전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	열공급발전기의 계통제약정산금 산정 명확화를 위한 규칙개정(안)	19-4차 (2019. 10. 15)
2	동일 주변압기 병렬연결 발전기 개별계량 방안	상동
3	화력발전 상한제약 발령 해제 시 입찰자료 변경시간 조정(안)	상동
4	양수발전기 정산기준 변경(안)	상동
5	공정한 수요반응자원 거래를 위한 규칙개정(안)	상동
6	신재생에너지 공급인증서 소유권 이전절차 개선을 위한 규칙개정(안)	상동
7	배출권 거래비용 정산 관련 규칙개정	상동
8	예비력 저하 시 시운전발전기 출력 활용 관련 규정개정	상동
9	계량설비 기준 완화 및 현행화	상동
10	발전기 정비계획 수립을 위한 적정 공급예비력 규정에 관한 규칙개정(안)	19-5차 (2019. 11. 26)
11	전력거래대금 정산업무 편의성 제고를 위한 정산규칙 개정(안)	상동
12	중앙급전 구역전기발전기 용량요금 입찰 및 정산관련 규정 보완을 위한 규칙개정(안)	상동
13	REC 현물시장 매매주문가격 제한폭 개선을 위한 규칙개정(안)	상동
14	신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안) - 예비력 분류체계 및 수급경보 발령기준 변경 등 -	상동
15	신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안) - 계통주파수 회복기준, 사이버보안 기준 신설 등 -	상동
16	신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안) - 발전설비 특성시험 규정 신설 -	상동

Ⅱ. 개정 내용

□ 열공급발전기 계통제약정산금 산정 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 열공급발전기의 계통제약운전 정산금 산정요소인 효율보정계수(EAf) 관련 정산규칙 명확화

□ 비용평가위원회의 열전비, 효율보정계수 심의·의결 근거 마련

나. 주요 개정내용

□ 열공급발전기의 열전비(HRi), 효율보정계수(EAfi)를 비용위에서 산정하는 근거 마련(비용평가위원회의 기능(2.2.1.4조)에 추가)

□ 규칙 별표2(정산기준)는 열공급발전기가 급전지시에 따라 열제약량을 초과하여 운전시 정산기준이 구체적으로 표기되지 않아 이를 명확하게 규정

* 열공급발전기가 급전지시에 따라 열제약량 초과 운전시에는 열병합모드 변동비와 MP중 큰 값으로 정산(규칙 4.2.1.1의 별표2)

다. 개정효과

□ 열공급발전기의 계통제약 운전시 정산금 산정 기준 명확화

□ 동일 주변압기 병렬연결 발전기 개별계량 방안

가. 제안 취지

□ 동일 주변압기에 연결된 발전기는 규칙 제1.2.4조 및 [별표7] 7.1.3에 의해 1기의 발전기로 등록하고, 하나의 계량설비 설치가 원칙이나

ㅇ 발전기별 REC 가중치 상이(태양광과 풍력)한 경우 등 사업자 필요시 개별 계량절차 마련

나. 주요 개정내용

□ 동일 주변압기 병렬연결 발전기 개별 계량절차(별표7)

ㅇ 신재생에너지에 한하여 동일 주변압기의 저압 측에 병렬연결 발전기의 개별 계량 시 개별 발전기와 동일 주변압기에 모두 전력량계 설치 후 저압 측의 발전비율로 배분하여 계량함

다. 개정효과

□ 동일 주변압기 병렬연결 발전기의 개별 계량 절차 마련

□ 화력발전 상한제약 발령 해제 시 입찰자료 변경시간 조정(안)

가. 제안 취지

□ 화력발전 상한제약 발령 해제 시, 상한제약 대상 발전기의 공급가능용량 상향(80→100%) 변경*이 일부시간에서 전력시장에 반영되지 못함

* 현 시장규칙 상 거래시간의 1시간 이전까지만 공급가능용량 변경입찰 가능

ㅇ 국립환경과학원의 초미세먼지 예보에 따라 상한제약 발령일 05시 00분에 상한제약 발령이 해제되는 경우, 공급가능용량 변경입찰은 거래시간 8시(07:01~08:00)부터 가능하나,

ㅇ 거래시간 7시(06:01~07:00) 공급가능용량 변경입찰 불가하므로 발전사업자의 손실 유발 및 계통의 경제적 급전운영을 저해

나. 주요 개정내용

□ 화력발전 상한제약 발령 해제(발령일 05시) 시, 거래시간의 15분 전까지 변경입찰이 가능하도록 예외조항 신설

현 행	개 정(안)
해당 거래시간의 1시간 이전까지 변경입찰 마감	상한제약 발령이 해제된 경우에는 해당 거래시간의 15분 전까지 변경입찰 마감

다. 개정효과

□ 실제 공급가능용량이 전력시장에 반영되어 발전사업자의 손실 예방

□ 발전기의 실제 공급가능용량 반영으로 전력계통의 경제적 급전운영에 기여

□ 양수발전기 정산기준 변경(안)

가. 제안 취지

□ 양수발전기의 시간대별 용량가격계수(TCF) 적용 기준 개정 필요

ㅇ 용량정산금 산정 시 시간대별 용량가격 계수(TCF)는 심야 양수 시간대를 포함한 일간 전체 시간대를 적용하고 있어, 불합리함

□ 양수발전기의 합리적 입찰유인을 위해 제약양수 전력량 정산단가 개정 필요

ㅇ 실시간 급전지시로 양수발전기가 양수계획량을 초과하여 양수한 경우, 발전시간대 평균MP(평균MP>최저MP)로 정산하고 있어 급전지시 이행에 소극적

나. 주요 개정내용

□ 양수발전기의 시간대별 용량가격계수 산정 시 발전실적을 반영하도록 발전량 가중평균TCF를 적용

< 시간대별 용량가격계수(TCF) 적용 개정(안) >

구 분	현 행	개 정(안)
TCF	01~24시 TCF 각각 적용	[eqn: {sum _{t} ^{} (MGO _{i,t} TIMES `TCF _{t} )} over {sum _{t} ^{} MGO _{i,t}}]

* MGO : 실제 발전한 전력량(MWh)

□ 양수계획량을 초과한 양수전력량(양수동력)에 대하여 발전시간대 최저 시장가격(MP)의 종합효율로 정산 (급전지시 이행에 대한 인센티브 부여)

< 입찰량을 초과한 제약양수 정산단가 개정(안) >

구 분	현 행	개 정(안)
제약양수	발전시간대 평균MP × 종합효율	발전시간대 최저MP × 종합효율

* MP(발전기별 시장가격) : 시장가격(SMP)× 해당 발전기 송전손실계수(TLF)

다. 개정효과

□ 양수발전기의 운전특성에 부합하는 실시간대 용량가격계수 적용

□ 급전지시에 의한 제약양수 정산단가를 제약발전 정산단가와 동일한 개념을 적용해 입찰유인 제공

□ 공정한 수요반응자원 거래를 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 수요관리사업자와 수요반응참여고객의 계약 내용을 시장감시의 대상에 추가 및 수요반응참여고객에게 전력시장운영규칙의 필수고지사항을 규정하여 공정경쟁 환경 조성

나. 주요 개정내용

□ 수요관리사업자와 수요반응참여고객의 계약내용이 시장운영규칙에 반하는지 여부를 시장감시 대상에 추가

□ 수요관리사업자가 수요반응참여고객에게 전력시장의 필수정보를 고지하고 및 그 확인서를 제출하도록 의무 부여

□ 비정상 시장참여 행위에 대한 세부기준 제정 등 비정상 거래행위에 대한 규제 강화 등

<주요 개정내용>

구 분	현 행	개 정
시장감시 대상	수요관리사업자와 수요반응참여고객의 계약내용은 감시 대상에서 제외	수요관리사업자와 수요반응참여고객의 계약내용이 시장운영규칙에 반하는지 여부를 감시
수요관리사업자의 의무	수요관리사업자의 의무조항 부재	수요감축량 완수를 위한 수요반응자원 관리의무 및 전력시장 필수정보 고지의무 부여
비정상 거래행위	세부기준 부재	세부기준 별도 제정
불공정 행위 제재	시장운영규칙에 명시	공정거래법에 의한 규제로 대치
제재조치	시장감시위원회의 제재조항과 별도로 불필요한 제재조항이 있음	불필요한 제재조항 삭제 및 시장감시위원회의 제재조항으로 통일
문구조정 및 내용추가	세부 규칙의 명확성 제고 필요	발령 방법, 등록 제출서류 현실화 등록말소 절차 및 기준 명확화 변경입찰, RRMSE데이터 기준 명확화 등

다. 개정효과

□ 설비예비력 수준에 따른 적정한 가격신호 제공으로 적정공급용량 유지

□ 규정 명확화를 통해 최대부하 산출에 대한 혼란 방지 가능

□ 신재생에너지 공급인증서 소유권 이전절차 개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ REC 계약시장에서 매도자(신재생사업자)가 매수자(공급의무자)로부터 REC 거래대금 수령 후 거래시스템을 통해 대금수령 여부를 등록하여야 하나 이를 지연 수행하는 경우 발생

□ 이로 인해 매수자(공급의무자)로의 REC 소유권 이전이 지연되어 회원사 업무 불편 초래 및 각종 민원 야기

나. 주요 개정내용

□ 공급인증서(REC) 소유권 이전 절차 간소화

ㅇ 신재생사업자(REC 매도자)의 ‘REC 거래대금 수령확인’ 절차 제외

□ 공급의무자(REC 매수자)의 거래대금 先지급 後등록 의무화

ㅇ 신재생에너지 발전사업자(REC 매도자) 권리보호를 위해 공급의무자(REC 매수자)의 거래대금 선 지급 후 등록 의무화

□ 공급의무자의 거래대금 지급관련 서류 제출 규정 마련

ㅇ 공급의무자의 거래대금 지급여부 확인을 위해 필요시 대금지급 여부 확인이 가능한 서류 제출 요구 규정 마련

다. 개정효과

□ REC 계약시장 업무절차 간소화에 따른 거래회원사 편의성 증대

□ 신재생사업자에서 공급의무자로의 REC 소유권 이전 지연 문제 해소

□ 배출권 거래비용 정산 관련 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 환경부의 배출권 인증(매년 5월) 및 이의신청 처리기간(3개월)을 고려해 배출권 거래기간이 연장되었으며, 배출권 거래기간을 고려한 기준가격 산정 기한의 유연성 필요

※ ‘배출권 거래시장 운영규정’ 중 배출권 최종거래일이 이행연도 다음 해 6월 30일에서 9월 30일로 변경 (2018. 5. 10.)

나. 주요 개정내용

□ 배출권거래비용 기준가격 산정 기한 관련 규칙개정

ㅇ 기준가격 산정 기한을 비용위원회에서 정한 기한으로 함

현 행	개 정 (안)
이행연도 종료 후 차기년도 9월 말일까지 이행연도의 배출권거래비용 기준가격 결정	이행연도 종료 후 비용위원회에서 정하는 기간까지 이행연도의 배출권거래비용 기준가격 결정

다. 개정효과

□ 배출권거래비용 기준가격 산정 기한을 비용평가위원회에 위임하여 외부변화에 따른 유연한 대응 가능

□ 배출권 관련 규정 간의 연관성 유지를 통한 회원사의 제도 이행 혼란 최소화

□ 예비력 저하 시 시운전발전기 출력 활용 관련 규정개정(안)

가. 제안 취지

□ 시운전 발전기 출력을 전력수급 비상단계 전에 선제적으로 실시간 공급능력에 반영할 수 있는 근거를 확보

* ‘19.8.13 연간 최대전력(9,031만kW) 시 시운전(211만kW, 신고리#4, 서울복합#1, 신평택복합)을 공급능력에 포함하여 예비력은 819만kW(예비율 9.07)임

ㅇ 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전 계획을 고려하여 예비력에 반영 가능하고

- 수급경보 발령 전(500만kW이하 예상 시) 혹은 수급경보 발령 시 시운전 일정조정으로 공급능력 확보

나. 주요 개정내용

□ 실시간 예비력 수준과 발전출력 안정성을 고려하여 운전 중이 시운전발전기를 실시간 공급능력에 반영

다. 개정효과

□ 전력수급상황에 맞춰 시운전 출력을 공급능력으로 표출할 근거를 마련하여 전력수급관리 투명성 확보

□ 계량설비 설치 기준 완화 및 현행화

가. 제안 취지

□ 계량설비 설치비용 절감 등을 위한 규칙 완화 및 개선

ㅇ 한전 저압 전력량계 전력시장 수용을 위한 계량설비 설치기준 완화

ㅇ 계량설비 설치관련 요구사항 및 현재 계량체계를 반영한 규칙 정비

□ 계량데이터 저장용량 감소에 대비한 계량데이터 처리 근거규정 마련

나. 주요 개정내용

□ 신규 전력량계 사용에 대한 승인 절차 마련

ㅇ 형식승인 완료된 전력량계를 신규로 사용 시 거래소의 승인 절차 추가

□ 계량설비 전력량계 요구사항 기준 완화

ㅇ 허용오차 0.5급 이상 전력량계 기억용량 기준 완화(50일→20일)

□ 계기용 변성기 공용 요건 및 계량데이터 취득 기준 완화

ㅇ 주전력량계용 변성기와 수전용 전력량계 변성기의 공용 요건 완화

ㅇ 500kW 미만 신재생발전기의 계량데이터 취득 항목 조정 가능

□ 전력량계 요구조건 완화에 따른 계량데이터 저장기간 감소 대비 계량값 관리책임 강화 등

ㅇ 계량설비 고장 등에 대한 회원사의 조치 미흡으로 미취득 계량값이 발생한 경우 사업자에게 계량데이터 제공 의무 명시

다. 개정효과

□ 한전 저압 전력량계의 전력시장 수용을 통한 계량설비 설치비용 절감 및 신재생에너지 사업자의 전력시장 진입 활성화 기여

발전기 정비계획 수립을 위한 적정 공급예비력 규정에 관한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 중․단기 전력수급전망 및 발전기 정비계획 수립을 위한 적정한 공급예비력에 대한 규정적 근거 미약

ㅇ 연․월․주간 전력수급계획을 위해 확보해야할 공급예비력 기준을 명확히 하여 발전기 정비계획 조정업무의 신뢰성 확보

ㅇ 신재생에너지원 보급률 확대, 미세먼지 저감을 위한 석탄발전기 정지 등 변화하는 환경에 대처하기 위한 적정 공급예비력 기준 필요

나. 주요 개정내용

□ 발전기 정지계획 수립 시 적정 공급예비력 확보 기준을 규칙에 구체적으로 명시

ㅇ 전력수급 비상발령 예비력 수준, 최근 3년간의 전력수요 예측오차 및 최근 3년간의 발전기 동시 고장 실적을 고려하여 적정 공급예비력을 산정

다. 개정효과

□ 중․단기 전력수급계획을 위한 적정 공급예비력 확보 근거 마련

□ 미세먼지 저감을 위한 석탄 발전기 셧다운 계획시 등에 적정한 예비력 산정 기준으로 활용

□ 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 위한 적정 공급예비력 확보 근거 마련

전력거래대금 정산업무 편의성 제고를 위한 정산규칙 개정(안)

가. 제안 취지

□ 청구서와 세금계산서가 확정되어야 회계 및 세무처리가 가능하므로 회원사는 청구일 이후 관련 업무 수행하고 있으나,

□ 현행 정산 일정으로는 청구일과 결제일 사이가 2 영업일에 불과하여 행정처리 부족*에 대한 민원 증대

* 특히 수정정산이 수행되는 매월 4차는 수정청구서가 다수 발행되어 행정처리에 많은 시간이 소요됨

나. 주요 개정내용

□ 최종정산 통지일정을 거래일로부터 22일에서 19일로 단축(D+22일 → D+19일)

□ 최종통지를 3일 단축함에 따라 청구요청 및 청구일을 현행대비 2일 확대하여 청구일과 결제일 사이에 4일의 행정처리 시간 제공

< 개정내용 요약 >

구 분	현 행	개 정
최종통지	거래일로부터 22일	거래일로부터 19일
청구요청 및 청구	ㆍ청구요청 : 결제일 3일전 ㆍ청 구 : 결제일 2일전	ㆍ청구요청 : 결제일 5일전 ㆍ청 구 : 결제일 4일전

다. 개정효과

□ 최종 통지일 단축에 따른 정산정보 조기 제공 및 회계‧세무처리를 위한 행정처리 시간 2일 확대로 회원사의 행정처리 편의 강화

중앙급전 구역전기발전기 용량요금 입찰 및 정산관련 규정 보완을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 『18-5차 전력시장운영규칙 개정』에 따라 구역전기사업자 보상체계 개선을 위한 구역수요 초과 잉여용량 입찰 및 용량요금 지급기준이 신설됨

□ 예비력 자원으로서 구역전기발전기 잉여용량 활용방안의 극대화를 위해 관련 규정 보완이 필요

나. 주요 개정내용

□ 수급 비상 시 급전지시 방안 명확화

ㅇ 급전지시 대상 발전기 선정의 어려움과 소규모 자원임을 고려하여 비상시 입찰대상 중 전부 급전지시 하도록 함

ㅇ 중앙급전발전기 급전전화 설치기준과 동등한 급전전화 구비

ㅇ 급전지시 이행 검증기준 현실화 및 입찰 서식 개선

ㅇ 관련 별표 서식(정산기준, 운영발전계획수립절차 등) 규정 개정

□ 하계 수급전망, 월간, 주간, 하루 전 중앙급전 구역전기 가용능력 사전 파악 규정 확보

□ 중앙급전 구역전기발전기의 구역 내 수요변화 시 공급가능용량 변경입찰규정 신설

다. 개정효과

□ 구역전기 가용능력 파악 및 급전전화 활용방식 개선 등을 통해 예비력 자원으로서 수급 비상 시 활용도 극대화 및 계통안정에 기여

REC 현물시장 매매주문가격 제한폭 개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ REC 현물시장에서 매도·매수자가 거래를 하기 위해서는 일정범위 내의 매매주문가격을 입력하여야 함

□ 현재의 규정은 직전거래일 종가 대비 최대 ±30%의 가격 등락이 발생할 수 있어 변동 폭이 과다하다는 의견이 있음

* 주문 상·하한 폭 개선 지속적 민원 발생 및 관련 검토 회의 실시(’19.9.10, 산업부)

□ 이에 따라 REC 현물시장의 매매주문가격 제한폭을 합리적으로 개선 하고자 함

나. 주요 개정내용

□ 매매주문가격 상·하한 범위 개정

ㅇ (현행) 직전거래일 종가 기준으로 ±30%를 상·하한으로 설정

ㅇ (개선) 직전거래일 종가 기준으로 ±10%를 상·하한으로 설정

다. 개정효과

□ REC 현물시장 가격의 급등락을 방지하여 안정적 거래 가능

□ REC 현물시장 가격 제한폭의 합리적 설정으로 사업자 민원 해소

신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안)

- 예비력 분류체계 및 수급경보 발령기준 변경 등 -

가. 제안 취지

□ 계통 환경변화를 고려하여 운영예비력 체계변경을 주요 내용으로 하는 신뢰도 고시 개정(산업부 고시 제2019-176호, 2019.11.1)

□ 운영예비력 확보기준 등 세부사항을 전력시장운영규칙에서 정하도록 위임하고 있어 고시 개정에 따른 규칙 개정이 요구됨

나. 주요 개정내용

□ 신뢰도 고시 개정에 따른 운영예비력 분류체계 변경

ㅇ 정상대비 주파수제어예비력과 고장대비 1, 2, 3차예비력으로 구분

ㅇ 전력계통의 과도한 변동성에 신속하게 대응하기 위한 속응성자원 신설

□ 제주지역에 대한 운영예비력 확보기준을 별도로 구분하여 제안

* 제주지역 운영예비력 요구량은 “제주지역 공급능력 산정 및 전력수급 비상발령 기준에 관한 연구”

(‘18.6, 목포대학교) (주파수제어예비력 : 15MW, 1차예비력 : 20MW, 3차예비력 : 100MW)

□ 운영예비력 확보기준 상향(4,000MW→4,500MW)을 고려하여, 수급경보 단계별 발령기준 500MW씩 상향

□ 현행 보조서비스 정산기준을 준용하여 신뢰도 고시의 운영예비력 변경사항 반영

□ 겨울철 수급대책기간 이후인 2020년 4월 1일부로 시행

다. 개정효과

□ 운영예비력 확보 기준 구체화, 명확화로 전력계통 신뢰성 향상

□ 신재생발전기 변동성 대응을 위한 운영예비력 체계 변경

□ 신재생 확대, 최대 단위발전기 용량 증가, 발전단지 대규모화 등 계통환경 변화를 고려한 적정한 운영예비력 확보기준 마련

신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안)

- 계통주파수 회복기준, 사이버보안 기준 신설 등 -

가. 제안 취지

□ 국가 전력망 안전 확보 및 광역정전을 예방을 위한 신뢰도 고시 개정(산업부 고시 제2019-176호, 2019.11.1)에 따른 시장운영규칙 개정 필요

나. 주요 개정내용

주요내용	고시 개정 조항	규칙 개정 조항
용어의 정의 신설 및 변경	제 2조	제1.1.2조
계통주파수 회복 유지 기준 신설	제 4조	별표3 제3.2조 등
154kV 전압조정목표 단일기준으로 변경	제 5조	별표3 제9.3조
계통안정성 유지 기준 명확화	제10조	별표3 제3.2조 등
수요반응자원(DR) 계통운영 근거 명확화	제14조	제5.9.5조
시각동기위상측정기술 활용 근거 마련	제18조	제5.8.9조
대용량 비중앙급전 보호협조 기준 마련	제22조	별표16 제8.1.1조 등
발전기 계통안정화장치 설치 대상 및 점검 주기 확대	제35조	제5.8.5조 등
위성통신 등 백업용 비상 통신수단 구축	제49조	별표13 제8.7조
전력IT설비 사이버보안 준수 기준 명확화	제51조	제10.3.1조,10.3.2조

다. 개정효과

□ 광역정전 대비 위성통신을 활용한 비상통신 수단 확보 등 지진재난 등 비상시 전력공급체계의 안정성 강화

□ 발전기 고장 시 시간대별 회복기준 신설 등 신뢰도 기준 구체화

□ 랜섬웨어 공격 대응 등 전력IT설비의 사이버 보안 강화

□ 국가 전력망 안전성 확보 및 광역정전 예방 도모

신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안)

- 발전설비 특성시험 규정 신설 -

가. 제안 취지

□ 실시간 계통안정성 감시 장치 기술의 적용 확대 및 발전설비 특성자료의 체계적 관리를 위한 신뢰도 고시 개정(‘19.10.)

