전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	공급인증서(REC) 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)	제20-3차 (2020.6.18)
2	보조서비스 정산기준 일부 개정(안)	상동
3	수요자원시장 정산 산정식 구체화를 위한 규칙개정(안)	상동
4	전력거래대금 채무불이행 조치 절차개선을 위한 규칙개정(안)	상동
5	발전기 고장 시 입찰변경, 검토 및 정산절차 개선(안)	상동
6	일간 전력수요예측시스템 기능개선을 위한 입력요소 변경(안)	상동
7	고정출력 제약입찰 발전기에 대한 변경입찰 기준 명확화	상동

Ⅱ. 개정 내용

□ 공급인증서(REC) 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 원활한 공급인증서 거래시장을 위한 제도개선 필요

□ 규정 명확화 및 불필요한 규정 삭제 필요

나. 주요 개정내용

□ 등록절차 개선

ㅇ 신재생원스톱사업정보통합포털(현물, 계약시장 공통가입)과 신재생에너지공급인증서거래시스템(현물만 가입)의 등록절차 구분

ㅇ 등록서류 제출기한은 공급인증서 거래시장 참여 전 1개월로 명시

ㅇ 전력거래시장 등록 시와 중복서류(발전사업자허가증) 제출의무 면제

□ 거래절차 개선

ㅇ 거래순서를 변경하여 거래수수료 납부 후 거래대금 결제 및 소유권 이전

ㅇ 거래수수료 납부 시 가상계좌서비스 도입

ㅇ 유효기간 만료 REC는 소유권 이전 불가 및 거래대금 결제 거부규정 신설

ㅇ 압류·가압류된 공급인증서 거래대금을 공탁하거나 법률검토 필요 시 대금지급을 보류할 수 있는 규정 신설

□ 부가가치세 처리절차 개선

ㅇ 부가가치세법 상 과세자 유형(일반/간이 과세자)에 따라 세금계산서 발행

ㅇ 일반과세자의 세금계산서 및 간이과세자의 영수증 발행 시점을

거래일로부터 14일 이내로 명확화

□ 기타 불필요한 규정 삭제

ㅇ 미운영 중인 현물시장 경매방식 규정 삭제(현재 양방향 입찰시장만 운영 중)

ㅇ 폐업 및 압류 등에 따라 발생한 이자는 미지급하도록 규정

다. 개정 효과

□ 공급인증서 거래시장의 등록절차 및 거래절차 개선

□ 규정 명확화로 공급인증서 거래시장 활성화

보조서비스 정산기준 일부 개정(안)

가. 제안 취지

□ 현 발전기의 1차예비력(GF) 및 주파수제어예비력(5분 AGC) 용량 산정 방안이 계통운영시스템(EMS)과 정산규정으로 이원화 운영

< 현행 발전기별 1차예비력 및 주파수제어예비력 산정기준 >

구 분	계통운영시스템(EMS) 산정기준	정산규칙 산정기준
1차예비력 (GF)	Min(속도조정률*특성에 따른 0.2Hz 변동시 응동가능한 주파수추종량, 실시간 GF 응동가능범위)	발전기 운전실적 분석시스템** (과거 5회 실적평균) 기준
주파수제어예비력 (5분 AGC)	Min(5분 증발가능량, 실시간 AGC 응동가능범위)	기준서비스량(700MW)× 발전기별 참여율

* 속도조정률(Droop) : 발전기 출력변화율에 따른 계통주파수 변화율(=(△f/fn)/(△P/Pn))로 값이 작을수록 발전기의 빠른 응동특성을 나타냄(수력양수3~4%, GT4~6%, 석탄5~8% 수준)

** 과거 계통주파수가 60±0.2Hz 변동시 변동직전 20초간 평균출력과 변동직후 10~60초까지 50초간 발전기의 평균출력의 차를 측정하여 저장하는 시스템

□ 1차예비력(GF) 및 주파수제어예비력(5분 AGC) 정산금을 현행 계통운영시스템(EMS)을 기준으로 하는 실시간 제공량을 반영하여 정산할 수 있도록 규정을 개정

< 감사결과 처분요구서 p.25~27 >

주파수조정 서비스 정산 시 발전실적이 반영된 주파수조정 예비력*을 기준으로 하도록 관련 규정을 개정․운영하는 방안을 마련토록 할 것

* 계통운영시스템(EMS)이 실시간 산정하고 있는 1차예비력(GF예비력), 주파수제어예비력(5분 AGC예비력)

나. 주요 개정내용

□ 1차예비력(GF) 및 주파수제어예비력(5분 AGC) 정산 시 EMS 기준으로 실시간 제공량을 반영하여 정산하도록 관련 규정 개정

ㅇ 1차예비력 : EMS 기준으로 발전기가 제공하는 실시간의 1차예비력 제공량 실적을 기준으로 정산 (매 1분 단위 실적값의 1시간 평균값 적용)

