정 기준 3.1.1 단, 2.1의 비정상근무일 옵션은 실시간 급전지시에 의한 감축량 산정 시 적용한다. 3.2.1 실시간 급전지시에 의한 감축량 산정 시 전력거래소의 실시간 급전운영 및 발전계획에 따른 감축일은 최대참고일에 포함하지 아니한다.	ㅇ참여고객 중 일부를 선택하여 입찰할 수 있도록 변경 ㅇ수요자원의 감축량 산정 거래시간단위 변경 ㅇ참여고객 중 일부를 선택하여 입찰할 수 있도록 변경 ㅇ‘15.6.1일부터 시행을 위한 부칙 신설 ㅇ입찰에 따른 감축량 평가 시 비정상근무일 옵션 제외

□ 전력거래가격 상한에 관한 고시 제정안

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
부칙 (2013.2.28.) 제1조(시행일) 이 규칙은 2013년 3월 1일부터 시행한다. 제2조(적용기간) 제2.4.4조의 정산상한가격은 2013년 3월 1일부터 2년간 적용한다.	부칙 (2013.2.28.) 제1조(시행일) 이 규칙은 2013년 3월 1일부터 시행한다. 제2조(적용기간) 제2.4.4조의 정산상한가격은 2013년 3월 1일부터 적용한다.	․2년 적용기한 삭제

□ 예방정비 일정조정에 대한 정산기준 변경안

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
(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 추가용량정산금(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>0 이면 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 기간 동안의 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 추가용량정산금(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 최대 발전용량(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 결정 절차는 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}]	(별표 2) 정산기준 10. 예방정비 일정 변경에 대한 정산 전력거래소가 전력계통의 안정 운영을 위해서 사업자가 제출한 예방정비 일정을 시간대별용량가격계수가 낮은 기간에서 높은 기간으로 변경한 경우에 지급하는 정산금은 다음과 같다. 가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기) 일반발전기의 계획예방정비계획 조정 시에는 다음 식에 따라 조정 후 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량정산금(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) ÷AOHD,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 : 예방정비일정 조정 후 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계 TCFbd : 예방정비일정 조정 전 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계 AOHD : 조정 후 예방정비기간(시간단위)[신설] 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>0 이면 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 후 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) ÷AOHD,0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 개별 예방정비발전기 설비용량(kW) PRAFi : 발전기가 전년도 예방정비 기간을 제외한 기간 동안의 설비용량대비 공급가능용량 입찰률 RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 예방정비일정 조정 후 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계 TCFbd : 예방정비일정 조정 전 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계 AOHD : 조정 후 예방정비기간(시간단위)[신설] 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 후 예방정비기간동안 거래시간 단위로 추가용량정산금(ACPi,t,)을 지급한다. 즉, ACPi,t = PMAi × (DCFi + β) × ζi × ACTF × 1,000 여기서, DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd) ÷AOHD,0}] ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량정산금 PMAi : 예방정비용량으로 예방정비 개별 발전기의 최대 발전용량(MGC)을 적용한다(kW) RCPi : 비용평가위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 TCFd : 예방정비일정 조정 후 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계 TCFbd : 예방정비일정 조정 전 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계 AOHD : 조정 후 예방정비기간(시간단위)[신설] ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 1, 그렇지 않으면 “0”임 ζi : 양수발전기별 용량가격지급률이며 이 계수의 결정 절차는 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}]	․예방정비 일정 변경의 포괄적 수용 ․조정 후 기간에 대한 정산 ․조정 후 기간의 TCF편차 평균 ․조정 후 기간의 TCF편차 평균 산정을 위한 정산항목 정의 ․조정 후 기간에 대한 정산 ․조정 후 기간의 TCF편차 평균 ․조정 후 기간의 TCF편차 평균 산정을 위한 정산항목 정의 ․조정 후 기간에 대한 정산 ․조정 후 기간의 TCF편차 평균 ․조정 후 기간의 TCF편차 평균 산정을 위한 정산항목 정의

□ 발전기 정지계획 수립일정 조정안

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) ① 전력거래소는 제5.9.1조의 규정에 의하여 제출된 연간 발전기 정지계획에 대하여 다음 각호의 방법으로 검토ㆍ조정할 수 있다.

<중략>

③ 발전기 정지 및 휴전계획 수립일정 시한은 다음 표와 같다.