□ 신기술 적용 확대 및 발전기 등 특성자료에 대한 시험, 제출, 검증 등 신뢰도 고시 개정에 따른 시장운영규칙 개정 필요

나. 주요 개정내용

□ 발전설비 특성자료의 제출을 시각동기 위상 측정 장치에 의한 실적자료 제출로 대체 허용

□ 발전설비 특성자료 제출을 위한 시험, 검증 등 관리를 체계적으로 운영하기 위한 운영 지침 신설

다. 개정효과

□ 발전설비 특성시험 운영 체계화로 전력시스템의 동적 특성에 대한 양질의 시뮬레이션 입력 데이터 확보

□ 계통계획과 계통운영의 신뢰도 및 경제성 제고 기반 마련

□ 시각동기 위상측정장치 기술사용을 확대하고, 발전설비 특성시험의 객관성 및 투명성 제고

【붙임】 전력시장운영규칙 개정안 신구 조문대비표

<붙임 1> 전력시장운영규칙 개정(안) 신구 조문대비표

□ 열공급발전기 계통제약정산금 산정 명확화를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
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 1~23. (생략) (신설) (생략) [별표 2] 정산 기준 [별표 2] 정산 기준 ∙ Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기) ① (생략) ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 발전사업자의 요청에 의해...(생략) - 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 정산하고, 제약사유 1번 또는 7번에 따라 발전기가 열제약운전중 급전지시에 의해 열제약운전요구량을 초과하여 운전한 경우에는 열병합모드 변동비와 MP중 큰 값으로 정산하며, 열병합모드 변동시 산정을 위한 기준은 비용평가규정에서 별도로 정한다. 즉, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε) ≥ MGOi,t 이면, SCONi,t = 0 그렇지 않으면, SCONi,t = Max (SCCONi,t, MPCONi,t) (신설) (생략) DAOSi,t : 운영발전계획에서 배분된 발전기별 에너지발전량이며, 운영발전계획을 재수립한 경우는 마지막 계획을 적용한다. (신설) (부칙 신설)	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 1~23. (좌동) 24. 열공급발전기의 열전비(HRi) 및 효율보정계수(EAfi) (생략) [별표 2] 정산 기준 Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량에 대한 정산 가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기) ① (좌동) ② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산 - 발전사업자의 요청에 의해...(생략) - 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 정산하고, 제약사유 1번 또는 7번에 따라 발전기가 열제약운전중 급전지시에 의해 열제약운전요구량을 초과하여 운전한 경우에는 열병합모드 변동비와 MP중 큰 값으로 정산한다. 즉, Max(PSEi,t, MEGWi,t+ε) ≥ MGOi,t 이면, SCONi,t = 0 그렇지 않으면, SCONi,t = Max (SCCONi,t, MPCONi,t) 단, 제약사유 1번 또는 7번에 따라 발전기가 열제약운전중 급전지시에 의해 열제약운전요구량을 초과하여 운전한 경우, SCONi,t = Max (SCCONi,t × EAfi, MPCONi,t) (생략) (좌동) EAfi : 전기단독모드(모드-III) 변동비를 열병합모드(모드-I) 변동비로 변환하는 효율보정계수 부 칙 (2019. 9. .) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.	비용위 기능 추가 불필요한 문구삭제 정산기준 명확화 효율보정 계수정의

□ 동일 주변압기 병렬연결 발전기 개별계량 방안

현 행	개 정(안)	비 고
[별표 7] 7.1.3 7) 제1.2.4조 제1항에 따라 다수의 발전기를 1기 발전기로 보는 경우는 하나의 계량설비를 설치하는 것을 원칙으로 한다. 단, 신․재생에너지 공급의무자의 신재생발전기가 제2호에 해당되어 동일한 변압기에 병렬로 연결된 경우에는 각각의 발전기에 발전단 계량설비를 추가로 설치할 수 있으며 각 발전기의 계량값은 별표7 7.1.3 6)의 계량방법에 따라 산출한다. [별표 7] 7.7 계량정보의 제공 시장에 참여한 전기사업자가 계량데이터의 공개 및 계량등록부의 열람을 신청한 경우, 전력거래소는 제8장의 규정에 의거 해당 전기사업자에게 열람을 해주어야 한다. [별지 제38호서식] (신설) (부칙신설)	7.1.3 7) 제1.2.4조 제1항 2호에 따라 다수의 발전기를 1기 발전기로 보는 경우는 하나의 계량설비를 설치하여야 한다. 단, 신재생에너지 발전기에 한해 동일 사업자가 다수의 발전기를 1기의 발전기가 아닌 각각의 발전기로 구분하여 계량설비를 설치하고자 할 경우에는 계량점에 계량기를 추가로 설치하여 별표7의 7.1.3 6)의 방법에 따라 계량값을 산출한다. [별표 7] 7.7 계량정보의 제공 7.7.1 시장에 참여한 전기사업자가 계량데이터의 공개 및 계량등록부의 열람을 신청한 경우, 전력거래소는 제8장의 규정에 의거 해당 전기사업자에게 열람을 해주어야 한다. [별지 제38호서식] 7.7.2 전력거래소 계량담당자가 7.3.5의 수시검사가 필요하다고 판단한 경우 전기사업자에게 전력량계에 보관된 계량데이터를 요청할 수 있으며, 사업자는 저장된 계량데이터 원본을 제출하여야 한다. 부 칙 (2019. 9. .) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.	동일 사업자의 경우 발전량 비례배분 계량 번호 추가 수시검사 필요시 계량데이터 사업자 제출 명시

□ 화력발전 상한제약 발령 해제 시 입찰자료 변경시간 조정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.3조(마감시간 이후 입찰자료의 변경) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 마감시간이 지난 경우에도 발전기의 공급가능용량 및 기술적 특성 등 입찰내용을 변경할 필요가 있는 경우, 해당 거래시간의 1시간 이전까지 그 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 양수발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량은 마감시간 이후에는 마감시간에 제출한 공급가능용량을 초과하여 변경할 수 없다. 또한, 기술적 특성을 변경할 경우에는 해당 사유를 변경된 입찰서에 명기하여야 한다.<개정 2006.12.26., 2016.5.12> (신설) ② 생략 ③ 생략 (부칙신설)	제2장 발전입찰 및 가격결정 제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.3조(마감시간 이후 입찰자료의 변경) ① 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 마감시간이 지난 경우에도 발전기의 공급가능용량 및 기술적 특성 등 입찰내용을 변경할 필요가 있는 경우, 해당 거래시간의 1시간 이전까지 그 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 양수발전기 및 전기저장장치의 공급가능용량은 마감시간 이후에는 마감시간에 제출한 공급가능용량을 초과하여 변경할 수 없으며, 기술적 특성을 변경할 경우에는 해당 사유를 변경된 입찰서에 명기하여야 한다.<개정 2006.12.26., 2016.5.12.> 또한, 상한제약 발령이 해제된 경우에는 해당 거래시간의 15분 전까지 변경된 입찰서를 전력거래소에 제출할 수 있다. <개정 2006.12.26., 2016.5.12. , 2019.x.xx.> ② 좌동 ③ 좌동 부 칙 (2019. X. XX.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(화력발전 상한제약 발령 해제 시 입찰자료 변경시간 조정에 대한 경과조치) 제2.3.3조 제①항의 화력발전 상한제약 발령 해제 시 입찰자료 변경시간 개정에 따라 전력거래소는 제1조에 의한 시행일로부터 5개월 이내에 관련 시스템을 보완한다. 다만, 시스템 구축 전 화력발전 상한제약 발령 해제에 따른 입찰자료 변경이 발생한 경우 발전사업자는 별표4(입찰운영절차) 6.3.1.6 의거 입찰자료를 입찰운영담당자 및 입찰시스템 운영담당자에게 별도의 방법으로 통지할 수 있다.	․자구수정 ․상한제약 발령 해제시 전력시장운영규칙상 일부시간 실제 공급가능용량 변경입찰 불가능

□ 양수발전기 정산기준 변경(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
2. 공급가능용량에 대한 정산 다. 양수발전기 양수 발전기의 용량정산금(TPCPi) 은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉, TPCPi,t = RAi,t × (HCFi,t + β) × ζi × 1000 여기서, HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치 이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 FSFi : 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.] 3. 양수발전기의 양수동력 정산 나. 실제 계량된 양수전력량이 양수계획량을 초과하는 경우 초과 양수한 전력량에 대한 비용정산 계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수한 경우, 초과 양수한 전력량은 거래일의 발전시간대 평균MP로 정산한다. <개정 2016.12.30> 즉, [eqn: rm sum _{t} ^{} MPE _{i,t} ` <= ` sum _{t} ^{} RPO _{i}] 이면. CONPEi = 0 <개정 2012.5.31> 그렇지 않으면, [eqn: rm CONPE _{i} = & ( {sum _{t=9} ^{24} (MP _{i,t} )} over {16} ) TIMES XPE _{i} TIMES eta _{a} TIMES 1,000# & rm + LEFT [ eqalign{Max LEFT { sum _{t} ^{} MPE _{i,t} -( sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} ),````0 RIGHT }# +Max LEFT { Min LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} MPE _{i,t} RIGHT ) - sum _{t} ^{} RPO _{i,t} ,```0 RIGHT }} RIGHT ]# & ~~ rm TIMES Max(MP _{i,1...24} ) TIMES 1,000] <개정 2012.5.31., 2016.12.30> 여기서, [eqn: rm XPE _{i} =Max LEFT { eqalign{Min LEFT ( sum _{t} ^{} MPE _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} RIGHT ) rm# -Max LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} RIGHT ) ,0} RIGHT }] 부 칙 (0000. 00. 00.) <신 설> <신 설>	2. 공급가능용량에 대한 정산 다. 양수발전기 양수 발전기의 용량정산금(TPCPi) 은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉, TPCPi,t = RAi,t × (PHCFi + β) × ζi × 1000 여기서, PHCFi = RCPi × RCFi × PTCFi × FSFi RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격 RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치 이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정 FSFi : 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.] PTCFi : 양수발전기별 거래일 발전실적 가중평균 TCF [eqn: PTCF _{i} = {sum _{t} ^{} (MGOi,t` TIMES `TCFt)} over {sum _{t} ^{} MGOi,t}] 단, [eqn: sum _{t} ^{} MGOi,t=0] 이면, [eqn: PTCF _{i} = & ( {sum _{t=9} ^{24} (TCF _{t} )} over {16} )] 3. 양수발전기의 양수동력 정산 나. 실제 계량된 양수전력량이 양수계획량을 초과하는 경우 초과 양수한 전력량에 대한 비용정산 계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일 발전사업자가 제출한 총 양수계획량을 초과하여 양수한 경우, 초과 양수한 전력량은 거래일의 발전시간대 최저MP로 정산한다. <개정 2016.12.30> 즉, [eqn: rm sum _{t} ^{} MPE _{i,t} ` <= ` sum _{t} ^{} RPO _{i}] 이면. CONPEi = 0 <개정 2012.5.31> 그렇지 않으면, [eqn: rm CONPE _{i} =Min(MP _{i,9...24} ) TIMES XPE _{i} TIMES eta _{a} TIMES 1,000] [eqn: rm + LEFT [ eqalign{Max LEFT { sum _{t} ^{} MPE _{i,t} -( sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} ),````0 RIGHT }# +Max LEFT { Min LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} ,``` sum _{t} ^{} MPE _{i,t} RIGHT ) - sum _{t} ^{} RPO _{i,t} ,```0 RIGHT }} RIGHT ]# &# ~~ rm TIMES Max(MP _{i,1...24} ) TIMES 1,000] <개정 2012.5.31., 2016.12.30> 여기서, [eqn: rm XPE _{i} =Max LEFT { eqalign{Min LEFT ( sum _{t} ^{} MPE _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} +XPESO _{i} RIGHT ) rm# -Max LEFT ( sum _{t} ^{} PO _{i,t} , sum _{t} ^{} RPO _{i,t} RIGHT ) ,0} RIGHT }] 부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(양수발전기 정산기준 개정 적용에 대한 경과조치) 별표2(정산기준)의 양수발전기 공급가능용량에 대한 정산(I. 발전사업자에 대한 정산, 2. 공급가능용량의 정산, 다. 양수발전기) 및 양수동력에 대한 정산(I. 발전사업자에 대한 정산, 3. 양수발전기의 양수동력 정산)의 개정사항은 2020년 1월 1일부터 적용한다.	양수발전기 용량정산금 지급체계(발전가능시간만 지급) 및 운영현황(피크부하에 운전)에 부합하게 반영 양수발전기 용량정산금 지급 시 적용할 발전실적 가중평균 TCF 산출 양수 변경입찰에 대해 합리적인 입찰유인 제공 및 가격결정발전계획의 왜곡 가능성 해소 급전지시에 의한 제약양수 전력량에 대해 적절한 인센티브 부여

□ 공정한 수요반응자원 거래를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제5장 전력계통 운영 제3절 급전지시 [본절신설 2006.9.14.] 제5.3.4조(급전지시의 방법 등) ① ~ ② 생략 ③ 제1항에도 불구하고 전력거래소의 수요관리사업자에 대한 수요감축요청은 수요반응자원 수요감축요청관리시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용하여야 한다. 제12장 수요반응자원의 거래 제1절 통 칙 제12.1.4조<신설> 제12.1.5조<신설> 제2절 전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록 제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 생략 ② 수요관리사업자의 전력거래자 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 1~5. 생략 6. <신 설> 제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 생략 ② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 전력거래기간 중 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29.> 1~6. 생략 7. 독립운전 발전기의 경우 무정전절체스위치(CTTS) 또는 자동절체스위치(ATS) 등 독립운전을 가능하게 하는 설비를 설치하여야 한다. [신설 2018.11.1.] 8. 자가용 발전기를 전력계통에 연계하여 수요감축을 하는 경우에는 한전과 병렬운전조작합의서를 체결하여야 한다. [신설 2018.11.1.] ③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 1∼6. 생 략 7. 제2항 제8호에 따른 병렬운전조작합의서 8. <신 설> ④ 전력거래소는 전기안전공사 및 한전에 제2항 제7호 내지 제8호에 따른 독립운전가능설비 설치 및 병렬운전조작합의서 체결 여부를 확인하여야 한다. [신설 2018.11.1.] ⑤ 생략 ⑥ <신 설> 제12.2.5조(등록말소 신청) ① 수요관리사업자가 사업을 폐업하고자 하는 경우에는 폐업 1개월 전까지 전력거래소에 수요관리사업자 등록 및 수요반응자원 등록의 말소를 신청하여야 한다. <개정 2018.6.15.> ② 수요관리사업자가 수요반응자원의 등록을 해지하고자 하는 경우에는 등록말소 1개월 전까지 전력거래소에 수요반응자원 등록말소를 신청하여야 한다. <개정 2018.6.15.> ③ <신 설> ④ <신 설> 제12.2.6조(등록의 말소 및 취소) 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. ③ 전력거래소는 수요관리사업자가 제출한 서류에 허위, 과장, 누락 사항이 있을 경우 해당 수요반응참여고객 또는 수요반응자원의 등록을 취소할 수 있다. [신설 2016.12.30.] ④ 전력거래소는 제12.2.2조에 따른 전력거래기간 중 등록요건을 유지하지 못한 수요반응자원에 대해 등록을 취소 할 수 있다. [신설 2018.6.15.] 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 전력거래기간 중 수요관리사업자 등록말소 또는 수요반응자원 등록말소를 신청한 수요관리사업자에 대해 다음 연도의 전력거래를 제한하여야 한다. 제3절 등록시험 및 감축시험 제1관 등록시험 제12.3.1.2조(검증항목 및 일시) ① ~ ③ 생 략 ④ <신 설> 제12.3.1.3조(평가 및 통지) ① 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 등록시험일로부터 3일후(실근무일 기준)까지 등록시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여야 한다. <개정 2017.12.29.> ② 전력거래소는 등록시험에 참여한 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 등록시험일로부터 5일후(실근무일 기준)까지 등록시험의 결과 및 조치사항을 통지하여야 한다. 제12.3.1.7조(결과에 대한 이의신청) ① ~ ② 생 략 ③ 전력거래소는 수요관리사업자의 이의신청이 접수된 날로부터 합의가 이루어진 날까지 해당 수요반응자원에 대해서 수요감축요청을 발령하지 아니한다. 제12.3.1.8조(등록시험 후 수요반응참여고객 말소) 등록시험 결과에 따른 등록용량 확정 후 전력거래개시 이전에 수요관리사업자는 등록할 수요반응자원의 수요반응참여고객 중 일부를 말소 할 수 있다. [신설 2018.6.15.] 제4절 수요반응자원의 거래 제2관 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 제12.4.2.7조 <신 설> 제4관 수요반응자원의 공정거래 의무 제12.4.4.1조(불공정 거래행위 금지) ① 수요관리사업자는 ‘독점규제 및 공정거래에 관한 법률’에 따라 다음 각 호에 해당하는 불공정 거래행위를 하여서는 아니 된다. 1. 부당한 공동행위 2. 차별적 취급 및 부당한 지원 3. 기타 부당한 고객유인 등 제12.4.4.2조(부적절한 시장참여 행위 금지) ① 수요관리사업자는 수요자원거래시장 참여시 비정상적인 수요반응에 의한 시장참여 행위를 하여서는 아니된다. 제12.4.4.3조(제재 조치) ① 전력거래소는 제12.4.4.1조 및 제 12.4.4.2조에 의한 수요반응자원의 공정거래 의무 위반 시 건전한 시장질서 확립을 위해 해당 수요반응자원의 전력거래를 제한할 수 있다. [별표 4] 입찰 운영 절차 [별표 4] 입찰 운영 절차 6.3.8.5 수요회원은 6.3.7.4의 경우를 제외하고 변경 입찰을 할 수 없다. [별표 29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준 3.0 RRMSE 산식 3.3 수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식을 선택하여야 하며, 등록일 기준 20일전에서부터 평일 90일의 24시간 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2018.6.15> 3.7 <신 설> 5.0 전기소비형태 검증 기준 5.2 <신 설>	제5장 전력계통 운영 제3절 급전지시 [본절신설 2006.9.14.] 제5.3.4조(급전지시의 방법 등) ① ~ ② 현행과 동일 ③ 제1항에도 불구하고 수요관리사업자에 대한 전력거래소의 수요감축요청은 수요반응자원 전력거래시스템 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 따라 전송되어야 한다. 제12장 수요반응자원의 거래 제1절 통 칙 제12.1.4조(수요관리사업자의 의무) ①수요관리사업자는 수요반응자원이 전력거래소의 수요감축요청을 완수하도록 다음 각 호를 준수하여야 한다. 1. 수요반응참여고객의 계약기간은 해당 수요반응자원이 전력거래기간 동안 의무감축용량을 이행할 수 있도록 설정되어야 한다. 2. 수요반응참여고객과 계약한 감축용량의 합계는 전력거래기간 동안 수요반응자원의 의무감축용량보다 크거나 같아야 한다. 3. 수요반응참여고객의 전력거래기간 내 총 감축시간은 수요반응자원의 총 감축시간을 이행할 수 있도록 설정되어야 한다. 4. 수요감축이행 관련 계약내용이 수요반응자원의 감축 신뢰도를 저하시키지 않아야 한다. ② 수요관리사업자는 수요반응참여고객에게 전력거래소가 별도로 공지하는 전력시장과 관련한 필수정보를 고지하여야 한다. 제12.1.5조(불공정 거래행위 금지) 수요관리사업자는 ‘독점규제 및 공정거래에 관한 법률’에 따라 불공정 거래행위를 하여서는 아니 된다. 제2절 전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록 제12.2.1조(전력거래자 등록) ① 현행과 동일 ② 수요관리사업자의 전력거래자 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 1~5. 현행과 동일 6. 수요반응자원 전력거래시스템 계정신청서 제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 현행과 동일 ② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 전력거래기간 중 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29.> 1~6. 현행과 동일 7. 자가용 발전기를 사용하여 수요감축을 하는 경우 다음 각 목의 요구사항을 만족하여야 한다. 가. 전력계통에 연계하여 운전하는 발전기의 경우 송전사업자, 배전사업자, 구역전기사업자 중 해당 전력계통을 관리하는 사업자와 병렬운전조작합의를 체결하여야 한다. 나. 전력계통에 연계하지 않고 독립 운전하는 발전기의 경우 독립운전을 가능하게 하는 설비가 설치되어 있어야 한다. 8. <삭 제> ③ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 1∼6. 현행과 동일 7. 제2항 7호에 따라 자가용 발전기를 사용하여 수요감축을 하는 경우 다음 각 목의 해당되는 서류 가. 전력계통에 연계하여 운전하는 발전기의 경우 병렬운전조작합의서 사본 나. 전력계통에 연계하지 않고 독립 운전하는 발전기의 경우 전기사업법 시행규칙에 의한 사용전검사 확인증 또는 정기검사 확인증 사본 8. 전력거래소가 별도로 공지하는 전력시장 필수정보 고지 확인서 ④ <삭 제> ⑤ 현행과 동일 ⑥ 수요관리사업자는 등록완료된 수요반응참여고객의 정보가 변경될 경우 정보변경사유 발생일 이후 평일 20일 이내에 제3항의 변경된 서류를 전력거래소에 제출하고 수요반응자원 전력거래시스템 입력사항을 수정하여야 한다. 제12.2.5조(등록 말소) ① 수요관리사업자가 폐업 등 부득이한 사유로 수요관리사업자 등록 또는 수요반응자원 등록을 말소하고자 하는 경우 말소 1개월 전까지 전력거래소에 신청하여야 하고, 전력거래소는 특별한 사정이 없는 한 말소 신청에 대해 처리하여야 한다. <개정 2018.6.15> ② 전력거래소는 수요관리사업자가 수요관리사업을 폐지하였음에도 불구하고 수요관리사업자 및 수요반응자원의 등록 말소를 신청하지 아니한 경우 직권으로 등록을 말소하여야 한다. ③ 전력거래소는 전력거래기간 중 등록요건을 유지하지 못한 수요반응자원 또는 수요반응참여고객에 대해 등록을 말소할 수 있다. ④ 전력거래소는 제1항 또는 제2항에 따라 전력거래기간 중 수요관리사업자 또는 수요반응자원이 등록 말소된 경우 해당 수요관리사업자에 대하여 다음 전력거래기간의 전력거래를 제한하여야 한다. 제12.2.6조(등록 취소) ① <삭 제> ② <삭 제> ③전력거래소는 수요관리사업자가 수요반응자원 및 수요반응참여고객의 등록 시 제출한 서류와 전력거래시스템에 입력한 등록정보에 허위, 과장, 누락 사항이 있을 경우 해당 수요반응자원 또는 수요반응참여고객의 등록을 취소할 수 있다. [신설 2016.12.30.] ④ <삭 제> 제12.2.7조(전력거래기간의 준수) ① <삭 제> ② <삭 제> 제3절 등록시험 및 감축시험 제1관 등록시험 제12.3.1.2조(검증항목 및 일시) ① ~ ③ 현행과 동일 ④ 등록시험은 평일 09시부터 20시 사이(12시~13시 제외)에 시행한다. 제12.3.1.3조(평가 및 통지) ① 전력거래소는 제12.5.1.3조에 따라 취득한 정산용 사용전력량 데이터를 활용하여 등록시험일로부터 7일후(실근무일 기준)까지 등록시험에 참여한 수요반응자원의 감축 실적을 평가하여야 한다. <개정 2017.12.29.> ② 전력거래소는 등록시험에 참여한 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자에게 등록시험일로부터 7일후(실근무일 기준)까지 등록시험의 결과 및 조치사항을 통지하여야 한다. 제12.3.1.7조(결과에 대한 이의신청) ① ~ ② 현행과 동일 ③ 전력거래소는 수요관리사업자의 이의신청이 접수된 날로부터 합의가 이루어진 날까지 해당 수요반응자원에 대해서 전력거래 개시를 보류한다. 제12.3.1.8조(등록시험 후 수요반응참여고객 등록신청 취소) 수요관리사업자는 등록시험 결과에 따른 수요반응자원의 의무감축용량 확정 후 등록완료일 평일 2일 전까지 수요반응참여고객의 등록신청을 취소할 수 있다. [신설 2018.6.15.] 제4절 수요반응자원의 거래 제2관 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 제12.4.2.7조(비정상 거래행위 금지) 수요관리사업자는 비정상적인 수요반응에 의한 시장참여 행위를 하여서는 아니되며, 그 세부기준은 별도로 정한다. 제4관 수요관리사업자의 공정거래 의무 제12.4.4.1조(불공정 거래행위 금지) <삭 제> 제12.4.4.2조(부적절한 시장참여 행위 금지) <삭 제> 제12.4.4.3조(제재 조치) <삭 제> [별표 4] 입찰 운영 절차 6.3.8.5 수요회원은 변경 입찰을 할 수 없다. [별표 29] 수요반응참여고객의 전기소비형태 검증 기준 3.0 RRMSE 산식 3.3 수요관리사업자는 등록하고자 하는 수요반응참여고객에 대한 고객기준부하 산정방식을 선택하여야 하며, 등록일 기준 20일전에서부터 평일 90일의 9시부터 20시까지 사용전력량 데이터를 전력거래소에 제공하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2018.6.15> 3.7 검증대상일의 계량데이터가 누락되었을 경우 누락된 시간의 사용전력량을 “0”으로 하여 전기소비형태를 검증한다. 5.0 전기소비형태 검증 기준 5.2 전기소비형태 검증 계산 시 소수점 셋째자리에서 반올림한 값을 사용한다. 부 칙 (2019. . .) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(수요반응참여고객 등록요건 변경 등에 따른 경과조치) ① 2019년 10월 31일까지 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자는 2020년 4월 30일까지 제12.2.3조 제3항에 따른 전력시장 필수정보 고지 확인서를 제출하여야 한다.	수요감축요청 전송방법 현실화(문자메시지, 카카오톡 등 최신 전송수단을 사용하고 있음) 수요관리사업자의 의무 부여 제6.1.3조(시장감시의 대상)의 간결성을 위해 9항의 가목~라목을 제12.1.4조(수요관리사업자의 의무) 1항 아래로 이동 수요관리사업자의 필수정보 고지의무 부여 수요관리사업자는는 ‘독점규제 및 공정거래 법률’에 따른 모든 불공정 거래행위에 따라 규제 등록 필요서류 추가 7, 8호를 7호에 병합 7호와 병합 제출서류 명확화 필수정보 고지 확인서 제출 제12.2.3조 제3항 7호 제출서류로 대체 참여고객 정보변경 시 서류제출 의무 부여 등록 말소 조건 및 절차 명확화 제12.2.6조 ②항으로부터 문구수정 및 이동 제12.2.6조 ④항으로부터 문구 수정 및 이동 제12.2.7조 ②항으로부터 문구 수정 및 이동 제12.2.5조 ①항으로 문구 수정 및 이동 제12.2.5조 ②항으로 문구 수정 및 이동 등록취소 조건 명확화 제12.2.5조 ③항으로 문구 수정 및 이동 제12.2.2조 2항과 유사문구 삭제 제12.2.5조 ④항으로 문구 수정 및 이동 등록시험 가능시간 명시 평가결과 정확성 향상을 위한 평가일 연장 평가일 연장에 따른 시험결과 통지일 연장 문구 명확화 등록시험 후 참여고객 등록신청 취소 기간 지정 제12.4.4.2조 항으로부터 문구수정 및 이동 제12..1.5조로 문구수정 및 이동 제12.4.2.7조로 문구 수정 및 이동 전력시장운영규칙 제6장 ‘전력시장 감시‘ 및 전력거래소 정관 제6절 ’회원에 대한 징계‘ 조항으로 규제 일원화 문구의 오류 수정 실제 RRMSE 검증 시 사용하는 시간대의 데이터만 제출토록 개정 검증대상일 계량데이터 누락 시 계산방법 명시 계산결과의 소수점 이하 숫자 처리방법 명시 필수정보 고지 확인서는 6차년도 초기등록 준비시간을 고려하여, 추가등록기간(’20.4.30)까지 제출 유예

□ 신재생에너지 공급인증서 소유권 이전절차 개선을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개정 사유
[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.6 공급인증서 소유권 이전 및 재판매 금지 6.6.1 매매체결에 따른 공급인증서의 소유권 이전 시점은 매도자의 거래대금 수령 등록 시점, 매도자의 거래수수료 납부 시점, 매수자의 거래수수료 납부 시점 중 가장 나중의 것으로 한다. 6.6.2 매수자의 거래대금 지급 후 매도자의 거래대금 수령 등록이 전력거래소의 근무일 기준 5일 이상 경과할 경우, 전력거래소는 매수자의 거래대금 계좌이체 여부 등을 확인하고 공급인증서의 소유권을 매수자로 이전할 수 있다. 부 칙 (0000. 00. 00.) <신 설> <신 설>	[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.6 공급인증서 소유권 이전 및 재판매 금지 6.6.1 매매체결에 따른 공급인증서의 소유권 이전 시점은 매수자의 거래대금 지급 등록 시점, 매도자의 거래수수료 납부 시점, 매수자의 거래수수료 납부 시점 중 가장 나중의 것으로 한다. 6.6.2 매수자는 반드시 매도자에게 거래대금 지급 후 거래대금 지급 등록을 하여야 하며, 전력거래소는 필요시 거래대금 지급과 관련한 증빙자료를 제출하도록 매수자에게 요구할 수 있으며, 매수자의 거래대금 지급여부 등을 확인하고 공급인증서의 소유권을 매수자로 이전할 수 있다. 부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(REC 소유권 이전 절차에 대한 경과조치) REC 소유권 이전 관련 별표25의 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 제1조에 의한 시행일로부터 1개월 이내에 시행한다.	· 매도자 거래대금 수령등록 시점 삭제 및 매수자 거래대금 지급 등록 시점 추가 · 매수자의 거래대금 선 지급 후 등록 의무화 및 필요시 지급 증빙자료 요구 규정 신설 · 시스템 보완 후 시행일로부터 1개월 이내 시행

□ 배출권 거래비용 정산 관련 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 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. (부칙 신설)	제2장 발전입찰 및 가격결정 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.1조~제2.4.4조 (현행과 같음) 제2.4.5조(배출권거래비용 기준가격의 결정) ① 전력거래소는 제4.2.1.4조에 따라 이행연도 종료 후 비용위원회에서 정하는 기간까지 이행연도의 배출권거래비용 기준가격을 결정한다. ② (현행과 같음) 부 칙 (2019. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.	ㅇ 배출권거래비용 기준가격 산정 기한 삭제

□ 예비력 저하 시 시운전발전기 출력 활용 관련 규정개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제14.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 전력거래소에 주간, 일간 시운전발전계획을 다음의 일정 및 시각에 맞도록 별표 4에 따라 제출하여야 한다. 1. 최초 계통연결계획 : 계통연결 2개월 전까지 2. 월간 시운전발전계획 : 거래월의 전월 20일까지 3. 주간 시운전발전계획 : 거래주의 전주 수요일까지 <개정 2016.12.30.> 4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 10시까지 ② <개정 2003.9.18.> <삭제 2019.05.31.> ③ 전력거래소는 시운전 발전기를 보유한 발전사업자가 계통안정운영을 저해하지 않는 범위 내에서 시운전 계획에 따라 시운전이 가능하도록 운영발전계획수립 시 우선 반영하여야 한다. (부칙 신설)	제14.3조(시운전 전력) ① 시운전 발전기를 보유한 발전회원은 전력거래소에 주간, 일간 시운전발전계획을 다음의 일정 및 시각에 맞도록 별표 4에 따라 제출하여야 한다. 1. 최초 계통연결계획 : 계통연결 2개월 전까지 2. 월간 시운전발전계획 : 거래월의 전월 20일까지 3. 주간 시운전발전계획 : 거래주의 전주 수요일까지 <개정 2016.12.30.> 4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 10시까지 ② <개정 2003.9.18.> <삭제 2019.05.31.> ③ 전력거래소는 시운전 발전기를 보유한 발전사업자가 계통안정운영을 저해하지 않는 범위 내에서 시운전 계획에 따라 시운전이 가능하도록 운영발전계획수립 시 우선 반영하여야 하며, 시운전 전력은(정비중인 발전기 시험운전 포함) 예비력 수준 또는 출력 안정성 등을 고려하여 전력수급 안정을 위해 실시간 공급능력에 반영할 수 있다. 부 칙 (2019. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.	예비력 수준 또는 출력 안정성 등을 고려하여 시운전 출력을 실시간 공급능력에 반영 근거 마련

□ 계량설비 설치 기준 완화 및 현행화

현 행

개 정(안)

비 고

[별표 7]

7.1.7     시험용 전력량계의 제출

1) <신설>

전기사업자 및 직접구매자는 전력거래소에 등록되지 않은 형식의 전력량계를 설치하고자 하는 경우에는 계량시스템과 전력량계간 원활한 시험을 위해 전력량계(운용 소프트웨어 및 모뎀 포함) 1대를 거래개시 3개월 이전에 전력거래소로 제출하고 필요시 기술지원을 하여야 하며, 전력거래소는 시험종료후 시험용 전력량계를 전기사업자 및 직접구매자에게 반납하여야 한다. <개정 2017.12.29.>

[별표 7]

7.1.7   전력량계 사용 승인 및 시험용 전력량계의 제출

1) 형식승인이 완료된 전력량계가 신규로 전력시장에서 사용되려면 전력거래소로부터 전력거래용 전력량계 적합성 검토를 받은 후 사용 승인을 득하여야 한다.