ㅇ 주파수제어예비력 : 주파수제어예비력 확보기준(700MW) 내에서 EMS 기준으로 발전기들이 제공하는 주파수제어예비력 가용용량(매 1분 단위 실적값의 1시간 평균값)의 합산 값에 발전기별 참여율을 적용하여 정산

< 개정 내용 >

구 분	현 행	개 정(안)
1차예비력 (GF)	발전기 운전실적 분석시스템 (과거 5회 실적평균) 기준	Min(속도조정률*특성에 따른 0.2Hz 변동시 응동가능한 주파수추종량, 실시간 GF 응동가능범위)
주파수제어예비력 (5분 AGC)	기준서비스량(700MW) × 발전기별 참여율	Min(실시간 주파수제어예비력 가용용량의 합, 700MW) × 발전기별 참여율

다. 개정 효과

□ 계통운영시스템의 실시간 보조서비스량과 정산기준을 일원화함으로써 전력시장의 효율적 운영과 전력계통 신뢰도 향상에 기여

수요자원시장 정산 산정식 구체화를 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ 수요자원시장 제도개선* 시 수정된 정산수식 오류 정정

ㅇ 수요자원시장 제도개선 사항의 시스템 개발 적용과정에서 발견된 감축량 평가 및 정산수식의 오류 정정 필요

ㅇ 정산 관련 변수 신설 및 정의 명확화로 정산규칙 이해도 제고

* ‘수요반응자원 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)(제2019-6-6호)’ (20.1.1 시행)

□ 국민DR 참여 활성화 및 명확한 평가 기준 확립 필요

ㅇ 국민DR 활성화를 위한 등록주기 확대 및 등록요건 완화 필요

ㅇ 국민DR 고객기준부하 및 감축량 산정 기준 명확화 필요

나. 주요 개정내용

□ 수요자원시장 제도개선에 따른 규칙 개정

ㅇ 자발적DR(경제성DR, 피크수요DR, 미세먼지DR) 중 2개 이상의 프로그램과 의무감축DR(신뢰성DR)이 동시간대에 발령되는 경우, 자발적DR 감축량에서 의무감축DR 발령량이 중복 차감되는 오류 개선

ㅇ 자발적DR 프로그램과 감축시험이 동시간대에 발령되는 경우, 수요반응자원별 실적감축시간 계산 시 감축시험 발령량이 중복 차감되는 오류 개선

ㅇ 피크수요DR, 미세먼지DR의 일별 이행률 평가 시 시간대별 감축량을 낙찰량 한도로 산정하도록 명시

ㅇ 기본정산금 차등을 위한 연료전환성과계수(FSF)가 실적에 따라 월별 재산정되지 않는 오류 개선

ㅇ DR 프로그램별 실적평가를 위한 용어의 정의 변수 추가

□ 국민DR 참여 활성화를 위한 규칙 개정

ㅇ 시장참여 활성화를 위하여 수요반응자원 등록주기 확대 (반기 → 분기)

ㅇ 국민DR 수요반응자원 의무감축용량 기준 삭제 (1MW 이상 → 제한 없음)

*) 의무감축용량 기준 삭제로 별표26(정산기준)의 국민DR 최소 의무감축용량 이행의무 규정도 삭제

ㅇ 국민DR 고객기준부하 산정 시 데이터 누락에 대한 처리방법 명시

다. 개정 효과

□ 제도개선 이후 변경된 수요자원시장의 운영 오류사항 개선

□ 시장규칙 명확화 및 국민DR 등록조건 완화로 수요자원시장 활성화 기대

전력거래대금 채무불이행 조치 절차개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안 취지

□ (현황) 최근 구역전기사업자들로 인해 전력거래대금 채무불이행이 발생*하고 있으며, 채무불이행에 대한 조치규정은 아래 2가지임

* A회원사 (’18~’19년 3회, 총 31백만원), B회원사 (’18년 1회, 182백만원)

<채무불이행 관련 조치규정>

구 분	❶ 할인결제	❷ 재정보증보험금 환수
내 용	발전사업자가 받아야 할 총 정산금에서 채무불이행금액을 제외한 나머지 금액을 지급	채무불이행 발생 후 회원사가 24시간 안에 대금 납부를 이행하지 못할 경우 KPX는 재정보증보험사에 환수요청
근 거	규칙 제4.2.1.5조	규칙 제3.3.1.7조
비 고	KPX → 발전사업자	KPX → 재정보증보험사 → 회원사