1. 발전기 정지계획 수립일정

기준일	관련자	조치사항
5월말까지	발전사업자	발전기 정지 계획 제출
7월말까지	전력거래소	최초 계획 발표
8월말까지	발전사업자	최초 발표계획에 대한 의견 제시
10월말까지	전력거래소	최종 계획 발표
익년1월1일	모든 참여자	일정의 시작

[별표 8] 정산 및 결제 절차

7.3.5   발전사업자의 예방정비 계획은 규칙 제5.9.2조에 의하여 전년도 5월말까지 제출한 최종 발전기 정지 일정을 말하며, 발전사업자의 사유로 정지계획을 변경할 시는 변경된 일정을 적용한다.[신설 2008.10.31]

[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차

7.2.1	전기사업자는 향후 2년간의 발전기 정지계획 수립을 위한 자료들을 5월말까지 제출하여야 한다.

<중략>

7.2.3	전력거래소는 전기사업자로부터 제출받은 자료들을 검토하여 최초 수급전망(안)을 수립하고, 발전기별 정지계획 및 월별 예비력을 관련 전기사업자에게 7월말까지 통보한다.

<중략>

7.2.4	발전사업자는 최초 발전기 정지계획에 대하여 변경 또는 불만족사항이 있을 경우에는 8월말까지 전력거래소에 의견서를 제출한다.

<중략>

7.2.5	재조정된 발전기별 정지일정은 최종 발전기 정지계획으로 확정하고, 아래내용을 포함한 향후 2년간의 수급전망(안)을 수립하여 시행전년도 10월말까지 관련 전기사업자에게 통보한다.

제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) ① 전력거래소는 제5.9.1조의 규정에 의하여 제출된 연간 발전기 정지계획에 대하여 다음 각호의 방법으로 검토ㆍ조정할 수 있다.

<중략>

③ 발전기 정지 및 휴전계획 수립일정 시한은 다음 표와 같다.

1. 발전기 정지계획 수립일정

기준일	관련자	조치사항
4월말까지	발전사업자	발전기 정지 계획 제출
6월말까지	전력거래소	최초 계획 발표
7월말까지	발전사업자	최초 발표계획에 대한 의견 제시
9월말까지	전력거래소	최종 계획 발표
익년1월1일	모든 참여자	일정의 시작

[별표 8] 정산 및 결제 절차

7.3.5   발전사업자의 예방정비 계획은 규칙 제5.9.2조에 의하여 전년도 4월말까지 제출한 최종 발전기 정지 일정을 말하며, 발전사업자의 사유로 정지계획을 변경할 시는 변경된 일정을 적용한다.[신설 2008.10.31.]

[별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차

7.2.1	전기사업자는 향후 2년간의 발전기 정지계획 수립을 위한 자료들을 4월말까지 제출하여야 한다.

<중략>

7.2.3	전력거래소는 전기사업자로부터 제출받은 자료들을 검토하여 최초 수급전망(안)을 수립하고, 발전기별 정지계획 및 월별 예비력을 관련 전기사업자에게 6월말까지 통보한다.

<중략>

7.2.4	발전사업자는 최초 발전기 정지계획에 대하여 변경 또는 불만족사항이 있을 경우에는 7월말까지 전력거래소에 의견서를 제출한다.

<중략>

7.2.5	재조정된 발전기별 정지일정은 최종 발전기 정지계획으로 확정하고, 아래내용을 포함한 향후 2년간의 수급전망(안)을 수립하여 시행전년도 9월말까지 관련 전기사업자에게 통보한다.

○ 발전기정지계획 수립일정을 차액계약 인가 신청 시점에 맞도록 1개월 단축

[붙임9.1]

[붙임9.1]