2) 전기사업자 및 직접구매자는 전력거래소에 등록되지 않은 형식의 전력량계를 설치하고자 하는 경우에는 계량시스템과 전력량계간 원활한 시험을 위해 전력량계(운용 소프트웨어 및 모뎀 포함) 1대를 거래개시 3개월 이전에 전력거래소로 제출하고 필요시 기술지원을 하여야 하며, 전력거래소는 시험종료후 시험용 전력량계를 전기사업자 및 직접구매자에게 반납하여야 한다. <개정 2017.12.29.>

전력량계 사용 승인 절차 추가

[별표 7]

8.1    전력량계

(중략)

□ 기억용량

◦ 8채널, 5분 단위 기록데이터를 50일분 이상 유지․보존할 수 있도록 필요한 용량의  비휘발성 메모리를 내장하여야 한다. 다만, 허용오차가 0.5급인 전력량계는 8채널, 5분단위 기록데이터를 20일분 이상 유지․보존할 수 있는 메모리를 내장하여야 한다.

□ 전력량계 전원

◦ 전력량계의 전원은 변성기(PT) 및 별도의 전원(AC 단상, DC 등)에 의해 공급되어야 한다.

(중략)

□ 인증코드

◦ 모든 전력량계는 계량점을 표시하는 20자리 이상의 인증코드(Identification Code)를 설정하여 전력거래소 계량시스템과 통신에 사용할 수 있어야 한다.

(중략)

□ 시스템 보안

◦ 현장이나 원격 취득을 통하여 전력량계의 계량데이터를 이용하고자 할 때에는 제4.1.6조의 규정에 따라 암호를 설정할 수 있는 기능을 갖추어야 한다.

□ 전력량계 운영 프로그램 설치

◦ RS-232C 및 Optical Port를 이용하여 전력량계 운영프로그램을 설치, 변경 및 계량데이터의 확인이 가능하여야 한다.

[별표 7]

8.1    전력량계

(중략)

□ 기억용량

◦ 8채널, 5분 단위 기록데이터를 50일분 이상 유지․보존할 수 있도록 필요한 용량의  비휘발성 메모리를 내장하여야 한다. 다만, 허용오차가 0.5급 이상인 전력량계는 8채널, 5분단위 기록데이터를 20일분 이상, 설비용량 500kW 미만 신재생발전기의 전력량계는 4채널, 5분단위 기록데이터를 20일분 이상 유지․보존할 수 있는 메모리를 내장하여야 한다.

□ 전력량계 전원

◦ 전력량계의 전원은 변성기(PT) 또는 별도의 전원(AC 단상, DC 등)에 의해 공급되어야 한다.

(중략)

□ 인증코드

◦ 모든 전력량계는 각 전력량계별 일련번호 등 고유 식별코드를 통하여 전력거래소 계량시스템과 통신에 사용할 수 있어야 한다.

(중략)

□ 시스템 보안

◦ 전력량계는 본체 또는 통신장치를 통하여 외부 조작에 의해서 계량값 또는 기록자료를 변경할 수 없는 구조이어야 한다.

□ 전력량계 운영 프로그램 설치

◦ RS-232C, RS-485 및 Optical Port 중 하나 이상의 통신 인터페이스를 이용하여 전력량계 운영프로그램을 설치, 변경 및 계량데이터의 확인이 가능하여야 한다.

기억용량 기준 완화 및 대상 전력량계 명확화

규칙완화 대상 명확화

전력량계 전원 공급방식을 현재 계량설비 구조에 맞도록 현실화

통신을 위한 전력량계 인증방식 현행화

전력량계 보안 기능 현행화

전력량계 통신 인터페이스 허용범위 확대

[별표 7]

7.1.3   설치기준

(중략)

2) 주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있다.

가) 법 부칙 제8조의 규정에 의하여 수급계약을 체결한 자가 법 제31조 제1항 및 제2항의 단서규정에 따라 전력거래를 하는 경우에는 기술적으로 문제가 없다면 2003년 12월 31일까지에 한하여 판매사업자로부터의 수전용 전력량계와 공동으로 이용할 수 있다.

[별표 7]

7.1.3   설치기준

(중략)

2) 주전력량계용 변성기는 전력거래를 위한 용도로 이용하여야 한다. 다만, 아래와 같은 경우에는 공용할 수 있다.

가) 현장 여건상 변성기의 설치가 곤란한 경우 판매사업자의 수전용 전력량계의 변성기를 공동으로 이용할 수 있다. 이 경우에 전력거래용 변성기는 기술적 성능 및 계량 정합성에 문제가 없어야 하며, 2권선 방식(CT는 2개의 Core, PT는 별도의 2차 권선)과 별도 봉인할 수 있는 구조를 갖추어야 한다.

변성기 공용사용 요건 완화

문구 정비 및 요건 구체화

[별표 7]

8.2    변성기

(중략)

나. 주전력량계용 변성기는 보조 변성기(PT, CT) 등 전력거래 이외의 목적을 위한 설비나 장치를 별도로 부착할 수 없도록 하여야 한다.

[별표 7]

8.2    변성기

(중략)

나. 주전력량계용 변성기는 전력량 계량 이외의 목적을 위한 설비나 장치를 별도로 부착할 수 없도록 하여야 한다.

변성기 공용사용 요건 완화에 따른 규칙 보완

문구 정비

[별표 7]

7.2.1   계량데이터 취득

(중략)

2) <신설>

2) 전력량계에 공중전화선이 설치된 경우의 계량데이터는 1일 1회 전일치 5분 데이터를 취득한다.<개정 2005.10.10, 2012.12.31>

[별표 7]

7.2.1   계량데이터 취득

(중략)

2) 설비용량 500kW 미만인 신재생발전기의 경우 전력량계 특성상 불가피한 경우 순방향(송전) 유효전력량을 제외한 취득 계량데이터의 항목을 조정할 수 있다.

3) 전력량계에 공중전화선이 설치된 경우의 계량데이터는 1일 1회 전일치 5분 데이터를 취득한다.<개정 2005.10.10, 2012.12.31>

계량데이터 취득 항목 조정 규정 마련

[별표 7]

7.5.2   인증코드

(중략)

3) 인증코드의 구성은 아래와 같다.<개정 2005.10.10, 2010.11.30>

1	2	3	4		5	6	7	8		9		10

①                   ②          ③    ④

◈ 코드구성 내역

① 발전기 고유번호(기 부여된 고유번호) 또는 직접구매자 가입순번

② 발전사업자 또는 직접구매자

<표삭제 2010.11.30>

③ 계량점

1 : MTr 2차, 2 : MTr 1차, 3 : Start up, 4 : Aux2차(1대),

5 : Aux1차 (1대), 6 : Aux2차 (2대), 7 : Aux1차 (2대)

④ 전력량계가 계량하는 발전기 또는 수전변압기 대수

1 : 1대,  2 : 2대,  3 : 3대

7.5.3   안전성 확보를 위한 암호

전기사업자 및 직접구매자의 계량담당자는 전력거래소가 부여한 전력량계의 암호가 외부로 유출되지 않도록 철저히 관리하여야 한다.

[별표 7]

7.5.2   인증코드

(중략)

3) 인증코드의 구성은 아래와 같다.<개정 2005.10.10, 2010.11.30>

1	2	3	4		5	6	7	8		9		10

①                   ②          ③    ④

◈ 코드구성 내역

① 발전기 고유번호(기 부여된 고유번호) 또는 직접구매자 가입순번

② 발전사업자 또는 직접구매자

<표삭제 2010.11.30>

③ <삭제>

④ <삭제>

7.5.3 <삭제>

인증코드 구성 내역 현행화

미사용 내역 삭제

미사용 내역 삭제

암호 사용 항목 현행화

제4.1.6조(안전성 확보를 위한 암호) ① 전력거래소는 계량데이터의 안전성 확보를 위해 전력량계에 대해 읽고 입력할 수 있는 암호를 설정하여야 한다.

② 전력거래소는 전기사업자 및 직접구매자가 보유한 전력량계에 대한 읽기전용 암호를 해당자에게 제공하여야 한다.

제4.1.6조 <삭제>

암호 사용 항목 현행화

[별표 7]

7.2.3   계량데이터 처리

(중략)

6) <신설>

[별표 7]

7.2.3   계량데이터 처리

(중략)

6) 전기사업자 및 직접구매자의 조치 미흡으로 계량데이터의 누락이 발생한 경우 전기사업자 및 직접구매자는 계량데이터를 산정할 수 있는 자료를 전력거래소에 제공하여야 하며, 자료제출이 없는 경우 최근 7일의 평균거래량으로 계량데이터를 적용한다. 단, 해당기간 중 유효한 거래량 데이터가 없는 시간대의 거래량은 ‘0’으로 한다.

계량데이터 누락시 사업자에게 자료제공 의무 명시

데이터가 없는 경우 처리방안 규정 마련

일부 문구 정비

<신설>

<신설>

부 칙 (2019. X. X.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(계량설비 설치기준 완화에 대한 경과조치) 계량설비 설치기준 완화, 계량데이터 취득 및 처리에 대한 개정사항은 완화된 전력량계의 계량 및 통신설비를 적용 가능한 전력거래시스템 구축이 완료된 이후부터 적용한다.

신규 전력량계용 전력거래시스템 구축을 위한 유예기간 적용

발전기 정비계획 수립을 위한 적정 공급예비력 규정에 관한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 7.1 발전기 정지계획 조정기준 7.1.1 전력시장 운영체제하에서 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 통하여 연중 안정적이고 경제적인 전력수급 운영 부 칙 (0000. 00. 00.) <신 설>	[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차 7.1 발전기 정지계획 조정기준 7.1.1 전력거래소는 전력시장 운영체제하에서 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 통하여 연중 안정적이고 경제적인 전력수급 운영계획을 수립하여야 하며, 적정 공급예비력을 확보하기 위하여 최대한 노력하여야 한다. 단, 적정 공급예비력은 아래 각호의 계통운영 변동성을 고려하여 산정한다. ① 전력수급 비상발령 예비력 수준 ② 최근 3년간의 전력수요 예측오차 ③ 최근 3년간의 발전기 동시 고장 실적 부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.	∘적정 공급예비력 명시

전력거래대금 정산업무 편의성 제고를 위한 정산규칙 개정(안)

현 행	개 정(안)		개정사유
제4장 계량과 정산 및 결제 제4장 계량과 정산 및 결제 ∙ 제1절 정산 제5관 정산 명세서 <본관번호변경 2005.1.21> 제4.2.5.3조(초기정산에 대한 조정신청) ① 거래당사자는 제4.2.5.2조 제2항의 규정에 의한 초기정산결과를 통지 받은 경우에, 거래일로부터 18일 이내에 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다.<개정 2007.7.23> ② 제1항의 규정에 의한 조정신청이 거래일로부터 21일 이내에 협의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.<개정 2007.7.23> 제4.2.5.4조(최종정산) 전력거래소는 제4.2.5.3조의 규정에 의한 조정신청 처리결과를 반영하여 거래일로부터 20일 이내에 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 22일 이내에 거래당사자에게 통지하여야 한다. 부 칙 (0000. 00. 00.) <신 설> [별표 8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1~7.5.1 (생략) 7.5.2 전력거래소 정산담당자는 거래일로부터 2일째 되는 날 14:00까지 중앙급전발전기를 보유하지 않은 회원의 거래시간별로 취득된 계량전력량에 따른 전력거래량을 포함하여 거래일로부터 20일 이내 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 22일 이내 해당 회원에게 최종정산명세서를 발행한다. 7.5.3~7.9 (생략) 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.<개정 2004.11.30., 2012.12.31., 2014.11.3.> 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. [신설 2014.11.3.] 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. [신설 2014.11.3.] 7.9.1.2 전력거래소 결제담당자는 판매사업자가 판매한 양수동력정산금에 대해서 각 차수별 결제일 기준 3일전까지 해당회원에게 별지 제41호서식에 의한 청구요청서를 발송한다.<개정 2004.11.30> 7.9.1.3 판매사업자는 7.9.1.2에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 2일전까지 전력거래 결제금액을 전력거래소에 청구해야 하며, 청구서 서식은 별지 제40호서식을 준용한다.<개정 2004.11.30> 7.9.1.4~7.9.2 (생략) 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. <개정 2004.11.30., 2014.11.3.> 7.9.2.2 발전사업자 및 수요관리사업자는 7.9.2.1에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 2일전까지 전력거래 대금을 전력거래소에 청구해야 한며, 청구서 서식은 별지 제40호서식 및 제104호 서식을 준용한다.<개정 2004.11.30., 2014.11.3.>	제4장 계량과 정산 및 결제 제1절 정산 제5관 정산 명세서 <본관번호변경 2005.1.21> 제4.2.5.3조(초기정산에 대한 조정신청) ① 거래당사자는 제4.2.5.2조 제2항의 규정에 의한 초기정산결과를 통지 받은 경우에, 거래일로부터 15일 이내에 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다.<개정 2007.7.23, 2020.1.1> ② 제1항의 규정에 의한 조정신청이 거래일로부터 18일 이내에 협의되지 아니한 경우에는 제7장 제3절의 규정에 따라 처리한다.<개정 2007.7.23, 2020.1.1> 제4.2.5.4조(최종정산) 전력거래소는 제4.2.5.3조의 규정에 의한 조정신청 처리결과를 반영하여 거래일로부터 17일 이내에 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 19일 이내에 거래당사자에게 통지하여야 한다.<개정 2020.1.1.> 부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. [별표 8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1~7.5.1 (현행과 동일) 7.5.2 전력거래소 정산담당자는 거래일로부터 2일째 되는 날 14:00까지 중앙급전발전기를 보유하지 않은 회원의 거래시간별로 취득된 계량전력량에 따른 전력거래량을 포함하여 거래일로부터 17일 이내 최종정산을 하고, 그 결과를 거래일로부터 19일 이내 해당 회원에게 최종정산명세서를 발행한다. <개정 2020.1.1.> 7.5.3~7.9 (현행과 동일) 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 5일전까지 해당회원에게 별지 제40호서식 및 별지 제104호서식에 의한 청구서와 세금계산서 등을 발송한다. <개정 2004.11.30., 2012.12.31., 2014.11.3, 2020.1.1> 7.9.1.1.1 전력거래소 결제담당자는 판매사업자, 직접구매자 등이 지급받아야 할 수요반응자원의 위약금과 관련된 결제금액 내역을 기재하여 각 차수별 결제일 기준 5일전까지 해당회원에게 별지 제105호 서식에 의한 청구요청서를 발송한다. [신설 2014.11.3], <개정 2020.1.1> 7.9.1.1.2 판매사업자, 직접구매자 등은 7.9.1.2.1의 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 4일전까지 전력거래 결제금액을 전력거래소에 청구해야 하며, 청구서 서식은 별지104호 서식을 준용한다. [신설 2014.11.3.], <개정 2020.1.1> 7.9.1.2 전력거래소 결제담당자는 판매사업자가 판매한 양수동력정산금에 대해서 각 차수별 결제일 기준 5일전까지 해당회원에게 별지 제41호서식에 의한 청구요청서를 발송한다.<개정 2004.11.30, 2020.1.1> 7.9.1.3 판매사업자는 7.9.1.2에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 4일전까지 전력거래 결제금액을 전력거래소에 청구해야 하며, 청구서 서식은 별지 제40호서식을 준용한다.<개정 2004.11.30, 2020.1.1> 7.9.1.4~7.9.2 (현행과 동일) 7.9.2.1 전력거래소 결제담당자는 발전사업자와 수요관리사업자가 지급받아야 할 전력거래와 관련된 결제금액 내역을 별지 제41호서식 및 제105호서식에 의하여 각 거래차수별 결제일 기준 5일전까지 발송한다. <개정 2004.11.30., 2014.11.3, 2020.1.1> 7.9.2.2 발전사업자 및 수요관리사업자는 7.9.2.1에서 규정한 청구요청서를 근거로 거래차수별 결제일 4일전까지 전력거래 대금을 전력거래소에 청구해야 한며, 청구서 서식은 별지 제40호서식 및 제104호 서식을 준용한다.<개정 2004.11.30., 2014.11.3., 2020.1.1>		· 정산 정보 조기 제공을 위한 최종 통지일 단축 · 정산 정보 조기 제공을 위한 최종 통지일 단축 · 회원사 행정처리 시간 추가 제공을 위한 청구요청 및 청구일 단축
[별표 8] [붙임 1] 입 찰 거래대금 수수 및 종결 계량데이터 수집 정산조정 초기정산 초기정산결과 통지 조정(이의) 최종정산 합의? 최종정산결과 통지 분쟁조정 전기위원회 재정신청 최종정산결과 이의신청 및 처리 변경정산금 통지 이의? 이의? 합의? D-1 D+2 D+6 D+9 D+18 D+20 D+22 D+20 D+60 D+85 D+18 Yes No Yes Yes Yes No No No Yes 차수별(4차) 초기정산결과 조정신청 및 처리		[별표 8] [붙임 1] 입 찰 거래대금 수수 및 종결 계량데이터 수집 정산조정 초기정산 초기정산결과 통지 조정(이의) 최종정산 합의? 최종정산결과 통지 분쟁조정 전기위원회 재정신청 최종정산결과 이의신청 및 처리 변경정산금 통지 이의? 이의? 합의? D-1 D+2 D+6 D+9 D+15 D+17 D+19 D+20 D+60 D+85 Yes No Yes Yes Yes No No No Yes 차수별(4차) 초기정산결과 조정신청
[붙임 3] 초기정산 결과 이의사항 접수 (전력거래소) 조정신청 (D+18일 이내) 최종정산 결과 이의신청 (D+60일 이내) 유효성 확인? 관련 회원간 협의‧조정 관련 회원간 협의‧조정 초기정산 조정 최종정산에 반영 처리결과 통지 (D+21일 이내) 처리결과 통지 (D+85일 이내) 최종정산 조정 완 료 Y 최종정산 초기정산 최종정산에 반영 통지(D+22일이내) 통지일 이후 첫번째 대금지급일 수수 N		[붙임 3] 초기정산 결과 이의사항 접수 (전력거래소) 조정신청 (D+15일 이내) 최종정산 결과 이의신청 (D+60일 이내) 유효성 확인? 관련 회원간 협의‧조정 관련 회원간 협의‧조정 초기정산 조정 최종정산에 반영 처리결과 통지 (D+18일 이내) 처리결과 통지 (D+85일 이내) 최종정산 조정 완 료 Y 최종정산 초기정산 최종정산에 반영 통지(D+19일이내) 통지일 이후 첫번째 대금지급일 수수 N

현  행

개  정  (안)

개 정  사 유

제5장	전력계통 운영

제1절	운영발전계획

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치 사항
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ수요관리사업자에게 수요감축요청 발령 전력수요감축 시행 ㅇ계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보 ㅇ발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악 ㅇ운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동 (중앙급전발전기) ㅇ중앙급전 구역전기 발전기 구역수요 초과 입찰 공급가능용량 급전지시 ㅇ비중앙급전발전기 및 비중앙급전 구역전기사업자 등 가동 준비·지시 ㅇ전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%) ㅇ수요조정지원제도(주간예고) 시행 ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)
2,000이상 3,000미만	주의 (Yellow)	ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령 ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시 ㅇ수요조정지원제도(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)

(중략)

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 관련 자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자, 자가용전기설비를 설치한 자, 수요관리사업자및 중개사업자에게 통지하여야 한다. <개정 2014.11.3., 2018.12.12.>

② 전력수급전망은 주간수급, 월간수급, 2년간수급, 7년 이상의 장기수급으로 구분한다.

③ 전력거래소는 전력수급전망 결과, 수급균형 유지가 어려울 것으로 예상되는 경우에는 발전기 정지계획 조정 등 제반조치를 취하여야 하며, 전기사업자는 이에 적극 협조하여야 한다.

④ 제3항의 규정에 의한 발전기 정지계획 조정 등 제반조치는 전력시장 및 전력계통이 경제적이고 안정적으로 운영될 수 있도록 해야 한다.

[별표2] 정산 기준

(중략)

15. 중앙급전 구역전기발전기 정산관련 기준 산정

(중략)

다. 급전지시 이행 검증기준

① 급전원은 규칙 제5.1.4조 및 제5.3.1조에 따라 구역수요 초과 공급가능용량 및 공급소요시간을 고려하여 중앙급전 구역전기발전기에 급전지시하고 지시시간, 지시출력 및 계통 공급시간을 분단위로 입력한다.

② 중앙급전 구역전기발전기 급전지시 이행 검증기준은 아래와 같다.

|Max [{Min(EOSOi,t, AALi,t)- MGOi,t}, 0]|≤ ε 이면 급전지시 이행 준수, 아니면 급전지시 이행 위반

여기서,

EOSOi,t : 시간대별 급전지시량 (전체 송전전력)

AALi,t : 중앙급전 구역전기발전기 시간대별 실제 구역수요 초과 공급가능용량

허용오차(ε) : Min(EOSOi,t, AALi,t) × 0.005, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 2㎿를 적용한다.

[별표4] 입찰 운영 절차

(중략)

6.3.7 변경 입찰

6.3.7.5	발전회원이 변경입찰을 해야 하는 경우를 예시하면 아래와 같다.

6.3.7.5.1	발전기 특성변경

보일러, 터빈 또는 발전소 보조기기 고장 등의 사유로 발전기의 기술적인 특성(출력증가/감소율, 최대/최소 발전용량 등)이 변경되었을 경우.

6.3.7.5.2	발전기 시험 및 고장

발전기 시험, 발전기 설비 고장 등의 사정으로 공급가능용량이 변경되었을 경우

6.3.7.5.3	기상청 예보온도 변경

복합화력발전기에 한해, 기상청 예보온도 변경으로 발전기의 공급가능용량이 변경되었을 경우

< 신 설 >

[별표 9]

운영발전계획 수립 절차

(중략)

7.2.2.2	발전제약사항 입력

(중략)

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

가. 주파수 조정용량 확보를 위해 발전기 기준출력 상한치를 아래와 같이 배분하여 운영

(중략)

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

1) 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전계획을 고려하여 예비력에 반영한다.

2) 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 수요감축요청을 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 수요감축요청량을 반영하여 예비력을 확보한다.

3) 전력수급 상황이 악화되어 예상 운영예비력 5,000MW 미만 시 중앙급전 구역전기사업자의 구역수요 초과 공급가능용량을 반영하여 예비력을 확보한다.

[별표 11]

실시간 급전운영 절차

(중략)

7.5     적정 예비력 확보

(중략)

2) 예비력 부족시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 공급가능용량을 발전지시하며 정지중인 대기·대체예비력 발전기를 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 400만㎾ 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

(중략)

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

(중략)

8. 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 입찰 공급가능용량에 대한 발전지시

[별표 13]

계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.5] 급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

(중략)

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

[별표 18]

발전기정지 및 휴전업무 절차

7.1	발전기 정지계획 조정기준

7.3	월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차

(중략)

7.3.3	전력거래소는 연간 발전기 정지계획을 기준으로 전력수요, 계통운영여건 변동상황, 발전기 정지계획 변경요청사항 등을 고려하여 7.2.3.2의 과정을 통해 월간 수급전망(안)을 수립한다.