□ 채무불이행 대응절차의 형평성, 거래 안정성 저해

○ (형평성 문제) 채무불이행에 따른 손실분을 발전사업자가 모두 부담하게 되어 시장참여자간에 형평성에 문제의 소지가 있음

○ (거래안정성 저해) 채무불이행 금액이 전체 정산금 대비 매우 미미하여 할인결제를 할 경우 행정낭비 초래 및 거래안정성을 저해

○ (부도 가능성) KPX가 채권확보를 위해 구역전기사업자가 가입한 재정보증을 즉시 청구할 경우 회원사는 사실상 회생이 불가능*

* 재정보증 청구시 회원사는 보험사고자로 등록되어 모든 금융활동이 제한됨

□ 이에 시장참여자간 형평성, 거래안정성을 제고하고 소규모 회원사 보호를 강화하기 위해 규칙개정안을 제안하고자 함

나. 주요 개정내용

□ 채무불이행 대비 예비계좌 신설 ([본문] 제4장 계량과 정산 및 결제, 제2절 정산, 제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관)

○ 채무불이행으로 인하여 발전사에게 지급할 정산금이 부족할 경우 부족금액을 충당하여 지급할 목적으로 보유하는 예비계좌* 신설

* 예비계좌 예치금은 전력거래소 사내유보금을 활용하여 마련

□ 채권확보 절차 개선  ([본문] 제3장 전력의 거래, 제2절 직접구매자의 전력구매, 제3절 구역전기사업자의 전력거래, [별표8] 정산 및 결제절차 )

○ 채권확보를 위한 재정보증보험금 환수시기를 1일에서 14일로* 연장하여 회원사가 변제수단을 마련할 수 있도록 개선

* (사례) 제1금융권의 경우 대출이자, 원금 등에 대한 연체시 소송비용, 고객과의 관계를 고려하여 14일간의 연체해소 기간을 부여

【 개정내용 요약 】

구 분	현 행	개 정
예비계좌 신설	<신 설>	채무불이행 발생 시 정산금 부족분을 충당할 목적의 결제이행재원 마련
재정보증금 환수시기	채무불이행 발생 1일 후	채무불이행 발생 14일 후

다. 개정 효과

□ 예비계좌 신설로 거래안정성 및 시장참여자간 형평성 제고

□ 재정보증보험 환수시기 조정으로 소규모 회원사에게 채무를 변제할 수 있는 기간을 부여하여 부도 가능성 방지

발전기 고장 시 입찰변경, 검토 및 정산절차 개선(안)

가. 제안 취지

□ 현재 중앙급전발전기 고장정지 시, 발전회원이 입찰변경을 하면, 계통운영 담당자가 이를 확인하고, 이를 정산금에 반영하고 있음

* 시장운영규칙 관련규정 : 입찰행위 관련 발전회원책임(별표4 입찰운영절차 3.3), 마감시간 이후 입찰자료 변경(본문 제2.3.2조, 별표4 6.3.7), 입찰자료 검토(별표4 9.7,별표8 7.3.2), 정산 시 공급가능용량 조정 원칙(별표2 12.다)

□ 그러나, 발전기 고장정지 시 변경입찰 산정기준과 절차가 불명확함

<공급가능용량 검토 및 조정업무 철저 지적>

(전력거래실태 감사원감사, ’19년 1월)

- 고장정보로부터 정산시의 공급능력 조정을 자동 반영할 수 있도록 기준, 절차 마련 및 시스템 개선 요구

□ 발전회원의 신속한 입찰변경을 유도하고, 계통운영자의 확인절차 및 정산업무 혼란을 방지하기 위하여 변경 입찰량 산정기준과 절차를 전력시장운영규칙에 명확히 하고자 함

나. 주요 개정내용

□ 공급가능용량 변경입찰 기준 마련

ㅇ 발전기 고장정지 전 또는 고장 복구시의 정상값을 기준으로 매 거래 기간별 정상운전 공급가능 비율을 분 단위로 계산하여 산정

(사례) 600MW 석탄발전기가 5시 30분 고장으로 인한

정지 시 5시 변경입찰량

∴ 변경입찰량 = 600MW × [eqn: {30분} over {60분}]=300MW

ㅇ 복합 발전기가 운전 중 GT 일부가 고장정지로 인해 ST 출력감소 시 변경입찰량은 고장 정지 전 GT 운전대수별로 배분

(사례) 600MW 복합발전기(ST 300MW 1대, GT 100MW 3대)가         운전 중 GT 1대가 5시 30분 고장으로 정지 시 변경입찰량

구분	고장 전(5시~5:30)	고장 후(5:30~)
GT	100×3대=300MW	100×2대=200MW
ST	300×[eqn: {GT``3대} over {GT`3대}]=300MW	300×[eqn: {GT``2대} over {GT`3대}]=200MW
합계	600MW	400MW