○ 발전기정지계획 수립일정을 차액계약 인가 신청 시점에 맞도록 1개월 단축

□ 휴전업무절차 간소화안

현 행	개 정 안	개정 사유
제1장 총칙 제1.1.2조(용어의 정의) 47. “송전망”이라 함은 송전사업자가 소유관리하는 송전선로, 변압기, 조상설비 및 보호장치 등을 말한다. 제5장 전력계통 운영 제9절 발전기 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.1조(발전기 정지 및 휴전계획) ② 발전 및 송전사업자는 매년 다음 1년간의 연가휴전계획을 전력거래소에 매년 제출하여야 하며, 다음 1개월간의 월간휴전계획과 중요설비(345kV 이상 송전선로 및 모선 등)에 대한 익월이후 3개월간의 휴전계획을 매년 전력거래소에 제출하여야 한다. 제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) ③ 2. 휴전계획 수립일정 나. 월간휴전계획 수립일정 전기사업자는 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 향후 1개월간의 월간휴전계획과 중요설비에 대한 익월이후 3개월간의 휴전계획을 매월 1일까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 동월 20일까지 조정결과를 발표한다. 전력거래소는 월간휴전계획 수립 시 중요설비에 대한 익월 이후 3개월간의 휴전계획에 반영된 휴전을 우선적으로 반영한다. [별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.0 송․변전설비 휴전업무 절차 8.2 업무처리방법 8.2.3 통보사항은 전기사업자 자체 승인으로 시행하되 전력거래소에 통보후 시행하는 다음의 작업을 말한다. 단, 전력거래소에서 계통운영상 필요시 중지시킬 수 있다. 8.2.3.1 8.2.2항에서 정한 통보사항의 휴전작업 8.2.3.2 154kV 이상 조상설비(S.C, Sh.R, SVC 등)의 휴전작업 8.2.3.3 154kV 이상의 활선작업 8.2.3.4 계통보호 관련 설비(통신설비 포함) 정지시 8.2.3.5 <신 설> 8.5.6.2 전기사업자가 정규수속의 시간적 여유가 없을 경우, 전화요구에 의하여 전력거래소 중앙전력관제센터의 승인을 받아서 작업을 시행하고 사후에 정규수속을 하여야 한다. 8.6.3 돌발고장 등의 우려로 전기사업자가 요청한 긴급휴전작업은 전력거래소 중앙전력관제센터 근무책임자 승인으로 시행한다. 8.7.7 악천후 또는 부득이한 사유로 인하여 작업을 중지하거나 지연될 경우에는 전기사업자가 그 경위를 중앙급전에 연락하여 지시를 받는다.	제1장 총칙 제1.1.2조(용어의 정의) 47. “송전망”이라 함은 전기사업자가 소유관리하는 송전선로, 변압기, 조상설비 및 보호장치 등을 말한다. 제5장 전력계통 운영 제9절 발전기 정지 및 휴전계획 조정 제5.9.1조(발전기 정지 및 휴전계획) ② 발전 및 송전사업자는 매년 다음 1년간의 연가휴전계획을 전력거래소에 매년 제출하여야 하며, 다음 1개월간의 월간휴전계획을 매월 전력거래소에 제출하여야 한다. 제5.9.2조(발전기 정지 및 휴전계획 조정) ③ 2. 휴전계획 수립일정 나. 월간휴전계획 수립일정 전기사업자는 매월 1일까지 연간휴전계획에 반영된 휴전을 기준으로 자체 조정된 익월 월간휴전계획을 전력거래소에 제출하여야 하며, 전력거래소는 동월 20일까지 조정결과를 발표한다. [별표 18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 8.0 송․변전설비 휴전업무 절차 8.2 업무처리방법 8.2.3 통보사항은 전기사업자 자체 승인으로 시행하되 전력거래소에 통보후 시행하는 다음의 작업을 말한다. 단, 전력거래소에서 계통운영상 필요시 중지시킬 수 있다. 8.2.3.1 8.2.2항에서 정한 통보사항의 휴전작업 8.2.3.2 154kV 이상 조상설비(S.C, Sh.R, SVC 등)의 휴전작업 8.2.3.3 154kV 이상의 활선작업 8.2.3.4 계통보호 관련 설비(통신설비 포함) 정지시 8.2.3.5 발전소 154kV 변압기 휴전작업 8.5.6.2 전기사업자가 정규수속의 시간적 여유가 없을 경우, 전화요구에 의하여 전력거래소 관제센터의 승인을 받아서 작업을 시행하고 사후에 정규수속을 하여야 한다. 8.6.3 돌발고장 등의 우려로 전기사업자가 요청한 긴급휴전작업은 전력거래소 관제센터 근무책임자 승인으로 시행한다. 8.7.7 악천후 또는 부득이한 사유로 인하여 작업을 중지하거나 지연될 경우에는 전기사업자가 그 경위를 전력거래소 관제센터에 연락하여 지시를 받는다.	ㅇ 산업자원부 고시와 용어 일치 ㅇ 3개월예고제 폐지 ㅇ 3개월예고제 폐지 ㅇ 발전소 변압기 휴전을 통보사항으로 변경 ㅇ 중부관제센터, 제주관제센터 긴급휴전 권한 명시