(중략)

7.4	주간 발전기 정지계획 조정절차

(중략)

7.4.3	전력거래소는 월간 발전기 정지계획을 기준으로 전월 및 전주 전력수요 실적분석에 의한 수요변동사항, 발전사업자 및 판매사업자의 제출자료 등을 검토하여 다음주의 전력수급 전망(안)을 수립한다.

7.5	발전기 정지통보 절차

7.5.1	전력거래소는 전력수급 사항을 검토한 후 발전사업자와 협의하여 정지 가능여부를 결정, 통보한다.

7.5.2   월간․주간 전력수급전망 발표 후 발전기 정지일정 변경 및 임시정지 사유 발생시 발전사업자는 정지작업 3일전까지 전력거래소에 요청하여야 하며, 전력거래소는 정지기간 등을 고려하여 월간․주간 수급사항을 검토한 후 가능여부를 결정, 통보한다.[신설 2011.6.30.]

부 칙 (0000. 00. 00.)

<신  설>

[별지 제111호 서식]

중앙급전 구역전기사업자 입찰서

1. 거래일 날짜

2. 구역전기 사업자명

3. 구역전기 발전기명

4. 시간대별 입찰자료

구 분	1	2	3	4	5	...	19	20	21	22	23	24
시간대별 발전가능용량
시간대별 공급구역 예상 전력수요
시간대별 공급소요시간

5. 변경제출 시 사유

6. 구역전기사업자 서명           날짜

7. 접수시각           접수자          (서명)

제5장	전력계통 운영

제1절	운영발전계획

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치 사항
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	ㅇ수요관리사업자에게 수요감축요청 발령 전력수요감축 시행 ㅇ계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보 ㅇ발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악 ㅇ운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동 (중앙급전발전기) ㅇ모든 중앙급전 구역전기 발전기 입찰 공급가능용량 전량 급전지시 ㅇ비중앙급전발전기 및 비중앙급전 구역전기사업자 등 가동 준비·지시 ㅇ전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%) ㅇ수요조정지원제도(주간예고) 시행 ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)
2,000이상 3,000미만	주의 (Yellow)	ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령 ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시 ㅇ수요조정지원제도(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)

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 관련 자료를 전력거래소 회원으로 가입한 전기사업자, 자가용전기설비를 설치한 자, 수요관리사업자및 중개사업자에게 통지하여야 한다. <개정 2014.11.3., 2018.12.12.>

② 전력수급전망은 주간수급, 월간수급, 2년간수급, 7년 이상의 장기수급으로 구분한다.

③ 전력거래소는 전력수급전망 결과, 수급균형 유지가 어려울 것으로 예상되는 경우에는 발전기 정지계획 조정 및 구역수요를 초과하는 중앙급전 구역전기 발전기 가용능력파악(월간, 주간 수급검토 시) 등 제반조치를 취하여야 하며, 전기사업자는 이에 적극 협조하여야 한다.

④ 제3항의 규정에 의한 발전기 정지계획 조정 등 제반조치는 전력시장 및 전력계통이 경제적이고 안정적으로 운영될 수 있도록 해야 한다.

[별표2] 정산 기준

15. 중앙급전 구역전기발전기 정산관련 기준 산정

(중략)

다. 급전지시 이행 검증기준

① 급전원은 규칙 제5.1.4조 및 제5.3.1조에 따라 구역수요 초과 공급가능용량 및 공급소요시간을 고려하여 중앙급전 구역전기발전기에 급전지시하고, 전력공급 시작 및 종료시간과 필요 시 전력공급을 지시한 시간을 분단위로 입력한다.

② 중앙급전 구역전기발전기 급전지시 이행 검증기준은 아래와 같다.

|Max [{Min((ALi,t, RALi,t, AALi,t)- MGOi,t}, 0]|≤ ε 이면 급전지시 이행 준수, 아니면 급전지시 이행 위반

여기서,

EOSOi,t : <삭제>

ALi,t :  중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 구역수요 초과 공급가능용량

RALi,t : 중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 변경 구역수요 초과 공급가능용량

AALi,t : 중앙급전 구역전기발전기 시간대별 실제 구역수요 초과 공급가능용량

허용오차(ε) : Min(ALi,t, RALi,t, AALi,t) × 0.005, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 2㎿를 적용한다.

[별표4] 입찰 운영 절차

(중략)

6.3.7 변경 입찰

6.3.7.5	발전회원이 변경입찰을 해야 하는 경우를 예시하면 아래와 같다.

6.3.7.5.1	발전기 특성변경

보일러, 터빈 또는 발전소 보조기기 고장 등의 사유로 발전기의 기술적인 특성(출력증가/감소율, 최대/최소 발전용량 등)이 변경되었을 경우.

6.3.7.5.2	발전기 시험 및 고장

발전기 시험, 발전기 설비 고장 등의 사정으로 공급가능용량이 변경되었을 경우

6.3.7.5.3	기상청 예보온도 변경

복합화력발전기에 한해, 기상청 예보온도 변경으로 발전기의 공급가능용량이 변경되었을 경우

6.3.7.5.4	중앙급전구역전기발전기의 공급구역 내 수요변경

중앙급전구역전기발전기에 한해, 공급구역 내 수요 변경으로 발전기의 공급가능용량이 변경되었을 경우

[별표 9]

운영발전계획 수립 절차

(중략)

7.2.2.2	발전제약사항 입력

(중략)

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

가. 주파수 조정용량 확보를 위해 발전기 기준출력 상한치를 아래와 같이 배분하여 운영

(중략)

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

1) 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전계획을 고려하여 예비력에 반영한다.

2) 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 수요감축요청을 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 수요감축요청량을 반영하여 예비력을 확보한다.

3) 전력수급 상황이 악화되어 예상 운영예비력 5,500MW 미만 시 구역수요 초과입찰한 모든 중앙급전 구역전기사업자의 입찰 공급가능용량을 모두 반영하여 예비력을 확보한다.

[별표 11]

실시간 급전운영 절차

(중략)

7.5     적정 예비력 확보

(중략)

2) 예비력 부족시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 공급가능용량 모두 발전지시하며 정지중인 대기·대체예비력 발전기를 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 400만㎾ 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

(중략)

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

(중략)

8. 구역수요 초과 입찰한 모든 중앙급전 구역전기 발전기 공급가능용량 모두 급전지시

[별표 13]

계통운영시스템 운영 절차

[붙임8.5] 급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 중부전력관제센터 ․ 경인전력관제센터	․ 중앙급전발전기 ․ 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 ․ 지역계통운영센터(후비 지역계통운영센터 포함) ․ 345kV이상 변전소(발전소 스위치야드 포함) 및 직류변환소 ․ 154kV 발전소(중앙급전발전기) 연계선로 운영 변전소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 제주지역 급전(분)소 ․ 중앙급전발전기를 보유한 구역전기사업자
․ 제주급전소	․ 제주지역 중앙급전발전기 ․ 지역급전분소(후비포함) ․ 제주지역 154kV이상 변전소 및 변환소 (무인변전소 제외)

(중략)

8.5.4 20MW 초과 200MW 미만인 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자 급전지시용 일반전화를 설치한다.

[별표 18]

발전기정지 및 휴전업무 절차

7.1	발전기 정지계획 조정기준

7.3	월간 발전기 및 전기저장장치 정지계획 조정절차

(중략)

7.3.3	전력거래소는 연간 발전기 정지계획을 기준으로 전력수요, 계통운영여건 변동상황, 발전기 정지계획 변경요청사항 등을 고려하여 7.2.3.2의 과정을 통해 월간 수급전망(안)을 수립하며, 전력수급부족 대비 중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 운영계획(발전기 정비 등을 고려한 발전가능용량 및 구역수요 전망)을 매월 25일까지 제출받을 수 있다.

7.4	주간 발전기 정지계획 조정절차

(중략)

7.4.3	전력거래소는 월간 발전기 정지계획을 기준으로 전월 및 전주 전력수요 실적분석에 의한 수요변동사항, 발전사업자 및 판매사업자의 제출자료 등을 검토하여 다음주의 전력수급 전망(안)을 수립하며, 전력수급부족 대비 중앙급전발전기 보유 구역전기사업자 운영계획(발전기 정비 등을 고려한 발전가능용량 및 구역수요 전망)을 매주 금요일까지 제출받을 수 있다.

7.5	발전기 정지통보 절차

7.5.1	전력거래소는 전력수급 사항을 검토한 후 발전사업자와 협의하여 정지 가능여부를 결정, 통보한다.

7.5.2   월간․주간 전력수급전망 발표 후 발전기 정지일정 변경 및 임시정지 사유 발생시 발전사업자는 정지작업 3일전까지 전력거래소에 요청하여야 하며, 전력거래소는 정지기간 등을 고려하여 월간․주간 수급사항을 검토한 후 가능여부를 결정, 통보하며, 중앙급전 발전기 보유 구역전기 사업자는 운영계획(발전기 정비 등을 고려한 발전가능용량 및 구역수요 전망) 변경 시 거래일로부터 1일 전까지 전력거래소에 제출한다.[신설 2011.6.30.]

부 칙 (0000. 00. 00.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

[별지 제111호 서식]

중앙급전 구역전기사업자 입찰서

1. 거래일 날짜

2. 구역전기 사업자명

3. 구역전기 발전기명

4. 시간대별 입찰자료

구 분	1	2	3	4	5	...	19	20	21	22	23	24
(a)-(b)가 20MW 이상 시간대별 공급가능용량
시간대별 발전가능용량(a)
시간대별 공급구역 예상 전력수요(b)
시간대별 공급소요시간

5. 변경제출 시 사유

6. 구역전기사업자 서명           날짜

7. 접수시각           접수자          (서명)

‣비상시 급전지시 방안 명확화

‣수급 부족대비 중앙급전 구역전기발전기 가용능력 파악 규정 확보

‣급전지시 시 불필요한 입력항목 삭제 및 검증산식 현실화

‣ 예비력자원인 중앙급전구역전기발전기의공급가능능력 명확화

‣비상시 운영발전계획에중앙급전 구역전기발전기 반영방안 명확화

‣비상시 급전지시 방안 명확화

‣비상시 급전지시 방안 명확화

‣중앙급전발전기 급전전화 설치기준과 동등한 급전전화 구비기준 마련

‣ 수급비상 대비 구역전기사업자 운영계획 사전제출 규정 확보

‣ 급전지시 용량 직관적 파악을 위한 입찰서식 개선

중앙급전 구역전기발전기 용량요금 입찰 및 정산관련 규정 보완을 위한 규칙개정(안)

REC 현물시장 매매주문가격 제한폭 개선을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정(안)	개정사유
[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.2.4 양방향입찰방식 주문의 관리 6.2.4.1 ~ 6.2.4.3 (생략) 6.2.4.4 가격제한폭은 매매기준가격에 100분의 30을 곱하여 산출한 금액(해당 금액 중 주문가격 단위 미만의 금액은 절사한다)으로 한다. 부 칙 (0000. 00. 00.) <신 설> <신 설>	[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 6.2.4 양방향입찰방식 주문의 관리 6.2.4.1 ~ 6.2.4.3 (생략) 6.2.4.4 가격제한폭은 매매기준가격에 100분의 10을 곱하여 산출한 금액(해당 금액 중 주문가격 단위 미만의 금액은 절사한다)으로 한다. 부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(가격제한폭 적용에 대한 경과조치) 가격제한폭 적용 관련 별표25의 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 제1조에 의한 시행일로부터 1개월 이내에 시행한다.	· 매매주문가격폭 개정 · 시스템 보완 후 시행일로부터 1개월 이내 시행

신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안) : 예비력 분류체계 및 수급경보 발령기준 변경 등

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

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

<중 략>

57. “예비력”이라 함은 예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형을 유지하지 못할 경우를 대비하여 전력수요를 초과하여 보유하는 여유용량을 말하며, 공급예비력과 운영예비력으로 구분한다.

58. “공급예비력”이라 함은 우선적으로 확보해야 하는 운영예비력과 이를 초과하여  급전정지 중인 발전력을 말한다.

59. “운영예비력”이라 함은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 주파수조정 예비력과 한국전력거래소(이하“전력거래소“라 한다)의 급전지시 후 120분 이내(동·하계전력수급대책 기간은 20분 이내)에 확보 및 이용이 가능한 대기·대체예비력을 말한다.

<신 설>

<신 설>

<신 설>

<신 설>

<신 설>

<신 설>

60. “운전예비력”이라 함은 주파수조정예비력과 대기·대체예비력 중 운전상태를 말한다.

61. “공급능력”이라 함은 발전단 용량의 총합으로 계획예방정비 및 출력감소전력 등을 제외한 용량을 말한다.

<신 설>

<중 략>

제4.2.1.3조(보조서비스 정산) ① 전력거래소는 발전사업자가 제공한 다음 각 호의 보조서비스에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.

1. 주파수조정

가. 주파수추종

나. 자동발전제어

2. 대기․대체예비력

3. 자체기동

4. 기타 정산기준에 정한 사항

② 전력거래소는 제1항 제1호의 정산단가 산정시 송전사업자의 전기저장장치가 제공한 주파수조정서비스량을 고려하여야 한다.

<중 략>

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

<중 략>

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,000이상 5,000미만	준비 (경보수준 아님)	(생략)	공급예비력
3,000이상 4,000미만	관심 (Blue)		운영예비력
2,000이상 3,000미만	주의 (Yellow)	(생략)	“
1,000이상 2,000미만	경계 (Orange)		“
1,000미만	심각 (Red)	(생략)	“

④ 전력거래소 또는 한전은 일간 수요예측 결과  운영예비력이 4,000㎿미만으로 예상될 경우 산업부에 통보한 후 다음 각 호 중에 해당하는 조치를 취할 수 있다.

<중 략>

<신 설>

<신 설>

<중 략>

제5.6.1조(보조서비스의 확보) ① 전력거래소는 별표 3에 따라 다음 각호의 보조서비스를 확보하여야 한다.

1. 주파수조정

가. 주파수추종(G/F)

나. 자동발전제어(AGC)

다. 송전사업자용 전기저장장치의 주파수추종 및 원격출력제어

2. 대기․대체예비력

3. 무효전력

4. 자체기동

5. 기타 계통운영의 안정에 요구되는 사항

② 주파수추종서비스는 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 발전기의 자동발전제어서비스 및 전기저장장치의 원격출력제어서비스는 5분 동안 제공가능한 용량으로 산정한다.

<신 설>

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

<중 략>

57. “예비력”이란 전력수급의 균형을 유지하기 위하여 전력수요를 초과하여 보유하는 중앙급전발전기의 발전력 및 전기저장장치의 용량을 말하며, 공급예비력과 운영예비력으로 구분한다.

58. “공급예비력”이란 전력수요를 초과하여 확보하는 공급능력을 말한다.

59. “운영예비력”이란 평상시 안정적 주파수 유지를 위한 주파수제어예비력과 고장 발생 시 주파수 회복을 위한 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력을 말한다.

59의 2. “주파수제어예비력”이란 발전기의 자동발전제어(AGC) 및 전기저장장치의 원격출력제어 운전을 통해 5분 이내에 응동하여 30분 이상 출력을 유지할 수 있는 예비력을 말한다.

59의 3. “주파수회복예비력”이란 고장 발생 시 주파수 회복을 위한 예비력을 말하며 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력으로 구분한다.

59의 4. “1차예비력”이란 발전기의 조속기(Governor Free) 운전 및 전기저장장치의 주파수추종 운전을 통해 주파수 변동 10초 이내에 응동하여 5분 이상 출력을 유지할 수 있는 예비력을 말한다.

59의 5. “2차예비력”이란 발전기의 자동발전제어(AGC) 운전을 통해  10분 이내에 응동하여 30분 이상 유지할 수 있는 예비력을 말한다.

59의 6. “3차예비력”이란 중앙급전발전기를 통해 30분 이내에 확보할 수 있는 예비력을 말한다.

59의 7. “제주지역 운영예비력”이라 함은 육지계통과 별도로 제주지역 발전기 및 제주연계선의 여유용량을 통해 확보되는 운영예비력을 말한다.

60. “속응성자원”이란 제59호의 운영예비력과는 별도로 중앙급전발전기 중 20분 이내에 응동하여 4시간 이상 출력을 유지할 수 있는 발전력을 말한다.

61. “공급능력”이란 발전기 공급가능용량의 총합을 말한다.

61의 2. “제주연계선 공급능력”이라 함은 제주연계선 상정고장을 고려하여 계산된 최대 송전용량의 총합을 말한다.

<중 략>

제4.2.1.3조(보조서비스 정산) ① 전력거래소는 발전사업자가 제공한 다음 각 호의 보조서비스에 대하여 별표 2에 따라 정산한다.

1. 주파수제어예비력

2. 1차예비력

3. 3차예비력

4. 속응성자원

5. 자체기동

6. 기타 정산기준에 정한 사항

② 전력거래소는 제1항 제1호 및 제2호의 정산단가 산정 시 송전사업자의 전기저장장치가 제공한 보조서비스량을 고려하여야 한다.

<중 략>

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

<중 략>

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	(생략)	공급예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영예비력
2,500이상 3,500미만	주의 (Yellow)	(생략)	“
1,500이상 2,500미만	경계 (Orange)		“
1,500미만	심각 (Red)	(생략)	“

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

<중 략>

제5.1.6조(운영예비력) ① 전력거래소는 전력의 안정적 공급을 위하여 운영예비력의 확보기준을 검토하여 전력계통신뢰도협의회에 상정하여야 한다.

② 특수일기간 및 특수경부하기간에는 별표9에 따라 운영예비력을 추가로 확보한다.

③ 전력거래소는 전국 계통과는 별도로 제주지역에 대한 운영예비력 기준을 설정하여 운영한다.

④ 전력거래소는 운영예비력의 종류별 확보량을 실시간으로 관리하여야 한다.

⑤ 제1항 및 제3항의 운영예비력 확보기준 등에 대한 사항은 별표3에서 정한다.

제5.1.7조(속응성자원) 전력거래소는 전력계통의 과도한 변동성에 신속하게 대응하기 위하여 속응성자원을 확보하여 운영할 수 있다.

<중 략>

제5.6.1조(보조서비스의 확보) ① 전력거래소는 별표 3에 따라 다음 각호의 보조서비스를 확보하여야 한다.

1. 주파수제어예비력

2. 1차예비력

3. 2차예비력

4. 3차예비력

5. 속응성자원

6. 무효전력

7. 자체기동

8. 기타 계통운영의 안정에 요구되는 사항

② 1차예비력은 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 주파수제어예비력은 5분 동안 제공가능 한 용량으로 산정한다.

부 칙 (2019. X. X.)

제1조(시행일) 이 규칙은 2020년 4월 1일부터 시행한다.

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조2호)

(고시 제2조3호)

(고시 제2조4호)

분류체계 변경

주파수조정, 대기·대체→

주파수제어, 1,2,3차예비력

(고시 제2조5호,제30조2항)

주파수제어예비력 신설

고장대비 예비력 구분

주파수회복예비력 신설

(고시 제2조6호)

1차예비력 신설

(고시 제2조7호)

2차예비력 신설

(고시 제2조8호)

3차예비력 신설

(고시 제8조3항)

제주지역 운영예비력

별도 구분

(고시 제2조9호)

속응성자원 신설,

운전예비력 삭제

(고시 제2조10호)

문구 수정

(고시 제8조3항)

제주연계선 공급능력

신설

예비력 분류체계 변경에

따른 AS정산 항목 변경

·GF→1차예비력

·AGC→주파수제어

·대기·대체→3차

(기존 정지상태로 지정된 경우에 정산하므로 3차만 정산)

·속응성자원 신설

4.2.1.3조 변경내역 반영

토록 문구 수정

·운영예비력 확보량 변경

(4,000→4,500)을 감안하여

경보단계별 발령기준을

500MW씩 상향

·신재생 확대 등 변동성 확대를 감안하여 4,500에

공급마진 1,000을 가산,

5,500 미달시 준비단계

발령

(고시 제8조1항)

(고시 제8조2항)

(고시 제8조3항)

(고시 제8조4항)

(고시 제8조5항)

(고시 제9조)

분류체계 변경을 반영하여

보조서비스 분류 변경

제4.2.1.3조(보조서비스 정

산)의 서비스 종류와 일치

·G/F→1차예비력

·AGC→주파수제어예비력

·대기·대체→2차·3차

·속응성자원 신설

·호 번호 변경

·호 번호 변경

·호 번호 변경

고시개정에 따른

문구 수정

안정적인 계통운영을

위해 겨울철 수급대책기간 이후 적용

·수급대책기간 중 혼란방지

별표1 기호 및 변수의 정의

AGCF	자동발전제어서비스 정산 단가 (Automatic Generation Control Hourly Fee)	원/MWh	자동발전제어서비스 정산단가
AGCPi,t	자동발전제어서비스 정산금 (Automatic Generation Control Payment)	원	자동발전제어서비스 정산금
AGCQi,t	자동발전제어서비스 제공 용량 (Automatic Generation Control Quantity)	MW	자동발전제어서비스 제공용량
AGCRQt	자동발전제어서비스 계통 요구량 (AGC system equirement Quantity)	MW	주파수조정 예비력 확보를 위하여 전력거래소가 지정한 자동발전제어서비스 요구량
APFi,t	자동발전제어서비스 제어 참여율 (Automatic generation Control Participation Factor)	-	EMS에서 배분된 발전기별 제어 참여율
CAFi,t	자동발전제어서비스 제어 가용지수 (Control Availability Factor)	%	공급가능용량 대비 자동발전제어 운전 범위의 백분율
CPFi,t	자동발전제어서비스 제어 성과지수 (Control Performance Factor)	-	EMS 계획출력 대비 발전기 실제출력의 제어성과를 나타내는 지수
CPWFi,t	자동발전제어서비스 제어성과 가중치 (Control Performance Weighting Factor)	-	자동발전제어서비스 제어성과 가중치
DBWF	주파수추종서비스 부동대 가중치 (Dead Band Weighting Factor)	-	단위발전기의 주파수추종서비스 부동대 가중치
GFPi,t	주파수추종서비스 정산금 (Governor Free Payment)	원	발전기의 주파수추종서비스 정산금
GFRQi,t	주파주추종서비스 응답가능 용량 (Governor Free Response Quantity)	MW	계통주파수 급변시 측정된 발전기별 출력변동 가능량
GFSFi,t	주파수추종서비스 운전상태 (Governor Free Status Factor)	-	단위발전기의 주파수추종서비스 운전상태
GFHF	주파수추종서비스 정산단가 (Governor Free Hourly Fee)	원/MWh	주파수추종서비스 정산단가
SDWF	주파수추종서비스 속도 조정률 가중치 (Governor Free Weighting Factor)	-	단위발전기의 주파수추종서비스 속도조정률 가중치
RRPi,t	120분이내 대기‧대체예비력 정산금 (Replacement Reserve Payment)	원	120분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력 정산금
RRSC	120분이내 대기‧대체예비력 지정 발전력 (Replacement Reserve Scheduled Capacity)	MWh	120분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력으로 지정된 발전기의 공급 가능용량
RRHF	120분이내 대기‧대체예비력 정산단가 (Replacement Reserve Hourly Fee)	원/MWh	120분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력 정산단가
RRPPi	120분이내 대기‧대체예비력 불이행시 위약금 (Replacement Reserve Penalty Payment)	원	120분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력 불이행시 위약금
RRFPi	120분이내 대기‧대체예비력 예상 정산금 (Replacement Reserve Fore casting Payment)	원/일	120분이내 대기‧대체예비력으로 지정된 발전기의 해당일 예상 정산금
SRFPi	20분이내 대기‧대체예비력 예상 정산금 (Standing Reserve Fore casting Payment)	원/일	20분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력으로 지정된 발전기의 해당일 예상 정산금
SRHF	20분이내 대기‧대체예비력 정산단가 (Standing Reserve Hourly Fee)	원/MWh	20분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력 정산단가
SRPi,t	20분이내 대기‧대체예비력 정산금 (Standing Reserve Payment)	원	20분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력 정산금
SRPPi	20분이내 대기‧대체예비력 불이행시 위약금 (Standing Reserve Penalty Payment)	원	20분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력 불이행시 위약금
SRSC	20분이내 대기‧대체예비력 지정 발전력 (Standing Reserve Scheduled Capacity)	MWh	20분이내 응동가능한 정지상태 대기‧대체예비력으로 지정된 발전기의 공급 가능용량
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>
	<신 설>

별표1 기호 및 변수의 정의

FCRHF	주파수제어예비력 정산 단가 (Frequency Control Reserve Hourly Fee)	원/MWh	주파수제어예비력 정산단가
FCRASPi,t	주파수제어예비력 정산금 (Frequency Control Reserve AS Payment)	원	주파수제어예비력 정산금
FCRQi,t	주파수제어예비력 제공 용량 (Frequency Control Reserve Quantity)	MW	주파수제어예비력 제공용량
FCRRQt	주파수제어예비력 계통 요구량 (Frequency Control Reserve system requirement Quantity)	MW	주파수제어예비력 확보를 위하여 전력거래소가 지정한 주파수제어예비력 요구량
FCPFi,t	주파수제어 참여율 (Frequency Control Participation Factor)	-	EMS에서 배분된 발전기별 제어 참여율
CAFi,t	주파수제어예비력 제어 가용지수 (Control Availability Factor)	%	공급가능용량 대비 자동발전제어 운전 범위의 백분율
CPFi,t	주파수제어예비력 제어 성과지수 (Control Performance Factor)	-	EMS 계획출력 대비 발전기 실제출력의 제어성과를 나타내는 지수
CPWFi,t	주파수제어예비력 제어성과 가중치 (Control Performance Weighting Factor)	-	주파수제어예비력 제어성과 가중치
DBWF	주파수추종 부동대 가중치 (Dead Band Weighting Factor)	-	단위발전기의 주파수추종 부동대 가중치
PRASPi,t	1차예비력 정산금 (Primary Reserve AS Payment)	원	발전기의 1차예비력 정산금
GFRQi,t	주파주추종 응답가능 용량 (Governor Free Response Quantity)	MW	계통주파수 급변시 측정된 발전기별 출력변동 가능량
GFSFi,t	주파수추종 운전상태 (Governor Free Status Factor)	-	단위발전기의 주파수추종 운전상태
PRHF	1차예비력 정산단가 (Primary Reserve Hourly Fee)	원/MWh	1차예비력정산단가
SDWF	주파수추종 속도 조정률 가중치 (Governor Free Weighting Factor)	-	단위발전기의 주파수추종 속도조정률 가중치
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
	<삭 제>
TRASPi,t	3차예비력정산금(Tertiary Reserve AS Payment)	원	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 정산금액
TRSCi,t	3차예비력 지정 발전력(Tertiary Reserve Scheduled Capacity)	MWh	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력으로 지정된 발전기의 공급 가능용량
TRHF	3차예비력 정산단가(Tertiary Reserve Hourly Fee)	원/MWh	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 정산단가
QSRASPi,t	속응성자원 정산금(Quick Start Resource AS Payment)	원	20분이내 응동가능한 정지상태 속응성자원 정산금액
QSRSCi,t	속응성자원 지정 발전력(Quick Start Resource Scheduled Capacity)	MWh	20분이내 응동가능한 정지상태 속응성자원으로 지정된 발전기의 공급 가능용량
QSRHF	속응성자원 정산단가(Quick Start Resource Hourly Fee)	원/MWh	20분이내 응동가능한 정지상태 속응성자원 정산단가
TRPPi	3차예비력 불이행시 위약금(Tertiary Reserve Penalty Payment)	원	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 불이행시 위약금
TRFPi	3차예비력 예상 정산금(Tertiary Reserve Fore casting Payment)	원/일	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력으로 지정된 발전기의 해당일 예상 정산금
QSRPPi	속응성자원 불이행시 위약금(Quick Start Resource Penalty Payment)	원	20분이내 응동가능한 정지상태 속응성자원 불이행시 위약금
QSRFPi	속응성자원 예상 정산금(Quick Start Resource Fore casting Payment)	원/일	20분이내 응동가능한 정지상태 속응성자원으로 지정된 발전기의 해당일 예상 정산금

예비력 분류체계 변경을

반영하여 보조서비스

기호 및 변수 변경

기호변경

·AGCF→FCRHF

·AGCP→FCRASP

·AGCQ→FCRQ

·AGCRQ→FCRRQ

·APF→FCPF

·AGCF→FCRHF

·GFP→PRASP

·GFHF→PRHF

120분, 20분 대기·대체

예비력 변수 삭제

·RRP 삭제

·RRSC 삭제

·RRHF 삭제

·RRPP 삭제

·RRFP 삭제

·SRFP 삭제

·SRHF 삭제

·SRP 삭제

·SRPP 삭제

·SRSC 삭제

3차예비력, 속응성자원

변수 신설

별표2 정산 기준

<중 략>

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 주파수추종(G/F) 서비스

① 발전사업자가 제공한 주파수추종서비스는 매시간별 주파수추종 운전상태를 30분 이상 유지하는 발전기에 한하여 제2항에 따라 정산한다.

<중 략>

② 발전사업자가 제공한 주파수추종서비스는 응답가능용량, 운전상태, 속도조정율 및 부동대에 따른 가중치를 고려하여 정산한다. 즉,

GFPi,t = GFRQi,t × SDWFi × DBWFi × GFSFi,t × GFHF × 운전시간(분)/60

여기서,

GFPi,t : 주파수추종서비스 정산금액

GFRQi,t : 주파수추종서비스 응답가능용량

SDWFi : 속도조정률에 따른 가중치

DBWFi : 부동대에 따른 가중치

GFSFi,t : 주파수추종서비스 운전상태

GFHF : 주파수추종서비스 정산단가

<중 략>

③ 제2항의 주파수추종서비스 제공가능용량, 속도조정율 가중치 및 부동대 가중치는 아래 각호과 같다.

1. 주파수추종서비스 응답가능용량(GFRQi,t)

<중 략>

2. 속도조정율 가중치(SDWFi)

속도조정율(%)	3 이하	4 이하	5 이하	6 이하	7 이하	8 이하	8 초과
SDWF	1.05	1.025	1.0	0.95	0.9	0.85	0.8

3. 부동대 가중치(DBWFi)

부동대 증빙자료를 제출하지 않은 발전기는 최하위 부동대 가중치를 적용한다.

부동대	%	0.04 이하	0.05 이하	0.06 이하	0.07 이하	0.08 이하	0.08 초과
	Hz	59.976 ∼ 60.024	59.97 ∼ 60.03	59.964 ∼ 60.036	59.958 ∼ 60.042	59.952 ∼ 60.048	60.048 초과
DBWF		1.05	1.025	1.0	0.95	0.9	0.85

4. 주파수추종서비스 운전상태(GFSFi,t)

<중 략>

④ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 주파수추종 서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 주파수추종 서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

2) 자동발전제어(AGC)서비스

① 발전사업자가 제공한 자동발전제어서비스는 제어가능용량, 제어가용률 및 제어성과에 따른 가중치를 고려하여 정산한다. 즉,

AGCPi,t = AGCQi,t × CAWFi,t × CPWFi × AGCF

여기서,

AGCPi,t: 자동발전제어서비스 정산금액

AGCQi,t: 자동발전제어서비스 제어가능용량

CAWFi,t: 제어가용률에 따른 가중치

CPWFi: 제어성과에 따른 가중치

AGCF : 자동발전제어서비스 정산단가

② 자동발전제어 제어가능용량, 제어가용률 가중치 및 제어성과 가중치는 다음 각호와 같이 적용한다.

1. 자동발전제어 제어가능용량

자동발전제어 제어가능용량은 다음 식과 같이 발전기별 제어참여율을 계통요구량으로 환산하여 산정한다. 단 자동발전제어서비스를 제공하지 않는 구간은 제외한다.

[eqn: AGCQ _{i,t} `=Apf _{i,t} ` TIMES `AGCRQ _{t}]

여기서,

Apfi,t : 발전기별 제어참여율

Apfi,t = [eqn: { 1} over {120 } sum _{ m=1} ^{60 }(Rpf_i,m +Epf_i,m )]

Rpfi,m : 발전기별 EMS 조정참여율 (매 1분)

Epfi,m : 발전기별 EMS 추종참여율 (매 1분)

AGCRQt : 시간대별 자동발전제어 요구량

<중 략>

④ 제주도의 자동발전제어서비스 요구량은 본 계통의 80분의 1로 하고, 제주도 발전기별 제어참여율은 출력증가/감소율을 기준으로 산정하며, 제어성과 가중치는 1로 한다.

⑤ 현장자료 취득 불량 등으로 실시간 자료취득이 불가능하여 자동발전제어서비스의 정산이 불가능한 경우, 장애 이전 10분과 장애 복구 후 10분의 평균값을 적용한다.

⑥ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 원격출력제어 서비스에 대한 정산은 1항 내지 5항의 발전기의 자동발전제어 서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

3) 예비력 서비스

① 예비력에 대한 정산은 사전에 정지상태 대기․대체예비력으로 지정된 경우에 한하여 제2항에 따라 정산한다.

<중 략>

② 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다.

즉,   SRPi,t = SRSCi,t × SRHF

RRPi,t = RRSCi,t × RRHF

여기에서,

SRPi,t : 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산금액

RRPi,t : 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산금액

SRSCi,t : 시간대별 지정된 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력(MWh)

RRSCi,t : 시간대별 지정 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력(MWh)

SRHF : 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산단가

RRHF : 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 정산단가

<신 설>

4) 자체기동 서비스

<중 략>

나. 불이행시 정산

1) 주파수추종서비스

① 전력거래소의 사전 승인 없이 주파수추종 서비스에 참여하지 않는 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니한다.

② 전력거래소에서 주파수추종서비스 이행상태를 평가하여 속도조정률 측정값이 불합격으로 판정되는 경우, 불합격 판정시점부터 정산금을 지급하지 아니한다.(단, 재측정값이 합격으로 판정될 경우, 합격 판정시점부터 정산금 지급을 재개한다.)

2) 자동발전제어서비스

① 전력거래소의 사전 승인 없이 자동발전제어 서비스에 참여하지 않는 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니한다.

② 전력거래소에서 자동발전제어서비스 이행상태를 평가하여 출력증가/감소율 측정값이 불합격으로 판정되는 경우, 불합격 판정시점부터 정산금을 지급하지 아니한다.(단, 재측정값이 합격으로 판정될 경우, 합격 판정시점부터 정산금 지급을 재개한다.)

3) 예비력서비스

① 예비력으로 지정된 발전기가 급전지시에도 불구하고 정해진 시간 내에 계통연결을 하지 못하거나 최소 운전시간이상 운전이 불가능할 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다. 단, 고장 또는 기타사유로 예비력 제공이 불가능하여 사전 신고한 경우에는 해당 시간에 대해서만 정산하지 아니한다.

② 제1항에 의한 정산금의 환수는 다음과 같이 적용한다.

SRPPi = 3 × SRFPi

RRPPi = 3 × RRFPi

SRPPi : 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 불이행 발전기의 거래일 환수금액

SRFPi : 20분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 거래일 예정 정산금액

RRPPi : 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 불이행 발전기의 거래일 환수금액

RRFPi : 120분이내 응동가능한 정지상태 대기․대체예비력 거래일 예정 정산금액

<신 설>

4) 자체기동 서비스

별표2 정산 기준

<중 략>

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

2) 1차예비력서비스

① 발전사업자가  제공한 1차예비력서비스는 매시간별 주파수추종 운전상태를 30분 이상 유지하는 발전기에 한하여 제2항에 따라 정산한다.

<중 략>

② 발전사업자가 제공한 1차예비력서비스는 응답가능용량, 운전상태, 속도조정율 및 부동대에 따른 가중치를 고려하여 정산한다. 즉,

PRASPi,t = GFRQi,t × SDWFi × DBWFi × GFSFi,t × PRHF × 운전시간(분)/60

여기서,

PRASPi,t : 1차예비력 정산금액

GFRQi,t : 주파수추종 응답가능용량

SDWFi : 속도조정률에 따른 가중치

DBWFi : 부동대에 따른 가중치

GFSFi,t : 주파수추종 운전상태

PRHF : 1차예비력 정산단가

<중 략>

③ 제2항의 1차예비력서비스 제공가능용량, 속도조정율 가중치 및 부동대 가중치는 아래 각호과 같다.

1. 주파수추종 응답가능용량(GFRQi,t)

<중 략>

2. 속도조정률 가중치(SDWFi)

속도 조정률(%)	2 이하	3 이하	4 이하	5 이하	6 이하	7 이하	8 이하	8 초과
SDWF	1.075	1.05	1.025	1.0	0.95	0.9	0.85	0.8

3. 불감대 가중치(DBWFi)

불감대 증빙자료를 제출하지 않은 발전기는 최하위 불감대 가중치를 적용한다.

불감대	%	0.04 이하	0.05 이하	0.06 이하	0.06초과
	Hz	59.976 ∼ 60.024	59.97 ∼ 60.03	59.964 ∼ 60.036	59.964미만 또는 60.036초과
DBWF		1.05	1.025	1.0	0.0

4. 주파수추종 운전상태(GFSFi,t)

<중 략>

④ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 1차예비력서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 1차예비력서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

1) 주파수제어예비력서비스

① 발전사업자가 제공한 주파수제어예비력서비스는 제어가능용량, 제어가용률 및 제어성과에 따른 가중치를 고려하여 정산한다.  즉,

FCRASPi,t = FCRQi,t × CAWFi,t × CPWFi × FCRHF

여기서,

FCRASPi,t: 주파수제어예비력 정산금액

FCRQi,t: 주파수제어예비력 제어가능용량

CAWFi,t: 제어가용률에 따른 가중치

CPWFi: 제어성과에 따른 가중치

FCRHF : 주파수제어예비력 정산단가

②  주파수제어예비력 제어가능용량, 제어가용률 가중치 및 제어성과 가중치는 다음 각호와 같이 적용한다.

1. 주파수제어예비력 제어가능용량

주파수제어예비력 제어가능용량은 다음 식과 같이 발전기별 제어참여율을 계통요구량으로 환산하여 산정한다. 단 주파수제어예비력을 제공하지 않는 구간은 제외한다.

[eqn: FCRQ _{i,t} `=FCpf _{i,t} ` TIMES `FCRRQ _{t}]

여기서,

FCpfi,t : 발전기별 제어참여율

FCpfi,t = [eqn: { 1} over {120 } sum _{ m=1} ^{60 }(Rpf_i,m +Epf_i,m )]

Rpfi,m : 발전기별 EMS 조정참여율 (매 1분)

Epfi,m : 발전기별 EMS 추종참여율 (매 1분)

FCRRQt : 시간대별 주파수제어예비력 요구량

<중 략>

④ 제주도의 자동발전제어서비스 요구량은 본 계통의 80분의 1로 하고, 제주도 발전기별 제어참여율은 출력증가/감소율을 기준으로 산정하며, 제어성과 가중치는 1로 한다.

⑤ 현장자료 취득 불량 등으로 실시간 자료취득이 불가능하여 주파수제어예비력서비스의 정산이 불가능한 경우, 장애 이전 10분과 장애 복구 후 10분의 평균값을 적용한다.

⑥ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 주파수제어예비력서비스에 대한 정산은 1항 내지 5항의 발전기의 주파수제어예비력서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

3) 3차예비력서비스

① 3차예비력서비스에 대한 정산은 사전에 정지상태 3차예비력으로 지정된 경우에 한하여 제2항에 따라 정산한다.

<중 략>

② 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다.

TRASPi,t = TRSCi,t × TRHF

여기에서,

TRASPi,t : 30분이내 목표출력에 도달 가능한 정지상태 3차예비력 정산금액

TRSCi,t : 시간대별 지정된 30분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 3차예비력(MWh)

TRHF : 30분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 3차예비력 정산단가

4) 속응성자원서비스

① 속응성자원서비스에 대한 정산은 사전에 정지상태 속응성자원으로 지정된 경우에 한하여 제2항에 따라 정산한다. 단, 예비력 운영계획을 재수립할 경우, 재수립 이후 시간에 대해서는 신규 지정된 발전기에 한하여 정산한다.

② 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다.

QSRASPi,t = QSRSCi,t × QSRHF

여기에서,

QSRASPi,t : 20분이내 목표출력에 도달 가능한 정지상태 속응성자원 정산금액

QSRSCi,t : 시간대별 지정된 20분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 속응성자원 발전력(MWh)

QSRHF : 20분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 속응성자원 정산단가

5) 자체기동 서비스

<중 략>

나. 불이행시 정산

2) 1차예비력서비스

① 전력거래소의 사전 승인 없이 1차예비력서비스에 참여하지 않는 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니한다.

② 전력거래소에서 1차예비력서비스 이행상태를 평가하여 속도조정률 측정값이 불합격으로 판정되는 경우, 불합격 판정시점부터 정산금을 지급하지 아니한다.(단, 재측정값이 합격으로 판정될 경우, 합격 판정시점부터 정산금 지급을 재개한다.)

1) 주파수제어예비력서비스

① 전력거래소의 사전 승인 없이 주파수제어예비력서비스에 참여하지 않는 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니한다.

② 전력거래소에서 주파수제어예비력서비스 이행상태를 평가하여 출력증가/감소율 측정값이 불합격으로 판정되는 경우, 불합격 판정시점부터 정산금을 지급하지 아니한다.(단, 재측정값이 합격으로 판정될 경우, 합격 판정시점부터 정산금 지급을 재개한다.)

3) 3차예비력서비스

① 3차예비력으로 지정된 발전기가 급전지시에도 불구하고 정해진 시간 내에 계통연결을 하지 못하거나 최소 운전시간이상 운전이 불가능할 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다. 단, 고장 또는 기타사유로 3차예비력 제공이 불가능하여 사전 신고한 경우에는 해당 시간에 대해서만 정산하지 아니한다.

② 제1항에 의한 정산금의 환수는 다음과 같이 적용한다.

TRPPi = 3 × TRFPi

TRPPi : 30분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 3차예비력 불이행 발전기의 거래일 환수금액

TRFPi : 30분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 3차예비력 거래일 예정 정산금액

4) 속응성자원서비스

① 속응성자원으로 지정된 발전기가 급전지시에도 불구하고 정해진 시간 내에 계통연결을 하지 못하거나 최소 운전시간이상 운전이 불가능할 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다. 단, 고장 또는 기타사유로 속응성자원 제공이 불가능하여 사전 신고한 경우에는 해당 시간에 대해서만 정산하지 아니한다.

② 제1항에 의한 정산금의 환수는 다음과 같이 적용한다.

QSRPPi = 3 × QSRFPi

QSRPPi : 20분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 속응성자원 불이행 발전기의 거래일 환수금액

QSRFPi : 20분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 속응성자원 거래일 예정 정산금액

5) 자체기동 서비스

예비력분류와 보조서비스

이름 일치

(신뢰도 고시개정 반영)

·GFP→PRASP

(Primary Reserve AS

Payment)

·GFHF→PRHF

(Primary Reserve Hourly Fee)

·주파수추종서비스 →

1차예비력서비스

·속도조정률 2이하(ESS)

에 대한 가중치 신설

·3이하 1.05에 0.025를

가산하여 1.075 부여

·속도조정율 → 속도

조정률(문구수정)

·고시 제32조3호 준수

(불감대 0.06%이하를

유지)하여, 0.06%초과시

가중치 미부여

·부동대→불감대(문구수정)

·문구수정

용어변경

·주파수추종서비스→

1차예비력서비스

예비력분류와 보조서비스

이름 일치

·번호변경 1)→2)

·자동발전제어서비스→

주파수제어예비력서비스

·AGCP→FCRASP

·AGCQ→FCRQ

·AGCF→FCRHP

용어변경

·자동발전제어→

주파수제어예비력

·AGCQ→FCRQ

·Apf→FCpf

·AGCRQ→FCRRQ

규칙 제5.1.6조3항 및

고시 제8조3항에서

전국 계통과는 별도로

제주지역 예비력을 운영

하도록 기 반영

예비력분류와 보조서비스

이름 일치(고시 제2조8호)

·TRASP(Tertiary Reserve

AS Payment): 3차예비력

정산금

·TRSC(Tertiary Reserve

Scheduled Capacity) 3차

예비력 지정 발전력

·TRHF(Tertiary Reserve

Hourly Fee) 3차예비력

정산단가

(20분,120분 삭제)

고시 변경내역 반영

(고시 제9조)

·QSRASP(Quick Start

Resource AS Payment)

속응성자원정산금

·QSRSC(Quick Start

Resource Scheduled

Capacity) 속응성자원

지정발전력

·QSRHF(Quick Start

Resource Hourly Fee)

속응성자원정산단가

·번호 변경

번호변경 1)→2)

명칭변경

·주파수추종서비스

→1차예비력서비스

(예비력 분류체계 변경

반영)

번호변경 2)→1)

명칭변경

·자동발전제어서비스

→주파수제어예비력

서비스

(예비력 분류체계 변경

반영)

고시 변경내역 반영

(고시 제2조8호)

예비력서비스 변경

·3차예비력 신설

·예비력서비스 삭제

·TRPP(Tertiary Reserve

Penalty Payment) 3차예비력

불이행시 위약금

·TRFP(Tertiary Reserve

Forecasting Payment) 3차

예비력 예상 정산금

고시 개정내역 반영

(고시 제9조)

·속응성자원서비스 신설

산식 명칭 변경

·QSRPP(Quick Start

Resource Penalty Payment)

속응성자원 불이행시

위약금

·QSRFP(Quick Start

Resource Forecasting

Payment) 속응성자원

예상 정산금

·번호 변경

별표 3 전력계통 운영 기준

1.0     운영예비력 운영 기준

1.1	전력거래소는 수급운영 및 실시간 급전운영을 위하여 적정수준의 운영예비력을 확보, 운영한다.

1.2	운영예비력 확보에 관한 운영기준은 다음 각호와 같다.

1.2.1	주파수조정예비력은 계통에 연결하여 운전하는 발전기의 자동발전제어(AGC) 또는 주파수추종(Governor Free) 및 전기저장장치의 운전에 따라 순시에 자동으로 응동할 수 있는 예비력으로 미소수요변화 및 원활한 계통 주파수 조정을 위한 적정량을 확보 운영한다.

1.2.2	대기ㆍ대체예비력은 발전설비 불시정지 및 수요예측 오차, 발전소 및 송전설비 고장정지 등에 대비하여 전력거래소의 급전지시 후 120분 이내(동․하계 전력수급대책기간은 20분이내 이용가능)에 확보 및 이용이 가능한 예비력으로서 운전상태와 정지상태로 구분한다.

1.2.3	상기 1.2.2의 운전상태는 계통에 연결되어 운전 중이고 출력 여유분(주파수조정 예비력 초과 발전력)을 보유한 발전기가 급전지시 후 10분이내 이 여유분의 출력을 추가로 낼 수 있는 상태를 말한다.

1.2.4   상기 1.2.2의 정지상태는 전력계통에 연결되어 있지 아니하고 상시 기동이 가능한 대기상태의 발전기(수력, 양수, 가스터빈 발전기 등)가 전력거래소의 급전지시 후 120분 이내(동․하계 전력수급대책기간은 20분이내 이용가능)에 전력계통에 연결하여 발전출력을 낼 수 있는 상태를 말한다. [신설 2011.12.2]

1.3	예비력 종류별 확보량은 다음 각호와 같으며, 확보순서는 이용가능 시간에 따라 주파수조정예비력, 대기․대체예비력 순으로 하고 매순간(순시)  운전상태와 정지상태를 구분하여 확보한다. 다만, 불시고장 등 수급변동으로 예비력이 사용되는 기간은 예비력이 재 확보될 때까지 예외로 한다.

1.3.1	주파수조정예비력 : 1,500MW 이상

1.3.2	대기․대체예비력 <개정 2011.12.2>

적용기간	구 분	확보량
가. 동․하계전력수급대책기간	운전상태	1,500㎿이상
	정지상태	1,000㎿이상
나. “가.”이외의 기간	운전상태	1,000㎿이상
	정지상태	1,500㎿이상

1.3.3	<삭제 2011.12.2.>

<신 설>

1.4	적정 운영예비력 운영기준 및 확보량에 관한 변경은 산업통상자원부 “전력계통전문위원회”에서 심의하여 정한 기준에 따른다.

<중 략>

<신 설>

별표 3 전력계통 운영 기준

1.0     운영예비력 운영 기준

1.1	전력거래소는 수급운영 및 실시간 급전운영을 위하여 적정수준의 운영예비력을 확보, 운영한다.

1.2	운영예비력 종류별 사용목적 및 기술요건은 다음 각호와 같다.

1.2.1	주파수제어예비력

1) 사용목적

평상시 계통주파수를 안정적으로 유지하기 위하여 사용되는 예비력을 말한다.

2) 기술요건

발전기의 자동발전제어(AGC) 운전 또는 전기저장장치의 원격출력제어 운전을 통하여 전력거래소로부터 급전지시 받은 출력을 5분 이내 생산하여 30분 이상 출력을 유지할 수 있어야한다.

1.2.2   주파수회복예비력

고장 발생 시 계통주파수 회복을 위하여 확보하는 예비력으로 1차예비력, 2차예비력, 3차예비력으로 구분한다.

1) 1차예비력

① 사용목적

주파수 변동 초기에 응동하여 주파수의 1차 회복을 위한 예비력을 말한다. 여기서, 1차 회복이란 주파수 저하 또는 상승을 억제하고 새로운 균형점인 과도안정주파수로의 회복을 말한다.

② 기술요건

발전기의 조속기(Governor Free) 및 전기저장장치의 주파수추종운전을 통해 주파수 변동 10초 이내에 응동하여 5분 이상 출력을 유지할 수 있어야한다.

2) 2차예비력

① 사용목적

1차 회복된 과도안정주파수를 목표주파수로 회복하고, 소실된 1차예비력을 복구하기 위한 예비력을 말한다. 여기서, 목표주파수란 60Hz를 말한다.

② 기술요건

발전기의 자동발전제어(AGC) 운전을 통하여 전력거래소로부터 급전지시 받은 출력을 10분 이내 생산하여 30분 이상 출력을 유지할 수 있어야한다.

3) 3차예비력

① 사용목적

고장발생으로 소실된 2차예비력을 복구하기 위한 예비력을 말한다.

② 기술요건

중앙급전발전기를 통하여 전력거래소로부터 급전지시 받은 출력을 30분 이내 생산하여 유지할 수 있어야한다.

1.3	운영예비력 종류별 확보량은 다음 각호와 같으며, 확보순서는 이용가능 시간에 따라 1차예비력, 주파수제어예비력, 2차예비력, 3차예비력 순서로 하고 매순간(순시) 확보한다. 다만, 불시고장 등 수급변동으로 예비력이 사용되는 기간은 예비력이 재확보될 때까지 예외로 한다.

1.3.1	주파수제어예비력 : 700MW 이상

1.3.2     1차예비력 : 1,000MW 이상

1.3.3     2차예비력 : 1,400MW 이상

1.3.4     3차예비력 : 1,400MW 이상

1.3.5    운영예비력 종류별 확보량은 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준 제8조제1항에 따라 전력계통신뢰도협의회 심의결과에 따라 재산정한다.

1.4	제주지역의 수급운영 및 실시간 급전운영을 위하여 별도의 제주지역 운영예비력을 다음 각 호와 같이 확보·운영한다.

1.4.1	사용목적 및 기술요건

전국계통 운영예비력의 사용목적 및 기술요건과 동일한 기준을 적용한다. 다만, 제주지역 고장 발생 시 제주연계선의 설비용량 이내의 여유용량을 통해 전국계통에서 확보한 운영예비력을 공유할 수 있다.

1.4.1.1	제주연계선의 공급능력은 운전 중인 연계선의 총 설비용량에서 고장 시 탈락되는 가장 큰 연계선의 설비용량을 차감한 값으로 계산한다. 여기서 연계선 고장은 제1연계선의 공통회귀선 고장 및 각 연계선의 회선고장을 말한다.

1.4.1.2	제주연계선을 통해 운영예비력을 확보하는 경우 제주연계선은 종류별 운영예비력의 기술요건을 만족한 것으로 본다.

1.4.2	확보기준

1.4.2.1 제주지역 주파수제어예비력

제주지역 발전기 및 제주연계선의 공급능력 이내의 여유용량을 통해 확보한다.

1.4.2.2  제주지역 1차예비력

제주지역 전력계통의 신뢰도 유지를 위해 필수로 가동되는 발전기로 일부 확보하고, 제주연계선의 설비용량 이내의 여유용량을 통해 전국계통에서 확보한 1차예비력을 공유한다.

1.4.2.3	제주지역 2차예비력

제주연계선의 설비용량 이내의 여유용량을 통해 전국계통에서 확보한 2차예비력을 공유한다.

1.4.2.4	제주지역 3차예비력

제주지역 발전기 및 제주연계선의 공급능력 이내의 여유용량을 통해 확보한다.

1.4.3   제주지역 운영예비력 확보량

1.4.3.1	주파수제어예비력 : 15MW 이상

1.4.3.2	1차예비력 : 20MW 이상

1.4.3.3	3차예비력 : 100MW 이상

1.5    전력거래소는 전력의 안정적 공급을 위하여 2년마다 5월 31일까지 운영예비력의 확보기준 및 확보량을 검토하여 전력계통신뢰도협의회에 상정하여야 한다. 다만, 전력거래소는 전력계통의 안정운영에 중대한 영향을 미친다고 판단되는 경우에는 이를 재검토 할 수 있다.

<중 략>

19.0     속응성자원 운영 기준

19.1    전력거래소는 속응성자원을 운영예비력과는 별도로 확보하여 운영할 수 있으며, 확보순서는 운영예비력, 속응성자원 순서로 한다.

19.2    속응성자원에 관한 운영기준은 다음 각 호와 같다.

19.2.1   사용목적

전력계통의 과도한 변동성에 신속하게 대응하기 위한 자원을 말한다.

19.2.2  기술요건

전력계통에 연결되어 있지 아니하고 상시 기동이 가능한 중앙급전발전기(수력, 양수, 가스터빈 발전기 등)를 통하여 전력거래소로부터 급전지시 받은 출력을 20분 이내 생산하여 4시간 이상 출력을 유지할 수 있어야한다.

19.2.3  확보량 : 2,000MW 이상

·예비력 분류체계 변경

내역 반영

·주파수제어예비력의

사용목적, 기술요건 정의

·주파수회복예비력 정의

·1차예비력의

사용목적, 기술요건 정의

·2차예비력의

사용목적, 기술요건 정의

·3차예비력의

사용목적, 기술요건 정의

·운영예비력을 확보하는

순서 명시

·운영예비력 확보량 명시

·연구과제 결과 준용

(“운영예비력 기준 설정

및 적용방안에 관한 연구”

‘17.7,한전·거래소공동연구)

제주지역 운영예비력

기준 신설

(고시 제8조3항)

연구과제결과 준용

(“제주지역 공급능력 산정 및 전력수급 비상발령 기준에 관한 연구”)

신뢰도고시 개정 반영

(고시 제8조1항)

·운영예비력 확보량

재검토 일시 명시

(격년 5.31)

·필요시 재검토

신뢰도고시 개정 반영

(고시 제9조)

·속응성자원의 목적 및

기술요건 정의

·속응성자원은 운영예비

력과 별도로 확보

·운영예비력이 확보 된

후 속응성자원 확보

·속응성 자원은 정지상

태 발전기로 구체화

·속응성자원 확보량 명시

- 연구과제 결과 준용

(“운영예비력 기준 설정

및 적용방안에 관한 연구”

‘17.7,한전·거래소공동연구)

별표9 운영발전계획 수립 절차

<중 략>

7.2.2.2	발전제약사항 입력

<중 략>

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

<중 략>

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

<중 략>

3) 전력수급 상황이 악화되어 예상 운영예비력 5,000MW 미만시 중앙급전구역전기사업자의 구역수요 초과 공급가능용량을 반영하여 예비력을 확보한다.

<중 략>

8. 특수일기간 및 특수경부하기간에는 운영예비력 2,000MW이상을 추가 확보한다.

<중 략>

<신 설>

<신 설>

<중 략>

7.2.5	예비력산정 프로그램을 이용하여 시간대별 예비력을 산정한 후, 예비력 확보대상 발전기를 지정한다.

<중 략>

별표9 운영발전계획 수립 절차

<중 략>

7.2.2.2	발전제약사항 입력

<중 략>

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

<중 략>

나. 전력계통 운영기준에 따른 예비력을 확보한다.

<중 략>

3) 전력수급 상황이 악화되어 예상 운영예비력 5,500MW 미만시 중앙급전구역전기사업자의 구역수요 초과 공급가능용량을 반영하여 예비력을 확보한다.

<중 략>

8. 특수일기간 및 특수경부하기간에는 운영예비력 2,000MW이상을 추가 확보할 수 있다.

<중 략>

7.2.2.3  운영예비력 입력

1. 운영예비력 확보량을 입력한다.

2. 운영예비력 모델링

1) 1차예비력은 1차예비력확보량보다 크거나 같다.

2) 주파수제어예비력은 주파수제어예비력 확보량보다 크거나 같다.

3) 주파수제어예비력과 2차예비력의 합은 주파수제어예비력확보량과 2차예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

4) 주파수제어예비력, 2차예비력, 3차예비력의 합은 주파수제어예비력확보량, 2차예비력확보량, 3차예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

7.2.2.4  속응성자원 입력

1. 속응성자원산정 프로그램을 이용하여 확보대상 발전기를 지정한다.

2. 속응성자원 모델링

1) 속응성자원은 속응성자원확보량보다 크거나 같다.

<중 략>

7.2.5	운영예비력 및 속응성자원 적정반영 여부 검토

1. 운영예비력산정 프로그램을 이용하여 시간대별 운영예비력 만족여부를 검토한 후 운영예비력 확보대상 발전기를 지정한다.

2. 속응성자원산정 프로그램을 이용하여 시간대별 속응성자원 만족여부를 검토한 후 속응성자원 확보대상 발전기를 지정한다.

<중 략>

준비단계 발령기준 변경

내역 반영

5,000→5,500

속응성자원 신설을 고려

하여 필요시 확보하는 것

으로 변경

제약사항에 운영예비력

명시하여 명확화

·예비력 모델링 문서화

·Σ1st(i,t)≥1,000

·ΣReg(i,t)≥700

·Σ{Reg(i,t)+2nd(i,t)}≥

(700+1,400)

·Σ{Reg(i,t)+2nd(i,t)+3rd

(i,t)}≥(700+1,400+1,400)

제약사항에 속응성자원 명시

·속응성자원 모델링

·속응성자원 포함

별표10 연료제약발전기 운영 절차

<생 략>

5.2      연․월간 연료 적정사용물량

전력수요, 전력계통송전제약, 운전예비력 등을 고려, 전력계통에서 전력을 안정적으로 공급하기 위하여 소요되는 제약연료 사용량

<생 략>

7.3.1.1   가. 2) 운전예비력

<생 략>

7.3.2    가. 2) 운전예비력

<생 략>

별표10 연료제약발전기 운영 절차

<생 략>

5.2      연․월간 연료 적정사용물량

전력수요, 전력계통송전제약, 운영예비력 등을 고려, 전력계통에서 전력을 안정적으로 공급하기 위하여 소요되는 제약연료 사용량

<생 략>

7.3.1.1   가. 2) 운영예비력

<생 략>

7.3.2    가. 2) 운영예비력

<생 략>

문구 수정

문수 수정

문구 수정

별표11 실시간 급전운영 절차

<생 략>

5.1      예비력

예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형을 유지하지 못할 경우를 대비하여 최대부하를 초과하여 보유하는 발전기의 출력 여유분 및 전기저장장치의 주파수조정용량을 말한다.

<생 략>

7.3.2   계통주파수를 유지하기 위하여 1,500MW 이상의 주파수조정예비력을 확보하여야 한다.

1) 주파수 유지 예비력(1차 주파수 응답)

주파수 변동 초기에 응동하는 주파수 조정용량으로서  주파수 변동시 10초 이내에 발전력이 응동하여 30초이상 출력유지가  가능한 유효전력으로서 발전기의  G.F(Governor Free) 및 전기저장장치의 주파수 응답에 의한다. <개정 2015.5.7.>

2) 주파수 복구 예비력(2차 주파수 응답)

1차 응답후 정상 주파수 유지범위로 회복시키기 위한 유효전력으로서 30초이내에 응동하여 30분간 지속 가능한 발전기의 AGC 보유예비력 및 출력증가와 전기저장장치의 EMS 원격제어 주파수조정용량 및 출력조정에 의한다. <개정 2015.5.7.>

<생 략>

7.3.3.1   부하 안정시간대

<생 략>

2) 발전회원 및 송전사업자는 발전기 부하추종(Governor Free)운전, 자동발전제어(AGC)운전 및 전기저장장치의 주파수조정서비스로 계통주파수 유지에 적극 협조하여야 한다.

<생 략>

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, 수요반응자원을 통한 전력부하감축, 전압조정에 의한 수요조절, 수요조절시행사업자의 수요조절, 변전소에서 일부 부하차단의 순으로 주파수를 정상으로 회복시킨다.

<생 략>

7.5.3        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.

7.5.4	정지중인 대기·대체예비력으로 지정된 발전기는 급전지시에 따라 최단 시간내에 기동할 수 있는 상태로 있어야 하며 곧바로 기동할 수 없을 때에는 즉시 전력거래소에 보고하여야 한다.

별표11 실시간 급전운영 절차

<생 략>

5.1      예비력<삭제 2018.8.X>

<생 략>

7.3.2   전력거래소는 계통주파수를 유지하기 위하여 운영예비력을 확보하여야 한다.

1) <삭제>

2) <삭제>

<생 략>

7.3.3.1   부하 안정시간대

<생 략>

2) 발전회원 및 송전사업자는 발전기 부하추종(Governor Free)운전, 자동발전제어(AGC)운전 및 전기저장장치의 주파수추종 운전, 원격출력제어운전을 통해 계통주파수 유지에 적극 협조하여야 한다.

<생 략>

7.3.4    이상 시 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 주파수회복예비력의 활용, 속응성자원, 수요반응자원을 통한 전력부하감축, 전압조정에 의한 수요조절, 수요조절시행사업자의 수요조절, 변전소에서 일부 부하차단의 순으로 주파수를 정상으로 회복시킨다.

<생 략>

7.5.3        2) 예비력 부족 시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 정지중인 3차예비력 발전기 및 속응성자원을 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 450만㎾ 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

7.5.4	정지중인 3차예비력으로 지정된 발전기 및 속응성자원은 급전지시에 따라 최단 시간내에 기동할 수 있는 상태로 있어야 하며 곧바로 기동할 수 없을 때에는 즉시 전력거래소에 보고하여야 한다.

제1.1.2조57호 예비력

정의와 중복

용어의 정의 중복 및

별표3의 기술요건과 상충

되어 삭제

1) 1차주파수응답

10초 응동 30초 유지→

10초 응동 5분 유지

2) 2차주파수응답

30초 응동 30분 유지→

5분 응동 30분 유지

문구 수정

예비력 분류체계 변경에

따른 문구 수정

· 운전예비력을 주파수

회복예비력으로 변경

· 속응성자원 추가

예비력 분류체계 변경에

따른 문구 수정

· 대기대체예비력→

3차예비력, 속응성자원

· 400만kW→450만kW

문구 수정

· 대기대체예비력→

3차예비력, 속응성자원

별표12 비상시 급전지시 절차

<생 략>

5.2     “수급경보” : 정상시 또는 고장시 거래시간의 발전기 공급가능용량 예비력이 400만kW 이하로 발생하거나 발생할 우려가 있는 경우 발령하는 경보를 말한다.

<생 략>

7.2.1.1  전력수급 경보의 종류, 경보 요건

1. 수급경보 관심(Blue) : 운영예비력이 3,000MW에서 4,000MW 미만으로써 향후 상황악화에 대비한 준비가 필요한 때

2. 수급경보 주의(Yellow) : 운영예비력이 2,000MW에서 3,000MW 미만으로써 사전 대비가 필요한 때

3. 수급경보 경계(Orange) : 운영예비력이 1,000MW에서 2,000MW 미만으로써 즉시 조치가 필요한 때

4. 수급경보 심각(Red) : 운영예비력이 1,000MW미만 또는 주파수조정이 곤란하여 부하조정이 필요한 긴급상황이라고 판단될 때

<생 략>

7.2.1.5  예비경보 발령 절차

전력거래소는 규칙 제5.1.4조에 따라 일간수요예측 결과 운영예비력 4,000㎿  미만으로 예상될 경우 산업통상자원부와 사전 협의 후 예비경보를 발령한다.

<생 략>

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,000MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시

별표12 비상시 급전지시 절차

<생 략>

5.2     “수급경보” : 정상 시 또는 고장 시 거래시간의 운영예비력이 450만kW 이하로 발생하거나 발생할 우려가 있는 경우 발령하는 경보를 말한다.

<생 략>

7.2.1.1  전력수급 경보의 종류, 경보 요건

1. 수급경보 관심(Blue) : 운영예비력이 3,500MW에서 4,500MW 미만으로써 향후 상황악화에 대비한 준비가 필요한 때

2. 수급경보 주의(Yellow) : 운영예비력이 2,500MW에서 3,500MW 미만으로써 사전 대비가 필요한 때

3. 수급경보 경계(Orange) : 운영예비력이 1,500MW에서 2,500MW 미만으로써 즉시 조치가 필요한 때

4. 수급경보 심각(Red) : 운영예비력이 1,500MW미만 또는 주파수조정이 곤란하여 부하조정이 필요한 긴급상황이라고 판단될 때

<생 략>

7.2.1.5  예비경보 발령 절차

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

<생 략>

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시

·400만kW→450만kW

(예비력요구량 변경내역

반영)

400만kW→450만kW

(예비력요구량변경 반영)

300만kW→350만kW

(50만kW 상향)

200만kW→250만kW

(50만kW 상향)

100만kW→150만kW

(50만kW 상향)

400만kW→450만kW

(예비력요구량변경 반영)

500만kW→550만kW

(50만kW 상향)

별표17 전력설비 정지관리 절차

<생 략>

7.1.2   다. 전기저장장치 : 주파수조정서비스를 제공하는 전기저장장치의 비계획정지 중 불시정지

별표17 전력설비 정지관리 절차

<생 략>

7.1.2   다. 전기저장장치 : 1차예비력 또는 주파수제어예비력을 제공하는 전기저장장치의 비계획정지 중 불시정지

예비력 분류체계 변경에

따른 문구 수정

(주파수조정서비스→1차

예비력,주파수제어)

별표19 보조서비스 절차

<생 략>

5.4	주파수조정 서비스

안정적인 계통주파수 유지를 위하여 계통에 연결ㆍ운전중인 발전기 및 전기저장장치에 의해 제공되는 서비스로서 주파수추종운전과 자동발전제어운전 및 전기저장장치의 EMS 원격제어운전으로 구분할 수 있다.

5.5	예비력서비스

예측수요의 오차, 발전기 불시고장 등으로 인하여 전력수급의 균형을 유지하지 못할 경우를 대비하여 확보하는 정지상태의 발전력으로서 전력거래소에 의해 지정된 발전기가 제공하는 서비스를 말한다.

<생 략>

5.9	자체기동발전기

외부로부터의 기동전력 공급없이 비상발전기 등에 의하여 자체기동할 수 있는 능력을 보유한 발전기를 말한다.

<생 략>

7.1.1.1	주파수조정 서비스

7.1.1.2	예비력 서비스

7.1.1.3	무효전력수급 서비스

7.1.1.4	자체기동 서비스

<생 략>

7.3.2	주파수조정서비스

7.3.2.1	전력거래소는 별표 3 및 별표 9에 의거 적정 주파수 조정용량이 확보되도록 한다.

7.3.2.2	운영계획에는 주파수추종운전 혹은 자동발전제어운전 가능 발전기 및 전기저장장치가 포함되어야 한다.

7.3.3	예비력 서비스

<생 략>

<신 설>

7.3.4	자체기동 서비스

7.3.4.1	전력거래소는 매년 자체기동 서비스 운영계획을 수립한다.

7.3.4.2	운영계획에는 자체기동 서비스 제공 대상 발전기 및 시송전선로가 포함되어야 한다.

7.3.4.3	전력거래소는 계통 및 발전설비 변경을 고려하여 매년 자체기동발전기 대상을 재검토하여 운영

<생 략>

7.6.3	기타 주파수조정서비스 세부운영은 별표 11에 따른다.

<생 략>

7.7.2	주파수조정 서비스

7.7.2.1	전력거래소는 계통운영시스템을 이용하여 실시간으로 발전기 주파수추종 운전상태를 확인하고 계통주파수 급변시 주파수추종 응답량을 측정하여 기록, 관리하여야 한다.

<생 략>

7.7.3	예비력 서비스

7.7.3.1	전력거래소는 운영발전계획에 따라 발전사업자에게 통보된 예비력으로 지정된 발전기에 대한 기동가능 여부를 확인한다.

<생 략>

8.1     전력거래소는 보조서비스의 효율적인 운영을 위해 다음 각호를 포함한 세부운영기준을 수립하여 운영할 수 있다.

별표19 보조서비스 절차

<생 략>

5.4	<삭 제>

5.5	<삭 제>

<생 략>

5.9	<삭 제>

<생 략>

7.1.1.1	주파수제어예비력

7.1.1.2   1차예비력

7.1.1.3   2차예비력

7.1.1.4	3차예비력

7.1.1.5   속응성자원

7.1.1.6	무효전력수급 서비스

7.1.1.7	자체기동 서비스

<생 략>

7.3.2	주파수제어예비력

7.3.2.1	전력거래소는 별표 3 및 별표 9에 의거 적정 예비력이 확보되도록 한다.

7.3.2.2	운영계획에는 주파수추종운전 혹은 자동발전제어운전 가능 발전기 및 전기저장장치가 포함되어야 한다.

7.3.3	1,2,3차예비력

<생 략>

7.3.4     속응성자원

7.3.4.1   전력거래소는 별표 3 및 별표 9에 의거 적정 속응성자원 용량이 확보되도록 한다.

7.3.4.2   전력거래소는 발전기 기동특성, 기동연료비, 변동비, 제약사항 등을 고려하여 적정 수준을 지정한다.

7.3.5	자체기동 서비스

7.3.5.1	전력거래소는 매년 자체기동 서비스 운영계획을 수립한다.

7.3.5.2	운영계획에는 자체기동 서비스 제공 대상 발전기 및 시송전선로가 포함되어야 한다.

7.3.5.3	전력거래소는 계통 및 발전설비 변경을 고려하여 매년 자체기동발전기 대상을 재검토하여 운영계획을 수립한다.

<생 략>

7.6.3	기타 주파수조정을 위한 보조서비스 세부운영은 별표 11에 따른다.

<생 략>

7.7.2	주파수제어 및 1,2차예비력

7.7.2.1	전력거래소는 계통운영시스템을 이용하여 실시간으로 발전기 및 전기저장장치의 주파수추종 운전상태를 확인하고 계통주파수 급변시 주파수추종 응답량을 측정하여 기록, 관리하여야 한다.

<생 략>

7.7.3	3차예비력 및 속응성자원

7.7.3.1	전력거래소는 운영발전계획에 따라 발전사업자에게 통보된 3차예비력 또는 속응성자원으로 지정된 발전기에 대한 기동가능 여부를 확인한다.

<생 략>

8.1      전력거래소는 보조서비스의 효율적인 운영을 위해 다음 각호를 포함한 보조서비스 세부운영기준을 수립하여 운영할 수 있다.

용어의 정의 중복으로

삭제(규칙 제1.1.2조)

용어의 정의 중복으로

삭제(규칙 제1.1.2조)

용어의 정의 중복으로

삭제(규칙 제1.1.2조)

예비력 분류체계

변경내역 반영

(별표2 변경사항 반영)

예비력 분류체계

변경내역 반영

예비력분류체계 변경반영

·예비력서비스

→ 1,2,3차예비력

속응성자원 신설

번호변경

문구 수정

예비력 체계변경 반영

전기저장장치 추가

예비력 체계변경 반영

문구수정

신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안) : 계통주파수 회복기준, 사이버보안 기준 신설 등

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

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

<중 략>

44. “급전지시”라 함은 전력거래소에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운용하기 위하여 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치를 운영하는 발전사업자와 수요반응자원을 운영하는 수요관리사업자 및 송전사업자용 전기저장장치를 운영하는 송전사업자에게 지시하는 행위를 말하며, 전력계통 비상상황 시에는 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치 운영사업자에 대해서도 지시를 행할 수 있다. 다만, 수요관리사업자에 대한 급전지시는 “수요감축요청”이라한다.

<신 설>

<중 략>

50. “비상상황”이라 함은 발전 및 송전계통의 내부 요인이나 폭풍 및 기타 자연현상 또는 사회혼란, 태업 등과 같은 외부 원인에 의하여 전력계통에 심각한 혹은 광역 정전을 야기할 수 있는 상태 또는 전력수급의 균형유지가 곤란하거나 곤란이 예상되는 상태를 말한다.

<중 략>

61. “공급능력”이라 함은 발전단 용량의 총합으로 계획예방정비 및 출력감소전력 등을 제외한 용량을 말한다.

<중 략>

64. “시송전선로”라 함은 전 계통 또는 광역계통 정전 발생 시 자체기동발전기에서 생산된 전력을 다른 발전소 또는 변전소로 공급하기 위하여 사전에 지정한 선로를 말한다.

<중 략>

68. “보호장치”라 함은 전기설비 고장이나 전력계통의 불안정 시 이를 감지하여 고장 또는 불안정요인을 전력계통으로부터 분리시키거나 운영자에게 경고하는 장치를 말한다.

69. “상정고장”이라 함은 전력계통에서 고장이 발생하여도 계통이 안정을 유지하도록 대비책을 수립하는데 필요한 가상의 단일 또는 다중의 전력설비 고장을 말한다.

<중 략>

제5.8.5조(신․증설 전력설비)

<중 략>

⑥ 전력시장에 참여하는 단위기 500MVA 이상의 동기발전기는 계통안정화장치를 구비하여야 하고, 전력계통 특성에 적합하도록 계통안정화장치의 운전특성을 유지하여야 한다.

<신 설>

<중 략>

<신 설>

<중 략>

제5.9.5조(비상상황) 전력거래소는 비상상황 시 다음 각호의 조치를 취할 수 있다.

<중 략>

<신 설>

<중 략>

제5.8.9조(신재생에너지발전기의 순시전압저하시 유지성능) 신재생에너지발전기는 인근계통 고장시 순시전압저하에 대해 별표3에서 정한 기준에 따라 연계운전이 가능해야 한다.

<중 략>

<신 설>

<신 설>

<신 설>

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

<중 략>

44. “급전지시”란 전력거래소가 정상 또는 비상상황에서 전력수급의 균형유지 및 전력계통을 안정적으로 운영하기 위하여 전기사업자에게 필요한 지시를 하는 행위를 말한다. 다만, 수요관리사업자에 대한 급전지시는 “수요감축요청”이라 한다.

44의 2. “수요감축요청”이란 전력거래소가 평상시 전력수요 관리와 비상상황시 안정적인 전력수급 유지를 위해 수요관리사업자에게 수요감축을 요청하는 행위를 말한다.

<중 략>

50. “비상상황”이란 전력계통의 다중고장, 예비력 부족 등과 같은 내부 원인이나 폭풍 및 그 밖의 자연현상, 사회혼란, 태업 등과 같은 외부 원인에 의하여 전력계통에 광역정전이 야기될 수 있는 상태 또는 전력수급의 균형유지가 어렵거나 어려움이 예상되는 상태를 말한다.

<중 략>

61. “공급능력”이란 발전기 공급가능용량의 총합을 말한다.

<중 략>

64. “시송전선로”이란 계통복구 시에 자체기동발전기로부터 사전에 지정된 시송전선로 및 우선공급발전기에 이르는 계통을 말한다.

<중 략>

68. “보호장치”란 전기설비가 고장나거나 전력계통이 불안정할 경우 이를 감지하여 고장 또는 불안정 요인을 전력계통으로부터 분리시키거나 보호대상설비 운영자 또는 계통운영자에게 경고하는 장치를 말한다.

69. “상정고장”이란 전력계통에서 발생할 수 있는 가상의 단일, 이중 또는 다중의 전력설비 고장을 말한다.

<중 략>

제5.8.5조(신․증설 전력설비)

<중 략>

⑥ 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)는 계통안정화장치를 구비하여야 한다. 이 경우 동기발전기를 보유하고 있는 발전사업자는 전력계통 특성에 적합하도록 계통안정화장치의 운전특성을 유지하여야 하고, 매 10년마다 이를 점검하여야 하며 전력거래소의 계통검토 결과 저주파 진동 발생 등 점검이 필요하다고 판단된 경우에도 이를 점검하여야 한다.

<중 략>

⑬ 발전사업자는 계통안정화장치의 실시간 운전상태를 전력거래소에 제공하여야 하며 전력거래소는 이를 관리·감시하여야한다.

<중 략>

제5.9.5조(비상상황) 전력거래소는 비상상황 시 다음 각호의 조치를 취할 수 있다.

<중 략>

3. 전력거래소는 비상상황이 발생하였을 경우 전기사업자 및 수요관리사업자에게 급전지시 및 수요감축요청을 하며, 전기사업자 및 수요관리사업자는 즉시 이를 이행하여야 한다. 전기사업자 및 수요관리사업자는 이러한 조치에 대하여 이견이 있을 경우 부족전력이 해소된 후 조정을 요구할 수 있다.

<중 략>

제5.8.9조(시각동기 위상측정 기술의 적용 확대) 전력거래소와 전기사업자는 시각동기 기반의 위상측정 기술을 정밀 계통감시, 고장분석 및 전력설비 특성자료 검증에 적극 활용하고 기술개발을 위해 다음 각 호의 사항을 상호 협력하여야 한다.

1. 전기사업자는 시각동기위상측정장치를 전력설비에 설치 한 경우 전력거래소에 통보 하여야 한다.

2. 시각동기위상측정장치를 설치한 전기사업자는 계통외란 발생시 전압과 전류의 변동을 기록하여야 하며, 제5.8.5조 제10항 제3호에 의한 시각동기위상측정 기술을 활용하고자 할 경우 발전기 동특성정수 도출을 위한 추가 자료를 기록하여야 한다.

<중 략>

제3절 정보보안정책의 수립[신설 2018.8.X]

제10.3.1조(정보보안기준의 수립) ① 전력거래소 및 전기사업자는 안정적인 전력공급과 계통운영을 위하여 제10.3.2조의 구분에 따라 다음 각 호 사항의 정보보안 기준을 수립·이행하고 이를 정기적으로 검토하여 보완하여야 한다.

1. 전력IT설비의 안정 및 정보보안을 위한 인력, 조직, 경비의 확보 및 관련 계획 수립 등 관리적 보호조치

2. 정당한 권한이 없는 자의 전력IT설비에 대한 접근과 침입을 방지·탐지·대응하기 위해 정보보호시스템의 설치 및 운영 등 기술적, 관리적, 물리적 보호조치

3. 전력IT설비에 대한 사이버 침해 시 분석 및 복구 등을 위한 기술적, 물리적 보호조치

4. 정보의 불법 유출, 변조, 삭제 등을 방지하기 위한 기술적, 관리적 보호조치

5. 직원의 보안의식 제고 및 역량 강화를 위한 정보보안 교육 시행 등 관리적 보호 조치

② 제1항 제2호의 물리적 보호조치는 상용망과 분리하되 부득이 연결이 필요한 경우 국가정보원의 사전승인을 거쳐 연동구간에 일방향 통신장비 설치 등 안전한 망 연동기법을 적용하여 연결한다.

③ 전력거래소 및 전기사업자는 사이버 위협·침해 발생 정보를 보안관제센터에 공유 및 보안관제센터에서 요구하는 사항을 준수하여야 한다.

제10.3.2조(적용대상 구분) ① 전력거래소 및 전기사업자는 정보통신기반보호법 제8조에 의해 지정된 주요정보통신기반시설 전력IT설비에 대해 제10.3.1조 제1항의 1호 내지 5호를 준수하여야 한다.

② 그 외 전력IT설비에 대해서는 제10.3.1조 제1항 제4호 및 5호를 준수하여야 한다.

신뢰도 고시의 용어정의

와 일치토록 변경

(고시 제2조33호)

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조34호)

·수요감축요청 용어 정의

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조21호)

·발전 및 송전계통 내부

요인→ 다중고장, 예비력

부족으로 구체화

·문구 수정

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조제10호)

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조제23호)

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조15호)

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조14호)

·상정고장 정의 변경

·문구 수정

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제35조)

·설비 구축기간 확보를

위해 2020.1.1.부터 적용

·계통불안정 현상 해소를

위해 PSS 설치대상 확대

설비용량 500→300MVA

·발전설비 특성자료 점검

주기와 일치 6년→10년

·발전사 및 거래소의 관리

책무 부여

(항 번호는 제안서3(특성시험)

의 10~12항 신설을 고려하여

13항으로 부여)

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제14조)

·발전사업자→전기사업자,

DR사업자로 확장

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제18조)

·기존 5.8.9조는 위치이동

(신재생관련 절 신설)

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제51조)

·사이버보안관련 절 신설

·사이버보안기준 수립

사이버보안 적용대상 구분

·기반시설: 10.3.1조 모든

기준 준수

·그 외: 10.3.1조1항4호

및 5호 준수

(기반시설 보유기관: 한전,

거래소, 발전6사, 가스공사,

지역난방공사, 한전기술)

<신 설>

부 칙 (2018. 8. X.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(계통안정화장치에 관한 경과조치)  제5.8.5조제6항 및 별표13의 7.2.1.1에 규정된 계통안정화장치는 2021년 12월 31일까지 구축한다. 다만, 규칙개정 공고일 기준 3년 이내 폐지대상인 발전기에 대해서는 적용하지 않는다.

제3조(대체 급전전화 통신망 구축에 관한 경과조치) ① 별표13의 붙임8.7에 규정된 대체 통신수단 중 위성급전전화는 2022년 12월 31일까지 구축한다.

② 별표13의 붙임8.7에 규정된 위성전화, 휴대용 무선전화, 일반용 유선전화는 2021년 12월 31일까지 구축하되, 자가 위성주파수를 활용할 경우 2022년 12월 31일까지 설치한다.

<수정의견 수용>

·PSS 설비구축 기간을

고려하여 경과규정 설정

·설비구축 기간을 고려

하여 경과규정 설정

<수정의견 수용>

·용어 및 시스템 구축을

위한 경과규정 수정

별표 3 전력계통 운영 기준

<중 략>

3.2	154kV 주요 간선계통

<신 설>

이중 고장이 발생하더라도 발전기 정지나 대규모 공급지장 또는 주요 간선계통에 고장파급이 확대되지 않도록 한다.

<중 략>

3.3.2	이중 고장시 대규모 공급지장이 발생한 경우 단시간내 부하절체 등의 방안을 수립․운영한다.

<중 략>

3.5.2	이중고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 하여야 한다.

<중 략>

9.3	변전소의 기준전압은 다음 각호와 같다.

9.3.1   765kV 계통의 전압유지 기준은 아래와 같으며 전력계통의 안정성 검토결과에 따라 변경할 수 있다.

기준전압 : 765kV(745∼785kV)

9.3.2	345kV 계통의 전압유지 기준은 아래와 같으며 전력계통의 안정성 검토결과에 따라 변경할 수 있다.<번호변경 2010.6.30>

기준전압 : 353kV(336～360kV)

9.3.2	2차측 계통의 상황에 따라 중부하시와 경부하시에 차를 두는 것을 원칙으로 하고 부하대별 기준전압은 아래에 따른다.

9.3.2.1	154kV 계통 중부하시 : 160 ±4kV

9.3.2.2	154kV 계통 부하변동시 : 157 ±4kV

9.3.2.3	154kV 계통 경부하시 156 ±4kV

9.3.3	배전용 변전소는 배전선 인출측의 전압을 중부하시는 최대 계통운전 전압으로 하고 경부하시에는 배전선의 선로 전압 강하를 고려하여 중부하시와 경부하시의 부하비율에 따라 결정한다. 다만, 전압조정장치의 수동 운전시는 아래의 부하대별 기준전압에 따른다.

9.3.3.1	23kV 계통 경부하시 : 22.0kV

9.3.3.2	23kV 계통 중부하시 : 22.9kV

9.3.3.3	23kV 계통 최대부하시 : 23.9kV

<중 략>

10.1	전기사업자는 전력거래소의 급전지시에 따라 전력수요 변동에 따른 발전력 조정 및 전기저장장치 운영을 원활히 수행하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.

<신 설>

<신 설>

<신 설>

10.2	전기사업자와 전력거래소는 계통주파수를 평상시 60±0.2 Hz의 범위 내에서 조정하여야 한다. 다만, 예외적인 상황에서 62Hz까지 오를 수 있고, 57.5Hz까지 떨어질 수 있다.

<중 략>

12.0	계통주파수 조정용량

전력거래소는 계통주파수를 유지범위내로 유지하기 위하여 1 에서 정한 주파수 조정 예비력을 확보하여 운영한다.

<중 략>

17.1.2	상정고장이 발생하더라도 안정유지기준을 만족할 수 있는 상태를 말한다.

<중 략>

17.2.1	안정유지기준 범위를 초과하여 운전되지는 않으나, 상정고장이 발생하면 안정유지기준을 초과하거나 위반하게 되는 상태,

<중 략>

별표 3 전력계통 운영 기준

<중 략>

3.2	154kV 주요 간선계통

3.2.1   단일 고장 시 장시간 동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 하여야 한다.

3.2.2	이중 고장이 발생하더라도 발전기 정지나 대규모 공급지장 또는 주요 간선계통에 고장파급이 확대되지 않도록 한다.

<중 략>

3.3.2	이중 고장시 대규모 공급지장이 발생할 경우에 대비하여 단시간내 부하전환 등의 방안을 수립․운영한다.

<중 략>

3.5.2	이중고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 설비유지관리 강화 및 필요시 계통보강·고장파급방지장치 설치 및 발전력 조정 등 필요한 대책을 수립․운영하여야 한다.

<중 략>

9.3	변전소의 전압조정목표는 다음 각호와 같다.

9.3.1   765kV 계통의 전압조정목표는 (765-20)kV~

(765+20)kV로 한다.

9.3.2	345kV 계통의 전압조정목표는 (353-17)kV~

(353+7)kV로 한다.

9.3.3	154kV 계통의 전압조정목표는 (160-8)kV~

(160+4)kV로 한다.

9.3.4	배전용 변전소는 배전선 인출측의 전압을 기준으로 중부하시는 최대 계통운전 전압으로 하고 경부하시에는 배전선의 선로 전압 강하를 고려하여 중부하시와 경부하시의 부하비율에 따라 결정한다. 다만, 22.9kV 계통의 전압조정장치를 수동으로 운전하는 경우에는 아래의 부하대별 전압조정목표에 따른다.

9.3.4.1	경부하시 : 22.0kV

9.3.4.2	중부하시 : 22.9kV

9.3.4.3	최대부하시 : 23.9kV

<중 략>

10.1	전력거래소는 전기사업자에게 발전력 및 전기저장장치의 유효전력 조정 등의 급전지시를 하여 다음 각 호의 계통주파수를 유지하여야한다.

10.1.1   평상시 계통주파수를 60±0.2Hz의 범위 이내로 유지하여야 한다.

10.1.2   최대 용량의 발전기 1기 고장 시 계통주파수를 최저 59.7Hz 이상으로 유지하여야 하고, 1분 이내에 59.8Hz로 회복시켜야 한다.

10.1.3   발전기 2기 고장이 발생하거나 고장파급방지장치에 의하여 발전기가 탈락 시 계통주파수를 최저 59.2Hz 이상 유지하여야 하고, 1분 이내에 59.5Hz로, 10분 이내에 59.8Hz로 회복시켜야 한다.

10.2     비상상황의 경우에는 계통주파수를 62Hz~

57.5Hz 범위 내에서 유지할 수 있다.

<중 략>

12.0	계통주파수 조정용량

전력거래소는 계통주파수를 유지범위내로 유지하기 위하여 제1.0조에서 정한 운영예비력을 확보하여 운영한다.

<중 략>

17.1.2	단일고장, 이중고장이 발생하더라도 안정유지기준을 만족할 수 있는 상태를 말한다.

<중 략>

17.2.1	안정유지기준 범위를 초과하여 운전되지는 않으나, 단일, 이중고장이 발생하면 안정유지기준을 초과하거나 위반하게 되는 상태,

<중 략>

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제10조1호2항)

·단일고장 신설

·번호 부여

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제10조1항3호)

·부하절체→부하전환

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제10조1항5호)

·765kV 계통의 SPS 설치,

발전력 조정 근거 마련

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제5조1항)

·고시와 일치토록‘전압

유지기준’을 ‘전압조

정목표’로 수정

·‘안정성 검토결과에 따라

변경할 수 있다’삭제

- 안정성 검토결과에 따라

전압조정목표를 변경할

수 있는 권한은 산업부에

있음(고시 제5조1항)

·154kV 전압조정목표를

단일기준으로 변경

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제5조2호)

·고시내용 반영하여 문구

수정

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제4조)

·고시내용 반영하여 문구

수정

·평상시 유지범위 규정

문구 일부 수정

·발전기 1기 고장 시 기준

신설

·발전기 2기 또는 SPS에

의한 발전기 탈락 기준

신설

·비상시 유지범위 규정

문구 일부 수정

·문구수정: 주파수조정

예비력→운영예비력

·고장기준 변경: 상정고장

에 다중고장이 포함되어

credible event로 구체화

·고장기준 변경: 상정고장

에 다중고장이 포함되어

credible event로 구체화

별표 5 전력수요 예측 절차

<중 략>

5.6	특수일기간

법정 공휴일 및 임시공휴일을 특수일이라 하며, 이 특수일을 포함하고 특수일 전․후 1일을 특수일기간이라 말한다.

5.7	특수경부하기간

설 또는 추석 전, 후 7일간과 하계휴가집중기간을 말한다. 단. 연휴 시작일 전일과 연휴 마지막 다음날이 토요일 또는 휴일인 경우 그 기간을 포함하여 특수경부하기간으로 본다.

별표 5 전력수요 예측 절차

<중 략>

5.6	특수일기간

법정공휴일(일요일 제외) 및 대체, 임시공휴일을 포함하여 그 전·후 1일을 말한다.

5.7	특수경부하기간

설날 및 추석을 포함하여 그 전·후 7일간과 하계휴가 집중기간을 말한다. 다만, 연휴 시작일 전일과 연휴 종료일 다음날이 토요일 또는 휴일인 경우에는 그날까지 포함한다.

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조12호)

·문구 수정

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제2조13호)

·문구 수정

별표11 실시간 급전운영 절차

<생 략>

7.3.1     전력거래소는 전력수요 변동에 따른 발전력 및 전기저장장치의 유효전력 조정을 원활히 수행하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.

별표11 실시간 급전운영 절차

<생 략>

7.3.1    전력거래소는 전기사업자에게 발전력 및 전기저장장치의 유효전력 조정 등의 급전지시를 하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다.

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제4조)

·전력수요 변동 삭제

·급전지시 명확화

별표13 계통운영시스템 운영 절차

<생 략>

7.2.1.1	중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 단위기 500MVA 이상의 발전기(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함)

<생 략>

8.0      붙임

<생 략>

<신 설>

별표13 계통운영시스템 운영 절차

<생 략>

7.2.1.1	중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함)

<생 략>

8.0      붙임

<생 략>

8.7      비상용 대체 통신수단 설치기준

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제35조)

·대상설비: (기존)500MVA

→(변경)300MVA

단, 복합은 500MVA

·PSS는 2021.12.31.까지 구축

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제49조3항)

[붙임8.7]                     비상용 대체 통신수단 설치기준 [신설]

8.7.1 전력거래소 및 전기사업자는 유선통신망 급전 통신수단의 장애 등에 대비하여 위성통신망 등에 의한 대체 통신수단을 구축하여야 한다.

8.7.2 전력거래소 및 전기사업자의 대체 통신수단 설치기준은 아래와 같다.

구 축 대 상		대체 통신수단 설치기준
중심국 설치대상	단말국 설치대상
·전력거래소 중앙전력 관제센터 ·송전사업자	·주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·시송전 선로 발·변전소, 단 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·500MW 이상 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 500MW이상인 경우 1개 발전기 ·지역계통운영센터	·위성급전전화 ·휴대용 무선전화 (원자력발전소는 제외) ·일반용 유선전화
	·200MW이상 500MW 미만 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 200MW이상 500MW 미만인 경우 1개 발전기 ·345kV이상 변전소 (우선공급계통 변전소 제외)	·위성전화 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
·제주전력 관제센터	·제주지역 주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·제주지역 시송전 선로 발·변전소	·위성급전전화시스템 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

8.7.3 위성급전전화는 전력거래소에 중심국과 발․변전소 단말국 사이 전용 위성주파수를 통하여 1:N 통신이 가능한 급전전화를 말한다.

8.7.4 위성전화는 위성전화 회사의 공용주파수를 이용하거나 전용 위성주파수를 통해 거래소와 발·변전소간 1:1 통신이 가능한 위성전화를 말한다.

8.7.5 위성급전전화의 중심국 구축․운영 및 해당 중계주파수 임대는 전력거래소와 송전사업자가 이중으로 시행하고, 단말국 구축․운영은 설치기준에 해당하는 회원사가 시행하되 중심국과 직접 통신이 가능하도록 구축하여야 한다.

8.7.6 중심국 장애시 타 중심국 이용을 위한 거래소와 송전사업자간 네트워크 구성은 송전사업자가 시행한다.

8.7.7 중심국이 장애 등으로 기능을 상실할 경우 상대 중심국으로 기능이 자동 절체 될 수 있도록 기술적인 호환성을 확보하여야 한다.

8.7.8 전력거래소와 전기사업자는 위성급전전화를 이용한 급전연락 시 음성기록을 위해 녹취설비를 시설·관리하여야 한다.

8.7.9 전력거래소와 전기사업자는 상용전원 공급 중단 시에도 대체 통신이 유지될 수 있도록 통화대기시간 기준으로 위성급전전화는 30시간, 위성전화는 20시간 이상 전원공급이 가능하도록 예비전원을 확보하여야 한다.

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제49조3항)

·붙임8.7 신설

·구축대상 및 대체 통신

수단설치 기준 명기

·설비의 설치기간을 감안

<수정의견 수용>

·위성급전전화는 2022.12.31.까지 구축(단, 원자력 발전소는 원자력안전위원회의 설계변경 인허가 승인 후 3년 이내 설치하되 규칙 개정 후 매년 12월말 까지 당해 연도 추진실적 및 다음 연도 추진계획을 거래소에 통보해야 함)

·위성전화, 무선전화, 유선전화는 2021.12.31.까지 설치하되, 자가 위성주파수를 활용할 경우 2022. 12.31까지 설치

<수정의견 수용>

문구 수정 및

내용 명확화

별표16 계통보호 절차

<생 략>

8.1.1	전력거래소는 전력거래소가 운영하는 송전망과 중앙급전발전기(관련 변압기 포함)의 보호장치 운영기준을 설정하고 각 전기사업자에게 제시한다. 보호장치운영기준의 제시방법은 각 전기사업자에게 문서로 통보하고 전력거래소 인터넷 홈페이지에 게시하는 것으로 한다.

<생 략>

8.2.1	각 전기사업자는 전력거래소가 운영하는 송전망 및 중앙급전발전기(관련 변압기 포함)의 보호장치에 정정 사유 발생시 전력거래소에서 제시한 보호장치 운영기준을 적용하여 보호장치 정정을 시행하고 보호장치 시험예정일 6주 이전까지(송변전설비 보호장치는 2주 이전까지) 전력거래소에 검토 의뢰한다. 다만, 전력거래소가 운영하는 송전망 중 345kV 변압기 및 154kV 송전망(제주지역은 66kV)의 보호장치는 정정결과를 보호장치 시험예정일 이전까지 전력거래소에 통보하고 전력거래소는 필요한 경우 의견을 제시한다.

<생 략>

8.5.3	각 전기사업자는 전력거래소가 요청할 경우 전력거래소가 운영하는 송전망 및 중앙급전발전기의 보호장치 시설현황을 전력거래소에 통보한다.

<생 략>

8.6.1	각 전기사업자는 전력거래소가 운영하는 송전망과 중앙급전발전기(관련 변압기 포함)의 보호장치 동작으로 인한 운전정지 또는 계통 분리시 보호장치 동작내용을 포함한 고장상황을 전력거래소에 우선 통보하고, 보호장치 동작분석 자료를 전력거래소에 통보한다.

별표16 계통보호 절차

<생 략>

8.1.1	전력거래소는 전력거래소가 운영하는 송전망과 20㎿초과 발전기(관련 변압기 포함)의 보호장치 운영기준을 설정하고 각 전기사업자에게 제시한다. 보호장치운영기준의 제시방법은 각 전기사업자에게 문서로 통보하고 전력거래소 인터넷 홈페이지에 게시하는 것으로 한다.

<생 략>

8.2.1	각 전기사업자는 전력거래소가 운영하는 송전망 및 20㎿초과 발전기(관련 변압기 포함)의 보호장치에 정정 사유 발생 시 전력거래소에서 제시한 보호장치 운영기준을 적용하여 보호장치 정정을 시행하고 보호장치 시험예정일 6주 이전까지(송변전설비 보호장치는 2주 이전까지) 전력거래소에 검토 의뢰한다. 다만, 전력거래소가 운영하는 송전망 중 345kV 변압기 및 154kV 송전망(제주지역은 66kV)의 보호장치는 정정결과를 보호장치 시험예정일 이전까지 전력거래소에 통보하고 전력거래소는 필요한 경우 의견을 제시한다.

<생 략>

8.5.3	각 전기사업자는 전력거래소가 요청할 경우 전력거래소가 운영하는 송전망 및 20㎿초과 발전기의 보호장치 시설현황을 전력거래소에 통보한다.

<생 략>

8.6.1	각 전기사업자는 전력거래소가 운영하는 송전망과 20㎿초과 발전기(관련 변압기 포함)의 보호장치 동작으로 인한 운전정지 또는 계통 분리시 보호장치 동작내용을 포함한 고장상황을 전력거래소에 우선 통보하고, 보호장치 동작분석 자료를 전력거래소에 통보한다.

신뢰도고시 개정내역 반영

(고시 제22조)

·동일규모(20MW초과)의

발전기에 대해 중앙 및

비중앙 동히 일관성

있는 보호협조기준 적용

·중앙급전발전기→20MW

초과발전기

·중앙급전발전기→20MW

초과발전기

·중앙급전발전기→20MW

초과발전기

신뢰도 고시 개정에 따른 규칙개정(안) : 발전설비 특성시험 규정 신설

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제5.8.5조(신․증설 전력설비) <중 략> ⑧ 전력계통에 발전설비의 접속을 신청하는 자는 접속되는 발전기 및 부속제어기의 기술특성자료를 별지 서식 제82~85호에 의거, 대용량 전력 사용을 신청하는 자는 전력부하의 기술특성 자료를 별지 서식 제86호에 의거하여 전력거래소에 제출하여야 한다. <중략> <신설> <신설> <신설> <신 설>	제5.8.5조(신․증설 전력설비) <중 략> ⑧ 대용량 전력 사용을 신청하는 자는 전력부하의 기술특성 자료를 별지 서식 제86호에 의거하여 전력거래소에 제출하여야 한다. <중략> ⑩ 전기사업자 및 전력시장에 참여하는 자가용설비설치자(이하 ‘전기사업자 등’이라고 한다)는 정격용량 20MVA를 초과하는 발전기(동기조상기 포함) 및 이와 결합․연결된 원동기, 여자기, 조속기, 계통안정화장치 등(이하 ‘발전기 등’이라 한다)이 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 경우 별표 31에 따라 별지 서식 제82호 내지 제85호의 발전기 등 특성자료를 도출하여 전력거래소에 제출하여야 한다. 1. 발전기 신·증설, 터빈 변경 및 교체, 발전기 재권선 변경 등이 발생한 경우 2. 여자시스템 또는 조속기의 변경 및 교체, 제어장치의 제어기능 변경, 전압조정장치 및 계통안정화장치의 변경 등이 발생한 경우. 다만, 설비 변경 및 교체 내역을 전력거래소에 제출하고, 설비 변경 및 교체 후에도 기존 특성자료에 변화가 없는 경우에는 예외로 한다. 3. 제1호 또는 제2호에 따라 발전기 등 특성자료 제출 후 10년이 경과한 경우. 다만, 제5.8.9조의 시각동기위상측정 장치를 이용한 발전기 운전실적 기록으로 기존 특성자료의 유효성이 검증된 경우에는 예외로 한다. ⑪ 제10항의 제1호 또는 제2호의 경우 전기사업자 등은 해당설비의 계통가압 후 6개월 이내에 발전설비 특성자료를 제출하여야 한다. ⑫ 전력거래소는 전력계통 검토를 위하여 필요하다고 판단되는 경우, 20MVA 이하의 발전기 등을 갖춘 전기사업자 등에게도 발전기 등 특성자료의 제출을 요청할 수 있으며 전기사업자 등은 특별한 사유가 없는 한 이에 협조하여야 한다. 부 칙 (2019. X. X.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 제2조(기존 시험기관의 등급적용) 별표31 시행시 종전의 규정(발전기 기술특성시험 관리지침, 2012. 7. 2)에 의하여 인증된 시험기관 및 기술이전기관은 동일하게 지정된다. 다만, 2등급 시험기관은 1등급 시험기관으로, 3등급 시험기관은 2등급 시험기관으로 지정된 것으로 본다. 제3조(발전설비 특성시험 규정에 관한 경과조치) 부칙 제2조에도 불구하고 시험기관 및 대상사업자는 본 지침 시행 후 3개월 까지 종전의 규정의 시험기관 등급과 등급별 시험가능 용량에 따른 특성시험 용역계약을 체결할 수 있다.	·조항 분리 ·조항 신설 신뢰도고시 개정내역 반영 (고시 제37조) ·제5.8.9조는 17호 안건이 개정된 것으로 가정 ·조항 신설 ·조항 신설 <원안 수정> 규칙개정에 따른 발효일 등은 규칙의 부칙에 관한 내용으로 규칙 본문으로 이동 필요

별 표 신 설

[별표 31]

발전기 등 특성시험 관리 지침

1.0    목적

규칙 제5.8.5조 제10항 규정에 의거 발전기 등 특성자료 도출, 검증, 제출에 대한 세부적인 내용 및 그 지침을 규정하여 효율적인 운영을 도모하는데 있다.

2.0    적용범위

2.1    본 지침은 발전기 등 특성자료 도출, 검증, 제출 관련 업무에 관하여 적용한다.

3.0    참고자료

3.1	전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준 고시

3.2    발전기 기술특성시험 관리 지침 (2012. 07. 02일 최초 제정)

4.0   용어의 정의

4.1    발전기 등 기술특성시험(이하 “특성시험”이라 함)

전기사업자 등의 발전기 등 특성자료 도출을 위해 4.4의 발전기 등 기술특성 시험기관이 행하는 시험을 말한다.

4.2    특성시험 관리기관(이하 “관리기관” 이라 함)

공정하고 정확한 발전기 등 기술특성시험이 이루어지도록 이를 관리 및 운영하는 기관으로 전력거래소를 말한다.

4.3     특성시험 기술이전기관(이하 “기술이전기관” 이라 함)

특성시험을 수행하고자 하는 기관에 특성시험 기술을 이전하도록 관리기관이 지정한 기관을 말한다.

4.4     특성시험 대상 전기사업자(이하 “대상사업자”라 함)

규칙 제5.8.5조에 따른 특성시험 대상 발전기 등을 보유한 전기사업자 등을 말한다.

4.5    발전기 등 기술특성 시험기관(이하 “시험기관”이라 함)

특성시험을 현장에서 수행하여 자료를 취득·분석하여 도출된 결과 및 모델정수를 제출하는 기관을 말한다.

4.6    발전기 등 특성시험 위원회(이하 “위원회”라 함)

시험기관의 신규지정, 시험기관의 등급조정, 시험기관 자격의 경고 및 취소, 특성시험 결과 검증 등 관리기관이 의뢰한 특성시험 운영 관련 심의·의결 업무를 수행하는 전력계통 및 설비모델링 관련 전문가로 구성된 위원회를 말한다.

4.7    전력설비 모델링 및 검증 실무협의회(이하 “협의회”라 함)

특성시험 절차 및 결과의 적정성 평가, 모델선택 및 파라미터의 적정성 검증 등 관리기관이 의뢰한 전력설비 모델링 및 검증업무 관련 자문업무를 수행하는 위원회 산하 실무협의회를 말한다.

4.8     공동 특성시험 (이하 “공동시험”이라 함)

시험기관이 등급상향 혹은 신규지정을 위하여 수행하는 특성시험으로 상위 시험기관의 책임하에 하위 또는 신규 시험기관과 공동으로 수행하는 특성시험 형태를 말한다.

5.0    책 임

5.1     대상사업자는 특성시험 시행 주체로서 다음의 업무를 수행한다.

5.1.1   매년 11월 5개년도 시험대상 발전기별 특성시험 계획 수립 및 제출

5.1.2   발전기 등 특성시험 사업계약 체결 및 이행

5.1.3   발전기 등 특성시험 결과의 제출(별지 제82호 ~ 제85호 서식에 따름)

5.1.4   기타 특성시험 업무 수행을 위해 관리기관이 필요하다고 요청한 사항

5.2     관리기관은 발전설비 특성시험 절차가 공정하고 정확하게 처리되도록 다음의 업무를 수행한다.

5.2.1   시험기관 지정 및 인증서 발급

5.2.2   기술이전기관 지정 및 인증서 발급

5.2.3   기술이전기관 및 시험기관 평가

5.2.4   특성시험 시행 계획 및 실시의 관리감독

5.2.5   특성시험 결과의 적정성 검토

5.2.6   현장시험 과정에서 유발된 사고의 조사 및 그 결과의 제출

5.3     시험기관은 대상사업자의 의뢰에 따라 특성시험을 실시하며 다음의 업무를 수행한다.

5.3.1   발전기 등 특성시험 현장실시 및 모델정수 도출

5.3.2   기술이전기관으로 부터 특성시험 기술의 취득

5.3.3   등급별 자격요건에 따른 시험기관 자격의 확보 및 유지

5.3.4   시험기관 사업별 발전기 등 특성시험 시행 세부절차 수립

5.3.5   매 분기별 특성시험 실적 및 계획 제출

5.4	기술이전기관은 발전기 등 특성시험을 수행하고자 하는 기관에 대한 기술이전에 협조하여야 하며 다음의 업무를 수행한다.

5.4.1   특성시험을 수행하고자 하는 기관에 기술이전

5.4.2   특성시험 실시(1등급 시험기관과 동일)

5.4.3   관리기관이 요청한 특성시험 관련 자료의 제출과 자문

5.4.4   기타 특성시험 업무 수행을 위해 관리기관이 필요하다고 요청한 사항

5.5     위원회는 발전설비 특성시험 운영 관련 다음의 업무를 수행한다.

5.5.1   시험기관 신규지정을 위한 자격요건 종합검토 및 심사

5.5.2   시험기관 등급조정을 위한 특성시험 수행능력 종합검토 및 심사

5.5.3   특성시험 시험기관의 경고, 지정취소 등을 위한 심의

5.5.4   특성시험 결과의 적정성 검증 및 의견제시

5.5.5   기타 원활한 특성시험 운영을 위하여 관리기관이 의뢰한 사항

6.0    시험기관, 기술이전기관의 지정과 등급 상향

6.1    시험기관의 신청

6.1.1   관리기관은 신규 시험기관의 지정이나 시험기관의 등급 상향이 필요한 경우 이를 검토한다.

6.1.2   시험기관으로 신청하려는 자는 붙임16.2의 시험기관 신청서에 다음 각 호의 서류를 첨부하여 관리기관에 제출하여야 한다.

1. 붙임16.1의 시험실적, 전문인력, 시험장비 등의 증빙 서류

2. 법인의 정관

3. 이사의 명단 및 이력서(금고이상의 실형 선고 또는 면제 등의 이력포함)

4. 최초 1년간의 사업계획서

5. 사무소의 소유권 또는 사용권을 증명하는 서류

6. 시험인력 명세와 그 자격을 증명하는 서류

7. 시험장비 명세서와 그 내용을 증명하는 서류

8. 시험 업무 규정

9. 법인등기부 등본

10. 기타 검토에 필요하다고 인정되는 서류

6.2    시험기관의 신규 지정

6.2.1   관리기관은 시험기관을 지정하여 특성시험을 수행하게 한다.

6.2.2   시험기관 지정기준은 다음 각 호와 같다.

1. 붙임16.1의 시험 전문인력, 장비, 시험실적 등 등급별 자격 조건을 갖출 것

2. 7.0에 따라 시험기관 자격이 취소된 경우에는 취소된 날로부터 2년 이상 경과 할 것

3. 기관의 대표가 금고 이상의 실형을 선고 받았거나 집행이 면제된 경우, 그 집행이 완료(집행이 끝난 것으로 보는 경우를 포함한다)된 이후로 부터 2년 이상 경과할 것

6.2.3   관리기관은 시험기관을 평가하고 지정하기 위한 평가를 위원회에 의뢰하며 이 경우 평가 기준은 붙임16.3을 따른다.

6.2.4   관리기관은 다음 각 호 중의 하나로 등급을 구분하여 시험기관을 지정하고, 붙임16.4의 인증서를 발급한다.

1. 1등급 시험기관

2. 2등급 시험기관

6.3    시험기관의 등급 상향

6.3.1   관리기관은 시험기관의 등급 상향이 필요한 경우 위원회에 의뢰하여 시험기관을 평가하고 등급을 상향 할 수 있다. 이 경우 평가기준은 붙임16.3을 따른다.

6.4   기술이전기관의 신청 및 지정에 관해서는 6.1 및 6.2를 준용한다.

7.0    시험기관 지정취소 및 경고

7.1    관리기관은 다음 각 호에 해당하는 경우 시험기관의 지정을 취소할 수 있다.

1. 특성시험 시행으로 인하여 발전기가 불시 정지되어 전력수급에 중대한 차질이 발생한 경우

2. 화재 및 안전사고 등 중대한 사고의 귀책사유가 시험기관에 있는 경우

3. 특성시험 검증 결과 중대한 수정·보완 사유 및 오류가 반복적으로 확인된 경우

4. 5년 이상의 기간 동안 특성시험 수행실적이 없는 경우(결과제출완료 기준)

5. 7.2에 따라 관리기관으로부터 경고를 2회 이상 받은 경우

6. 11.1을 준수하지 아니하고 특성시험을 시행한 경우

7. 그 밖에 공정하고 정확한 특성시험을 해할 위험성이 중대하고 명백하여 자격의 취소가 필요하다고 판단되는 경우

7.2   관리기관은 다음 각 호에 해당되는 경우 시험기관에게 경고할 수 있다.

1. 특성시험 시행으로 인하여 발전기가 불시 정지된 경우

2. 화재 및 안전사고 등 사고가 경미한 경우

3. 시험결과 검증 결과 중대한 수정·보완 사유 및 오류가 확인된 경우

4. 특별한 사유 없이 붙임16.5의 시험항목을 누락후 관련사항을 결과보고서에 명기 하지 않은 경우

5. 시험기관의 지정기준을 유지하지 못한 경우

6. 관리기관이 특성시험 운영 업무를 차질 없이 수행하기 위해 관련사항을 요청하였으나 이를 고의로 지연한 경우

7. 현장시험후 1년 이내 결과보고서를 관리기관에 제출하지 않는 경우

8. 3년 이상의 기간 동안 특성시험 수행실적이 없는 경우(결과제출완료 기준)

9. 매년 실시하는 특성시험기관 자격유지 교육에 불참한 경우

10. 그 밖에 공정하고 정확한 특성시험을 해할 수 있는 우려가 있어 경고가 필요하고 판단되는 경우

7.3   관리기관은 사안 발생 시 7.1, 7.2에 의한 지정의 취소 및 경고 해당여부를 검토하여 필요하다고 판단하는 경우 위원회에 심의를 의뢰할 수 있다.

7.4   관리기관은 시험기관의 명백한 취소사유가 발생, 시험기관을 대상으로하는 수사기관 및 감사기관의 조사 진행 상황 등 신속한 조치가 필요하다고 판단될 경우 위원회의 심의 없이 일시적으로 시험기관의 특성시험 업무를 중지시킬 수 있다. 이 경우 관리기관은 정확한 경위를 파악한 후 위원회에 관련사항의 심의를 지체 없이 의뢰하여야 한다.

7.5   시험기관 지정이 취소된 기관이 이를 재지정 받고자 하는 경우에는 6.2에 따른다.

8.0    기술이전, 공동시험 등 기술의 전수

8.1    기술이전의 실시

8.1.1	기술이전기관은 특성시험을 수행하고자하는 기관으로부터 6.0의 시험기관 자격 확보를 위해 기술이전을 요청받은 경우, 다음 각 호의 사항을 포함하는 상호 협약을 체결하여 기술이전을 실시해야 한다.

1. 기술이전 기간 및 범위, 비용

2. 붙임16.1에 따른 기술이전에 필요한 전문 인력 및 장비 지원내용

3. 기타 관리기관이 필요하다고 지정한 사항

8.1.2	기술이전기관은 기술이전 요청기관이 특별한 사유 없이 이전절차를 지연하거나 협약을 준수하지 아니하는 경우에는 기술이전을 실시하지 않을 수 있다.

8.1.3	기술이전기관은 기술이전 절차가 마무리 되면 기술이전 요청기관에게 기술이전완료 증명을 발급한다.

8.1.4   8.1.1~8.1.3에도 불구하고 시험기관 자격을 확보하여 특성시험을 수행하고자 하는 기관이 기술이전기관이 아닌 국내·외 특성시험 기술보유 기관으로부터 기술을 전수받은 후 다음 각 호의 자료를 제출하여 위원회의 심의를 득한 경우 붙임 16.1의 기술이전을 득한 것으로 본다.

1. 기술보유 기관의 회사 개요, 기술 및 기술인력 보유 현황, 특성시험 실적

2. 기술 교육내용, 기술특화 사항

3. 기술 전수 기간 및 장소

4. 기술 전수자의 경력 및 기술수준

5. 사용 장비의 사양 및 사용법

6. 기타 기술 전수 내용을 설명하는데 필요한 자료

8.2    공동시험의 실시

8.2.1   상위등급 시험기관과 공동시험을 요청하는 기관은 시험착수 2주전까지 관리기관의 승인을 득하여야 한다.

8.2.2   시험기관은 하위 시험기관 혹은 신규 시험기관을 신청하려는 자로부터 공동시험 요청을 받은 경우 다음 각 호의 사항을 포함하는 상호 협약을 체결하여 공동시험을 실시해야 한다. 다만, 요청받은 공동시험이 불가능할 경우 그 사유에 대해 관리기관의 승인을 득했을 시 그러하지 아니한다.

1. 공동시험 기간 및 범위, 비용

2. 공동시험을 위하여 필요한 전문인력·장비 및 업무분장

3. 기타 관리기관이 필요하다고 지정한 사항

8.2.3   안전하고 효율적인 공동시험을 위하여 상위등급 시험기관의 책임하에 특성시험을 실시하며 특성시험 결과보고서를 작성한다. 하위등급 시험기관은 특성시험을 차질 없이 수행하기 위해 상위등급 시험기관의 요청사항을 준수해야 한다.

8.2.4   공동시험 시행 후 하위등급 시험기관은 다음 각 호의 사항을 포함하는 별도의 공동시험 결과보고서를 작성하여 상위등급 시험기관 및 관리기관에 제출 하여야 한다.

1. 공동시험 세부내용

2. 시험절차별 현장시험 참여 증빙

3. 모델정수 도출 과정 및 결과

8.2.5  공동시험 절차가 마무리 되면 상위등급 시험기관은 공동시험을 요청한 시험기관에게 공동시험완료 증명을 발급한다.

9.0    발전설비 특성시험 수행

9.1	대상사업자는 시험기관과 상호 협조하여 특성시험을 수행한다.

9.2    시험기관은 현장시험 시 붙임 16.5의 특성시험 항목을 누락 없이 시험하여 정확한 모델정수를 도출해야 한다. 다만, 전력계통 조건과 발전설비 사양에 따라 시험내용은 적절히 조정할 수 있다.

9.3    대상사업자는 해당 발전설비 특성시험 시행계획을 수립하고 시험착수 2주전까지 관리기관에 통보한다. 다만, 시행계획이 변경된 경우에는 변경사유를 명시한 변경계획서를 변경일 기준 2주 이내에 관리기관에 통보한다.

9.4    시험기관은 특성시험을 시행 후 특성시험 결과보고서를 대상사업자에게 제출한다. 다만, 결과 보고서 제출이 지연될 경우에는 사유서를 제출한다.

9.5    시험기관은 특성시험 결과보고서 작성 시 공학적 이론배경, 취득된 데이터, 분석 및 모의 사항, 시험절차 및 현장 시험 시 특기사항 등 모델정수를 도출한 충분한 근거를 명기 하여야 한다.

10.0   시각동기위상측정 장치를 이용한 특성시험 대체

10.1	시험대상 발전기 단자에 시각동기위상측정장치가 설치된 경우에만 적용할 수 있다.

10.2	관리기관은 시각동기위상측정장치를 이용하여 해당 발전설비 모델정수의 유효성을 전력계통 시뮬레이션 등의 방법을 이용하여 검토한 후 계통검토용 데이터베이스에 반영하여야 한다.

10.3   10.2의 검토결과 설비모델이 과거 제출된 모델의 특성과 다른 것으로 판단될 경우 대상사업자는 시험기관을 통한 특성시험을 실시하여야 한다.

11.0   특성시험의 제한 및 시험기관 자격의 유지

11.1   시험기관은 특성시험시 다음의 사항을 준수하여야 한다.

11.1.1  시험기관은 붙임 16.1의 해당 등급 외 발전설비의 특성시험을 수행할 수 없다.

11.1.2  시험기관은 자체 소유 발전설비의 특성시험을 실시할 수 없다.

11.1.3  시험기관은 대상사업자로부터 의뢰받은 특성시험을 붙임 16.1의 전문인력을 이용하여 직접 수행하여야 한다. 다만, 다음의 업무는 시험기관이 아닌 용역기관의 지원을 받을 수 있다.

1. 시험장비 및 케이블의 현장 운반

2. 신호 케이블의 포설·해체 및 주변 정리

11.2   관리기관은 시험등급 미준수, 하도급, 대리 특성시험, 기타 부적절한 방법 등 정당한 절차를 거치지 아니하고 제출된 특성시험 결과를 반려할 수 있다.

11.3   시험기관은 매년 1~2회 개최되는 자격유지 계속교육에 참석하여야 한다.

11.4   시험기관은 붙임16.1의 전문인력 확보사항 변경시 즉시 관리기관에 통보하여야 한다.

12.0  시험결과의 적정성 검증 및 반려

12.1   관리기관은 특성시험 결과의 적정성을 검토한 후 계통검토용 데이터베이스에 반영하여야 하며 필요시 협의회의 자문을 받을 수 있다.

12.3   관리기관은 자체 검증결과, 협의회의 자문, 위원회의 심의결과 등을 바탕으로 대상사업자로부터 제출된 결과보고서에 오류 혹은 상당한 접수 거절 이유가 있다고 판단될 경우 특성시험 결과를 반려할 수 있다. 이때 관리기관은 반려 사유 및 재 제출 기한을 대상사업자와 시험기관에게 명확하게 알려야 한다.

12.4   특성시험 결과가 반려되면 대상사업자 및 시험기관은 반려 사유에 따라 현장시험 재실시 또는 데이터 재해석 등의 방법으로 특성시험 결과를 수정·보완 하여야 한다.

12.5   관기기관은 시험결과 적정성 검증 및 반려 검토에 시각동기위상측정장치의 외란시 기록데이터를 이용할 수 있다.

13.0   특성시험 현장점검 및 조사

13.1    관리기관은 필요 시 특성시험 실시방법의 적절성 및 시험결과의 확인을 위해 현장점검을 할 수 있다.

13.2    대상사업자 및 시험기관은 다음 각 호의 하나에 해당하는 특성시험 관련 문제가 발생한 경우, 영업일 7일내에 문제발생 일시, 원인, 내용 등 제반사항을 관리기관에 제출하여야 한다.

1. 특성시험의 현장시험 과정에서 시험인원의 실수에 의한 발전기 트립 고장 발생

2. 특성시험 과정에서 직접 유발된 인적사고 발생

13.3    관리기관은 13.2에 따른 문제가 발생한 경우 필요시 관리기관 및 관련 전문가 등을 포함한 합동조사반을 구성하여 조사를 실시할 수 있다.

13.4   대상사업자 및 시험기관은 13.3에 따른 관리기관의 조사에 협조하여야 한다.

13.5   관리기관은 13.3에 따른 조사결과를 7.0에 따라 조치할 수 있다.

13.6   13.1에 따른 현장점검 및 13.3에 따른 합동조사에 수반되는 제반비용을 대상사업자 또는 시험기관에 청구할 수 있다.

14.0   발전설비 특성시험 결과의 활용

14.1   관리기관은 발전설비 특성시험 결과를 다음 각 호에 활용한다.

1. 전력계통 운영계획 수립

2. 전력계통 신뢰도 평가

3. 전기사업자에대한 설비보강 요청

4. 전력계통 안정도해석 모델자료의 정확도 평가 및 관리

15.0   발전설비 특성시험 미이행 관련 조치

15.1   관리기관은 대상사업자 또는 시험기관이 다음 각 호에 해당하는 경우 “전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준”에 관한 고시 제 56조의 전력계통 신뢰도 협의회에 보고한다.

1. 규칙 제5.8.5조에 따른 특성시험 시행 요건 발생에도 불구하고 특성시험을 시행하지 않은 경우

2. 대상사업자 또는 시험기관이 특성시험 및 검증에 따른 자료를 규정된 시한까지 제출하지 아니한 경우

3. 대상사업자 또는 시험기관이 본 지침을 준수하지 아니한 경우

4. 관리기관이 발전설비 특성시험 업무를 차질 없이 수행하기 위해 관련사항을 요청하였으나 이를 고의로 지연한 경우

16.0   붙임

16.1   발전기 등 특성시험 시험기관 등급별 자격요건

16.2   발전기 등 특성시험 시험기관 신청서

16.3   발전기 등 특성시험 시험기관 평가지표

16.4   발전기 등 특성시험 시험기관 등급 인증서

16.5   발전기 등 특성시험 필수 시험 항목

[붙임16.1]

발전기 등 특성시험 시험기관 등급별 자격요건

항목

구비 요건 및 시험등급(Level) 구분

시험

실적

요건

○ 발전원별, 용량별 등급 및 특성시험 수행․기술이전 실적별 등급 구분

- 시험기관 등급별 시험가능 용량(정격용량기준)

원별 구분	1 등급	2 등급
화력	500MVA 이상	500MVA 미만
복합(Combined Cycle Unit 기준)	400MVA 이상	400MVA 미만
수력(양수,조력)	200MVA 이상	200MVA 미만
원자력	기술이전기관 또는 기술이전기관과 원자력 발전 공동시험 2건 완료한 1등급 시험기관이 수행

- 상위등급 시험기관으로 승급을 위해서는 다음의 승급조건을 모두 충족해야함

구 분		1 등급 승급	2 등급 신규 인증
실적 요건 (최근 5년 이내의 실적만 인정)	공동 수행	양수 또는 수력 1건, 1등급 화력 1건, 1등급 복합 1건 등 총 3건	2등급 설비 공동시험 실적 총 2건 이상
	단독 수행	2등급 설비 단독수행 실적 10건 이상	-
	기술 이전	-	기술이전기관으로부터 기술이전 완료

전문

인력

확보

○ 등급별 전문인력 확보 요건

- 시험기관 및 검증기관은 기술수준별 전문인력 확보요건을 충족해야함 :팀별 최소 3명이상

구 분	2등급	1등급	업무경력 요건
연구원	1명	-	- 학사졸업후 발전현장근무 또는 유사시험 2년 (팀원 참여)
선임연구원	1명	1명	- 발전제어계 시험·운영·전력계통해석 경험 3년 미만
전문연구원	1명	1명	- 발전제어계 시험·운영·전력계통해석 경험 3년 이상
관리책임자	-	1명	- 발전제어계 시험·운영·전력계통해석 경험 5년 이상(1등급 시험 및 분석)

※ 발전제어계 시험·운영·전력계통해석 경험 : 발전기 또는 제어계통 시험·정정, 소내보호계통유지보수·전력계통해석 업무 경력(관련업무 종사 인정을 위해 해당 경력증명이 가능해야함)

- 발전기 모델링 자료의 검증·분석자는 전력계통 동특성 분석기술 보유 필요

시험

장비

확보

○ 특성시험 장비․분석 툴 구비 요건

- 시험기관은 현장시험에 필요한 장비확보․운영능력이 있어야 함. (장비의 임대계약도 가능)

장비 명	시험․분석 장비의 성능
Phasor 측정장치	- 일반 Recorder 사용배제 - 필히 절연증폭기 사용 - 계통주파수 변동에도 정확한 RMS 전압/전류값 계산 가능할 것 - DSM(PTI), K-DSM(KERI), Tabular system(Powertec) 등
부하각 계측기	- 발전기 치차센서 주파수 범위 720Hz~7.2kHz까지 수용 - 부하각 장치는 고주파 치차센서 주파수를 기본 주파수 60Hz로 변환
기본 분석 툴 -PSS/E -DaDisp, KPlot, KGTA 등	- 분석 툴과 운영능력 확보 - 기타 SW, version
기타장비(필요시 구비)	- 멀티미터 - 오실로스코프 - Calibrator 및 Dynamic System Analyzer

- 시험장비의 신규 개발 또는 유사 성능의 장비 사용을 위해서는 위 요건 충족여부에 대해 현장특성시험을 통한 실적증명이 있어야 함(기술이전기관과 공동 특성시험 또는 성능자문 결과 등)

[붙임16.2]

발전기 등 특성시험 시험기관 신청서

발전기 등 특성시험 시험기관 신청서
신청 업체	업체명(법인명)
	대 표 자										대표자 생년월일
	사업자등록번호										업체규모
	사업의 종류			업태							종목
	사업장 등록주소
	홈페이지 주소
	구 분 (최근 3개년)		자산총액 (백만원)			자기자본 (백만원)				총매출액 (백만원)		영업이익 (백만원)				종업원 수 (명)	수출액 (천불)
	20 년
	20 년
	20 년
요청등급	□ 1등급 / □ 2등급 / □ 기술이전기관
실무 책임자 인적 사항	성명			소속/직위				연락 주소지
	TEL. (휴대폰)						FAX.						E-mail
구비 서류	1. 발전기 등 특성시험 시험기관 등급별 자격요건 <붙임 16.1> 2. 발전기 등 특성시험 운영 지침 6.1.2의 각 호 서류 3. 회사감사 사본(발간물 형태)
발전기 등 특성시험 수행을 위한 ( )등급 시험기관 자격을 신청함에 있어 “전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준” 제37조(산업통상자원부 고시) 및 “전력시장운영규칙” 별표31 “발전기 등 특성시험 관리지침”을 준수하고 시험기관으로서 책무와 전력수급업무 협조를 성실히 수행할 것을 약속합니다. 20 년 월 일 시험기관 대표 (인)

[붙임16.3]

발전기 등 특성시험 시험기관 평가지표

O 평가위원 :               (인)      O 평가일시 : 20   .   .   .

구 분	평가항목	세부 내용	평가 기준	배점	평가
시험 수행 능력	①재무능력	기관의 재무건전성 (자산총액/연매출액/ 영업이익)	유동비율,부채비율, 자기자본비율	5
	②전문지식	실무경험 및 논문 작성	전력계통 및 발전설비 관련 프로젝트 수행 건수 및 논문(등급, 건수)	10
	③전문인력	발전기 모델링 및 안정도 해석 유경험자 (전문가의 실 참여율 고려)	(책임자/전문/선임급) 인력확보 등	20
		기술인력의 관련 교육이수 및 지속적인 전문가 확보	관련 교육 이수	5
	④시험장비	Phasor 측정장치, 부하각 계측기, 분석Tool 등 특성 시험을 위한 장비	확보/임대 여부	10
심사 평가	⑤종합역량	특성시험 수행을 위한 기관의 전력계통 및 발전기 관련 전문지식, 응용능력 등 종합역량.	심사평가	30
	⑥신뢰성	기관의 사업실적, 안정성 및 전문가의 이중 취업 여부 등 종합신뢰성	심사평가	20
평가 결과	의견 :			100

* ① ~ ⑥ 특성시험 수행기관의 요소별 배점상한에 따라 평가점수 기입

[붙임16.4]

발전기 등 특성시험 시험기관 등급 인증서

발전기 등 기술특성시험 시험기관 인증서
시험 기관 (대표자)
사업자 등록번호
자격 등급	□ 1등급 / □ 2등급 / □ 기술이전기관
위 기관을 “전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준” 제37조(발전설비 특성자료 제출)의 효율적 추진을 위한 “발전기 등 특성시험 관리지침”에 의거하여 특성시험 시험기관으로 인증합니다. 20 . . 한국전력거래소 이사장 (인)

※ 전력거래소와 위원회 결과에 따라 발행

[붙임16.5]

발전기 등 특성시험 필수 시험 항목

시 험	내 용	목 적
V-curve 측정 시험	ㅇ 유효출력 조정 : 100%, 75%, 50%, 25% MW ㅇ 무효출력 조정 : -20%, -10%, 0%, 10%, 20% MVar	Ifd-Vt 곡선 도출
무효전력 한계 시험	ㅇ 최대 무효전력 시험(과여자) ㅇ 최소 무효전력 시험(저여자) ㅇ 정격 출력 100% MW에서 단자전압 조정	무효전력 한계치 도출
PSS 응동 시험	ㅇ 단자 전압을 ±2% Step 조정 ㅇ 100% MW, 0% Mvar	PSS 응동 확인 및 모델정수 도출
부하차단 시험 (부하각 측정기 이용시 차단횟수 조정가능)	ㅇ 0MW-20%Mvar 차단 (수동계자전압조정)	Xd, Xd’, Xd“, Tdo’, Tdo”
	ㅇ 10%MW-1%Mvar 차단 (수동계자전압조정)	Xq, Xq’, Xq“, Tqo’, Tqo”
	ㅇ 25%MW-10%Mvar 차단 (자동계자전압조정)	여자계 특성 확인
여자시스템 STEP 시험 (무부하)	ㅇ 단자전압을 ±2% Step 조정 ㅇ 무부하, 정격속도, AVR 운전	무부하시 AVR 및 여자계 특성
발전기 포화 특성 시험	ㅇ 여자전류를 조정하여 정격단자전압의 70%~110% 까지 측정	포화정수S(1.0), S(1.2) 도출

* 현장 전력계통 조건과 발전설비 사양에 따라 시험 항목 조정 가능