∴ 변경입찰량 = 600MW×[eqn: {30분} over {60분}] + 400×[eqn: {30분} over {60분}]=500MW

□ 계통운영자의 공급가능용량 변경 확인 절차 신설

ㅇ 계통운영자가 발전사가 제출한 고장정지 관련 정보를 전력거래시스템에 입력 시 공급가능용량 변경입찰 기준에 따라 시스템에 의해서 공급가능용량이 자동 생성되고, 이를 계통운영자가 확인토록 함

□ 변경된 발전기 공급가능용량을 반영한 정산기준 마련

ㅇ 발전사업자가 변경 입찰한 공급가능용량이 용량정산금에 반영될 수 있도록 정산 규정 보완

다. 개정 효과

□ 고장정지 시 명확한 변경입찰량 기준 마련으로 회원사의 신속한 변경입찰 유도

□ 계통운영자 변경입찰 확인 및 용량요금 정산업무 혼란 방지

일간 전력수요예측시스템 기능개선을 위한 입력요소 변경(안)

가. 제안 취지

□ 일간 전력수요예측시스템 기능개선에 따른 입력자료 변경 필요

ㅇ 이상기후(태풍, 폭염) 발생빈도의 증가 및 신재생E 증가에 따라 다양한 기상요소(시간대별 기온, 일사 등)를 반영한 모형 개선

ㅇ 개선 모형은 용역 결과 과거 3개년 평균 오차율이 2.2%에서 1.6%로 약 0.6%p 개선되었고, 실제 사용을 위해 입력자료의 변경 필요

□ 전력수요예측의 정보공개 범위 명확화

ㅇ 정보공개 항목의 명확화를 통한 혼란 방지

ㅇ 전력수요예측 절차에서 송전단과 발전단 예측기간의 정의 필요

나. 주요 개정내용

□ 기능개선된 수요예측시스템 사용을 위한 입력자료 추가

ㅇ 개선된 일간수요예측 시스템에서 사용하는 시간대별 기온, 일사량을 새로운 입력요소로 추가

ㅇ 특수일 예측시 사용되는 조업률현황과 미사용 내용 삭제

□ 일간 전력수요예측 공개항목을 가격결정용 수요예측으로 범위 명확화

ㅇ 일간전력수요예측은 가격결정발전계획용과 운영발전계획용으로 수요예측을 하고 있으며, 가격결정발전계획용 수요예측 결과 정보공개

□ 일간 전력수요예측 절차에서 송전단과 발전단 구분

ㅇ 전력수요 예측 절차에서 송전단 기준 예측기간만 정의 되어 있어, 발전단 기준 예측 기간을 구분[별표 5]

다. 개정 효과

□ 다양한 기상요소를 반영한 일간수요예측시스템을 활용하여 전력수요의 변동성을 최소화

□ 가격결정용 및 운영발전용 수요예측 정확성 제고하여 전력가격과 계통운영 안정화에 기여

고정출력 제약입찰 발전기에 대한 변경입찰 기준 명확화

가. 제안 취지

□ 규칙【별표4 입찰운영절차 6.3.7조(변경입찰)】에 따르면 발전회원은 동 규정 6.3.7.5조의 사유로 인하여 공급가능용량이 변경되었을 경우 변경입찰을 통해 공급가능용량을 조정해야 함

□ 그러나 입찰량을 준수하지 못하면서 변경입찰도 하지 않는 사례가 발생함에 따라 계통운영의 안전성이 저해되고 불필요한 정산금(CP 및 COFF)이 발생하고 있어 이에 대한 개선 필요

□ 특히 고정출력 입찰 발전기의 경우 거래소 급전지시(AGC운전) 없이 발전사 사유로 운전되므로 입찰량 미준수에 따른 명확한 기준을 적용할 수 있어 이에 대한 규정 개정을 제안함

나. 주요 개정내용

□ 발전회원이 고정출력으로 제약입찰시 발전량(MGO)이 변경입찰량(RA)보다 작을 경우에는 사후적으로 공급가능용량조정값(ARA)을 발전량(MGO)으로 조정

다. 개정 효과

□ 정확한 변경입찰을 통한 안정된 계통운영 및 전력시장 정산금 합리화

[붙임] 전력시장운영규칙 개정(안) 신구 조문대비표

[붙임] 전력시장운영규칙 개정(안) 신구 조문대비표

공급인증서(REC) 거래시장 제도개선을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.1조(용어의 정의) <중략> 9. <신설> 10. <신설> 제11.1.3조(공급인증서 거래시장 참여자) ④ 제1항 각 호의 공급인증서 거래시장참여자는 거래시장 최초 참여 전에 별지 제95호 서식에 따른 ‘전력시장운영 규칙 준수 동의서’를 제출하여야 한다. 제11.1.4조(등록) 공급인증서를 거래하고자 하는 자는 다음 각 호의 서류를 갖추어 거래 개시 1개월 전까지 전력거래소에 등록을 신청하여야 한다. ① 신재생에너지 발전사업자 및 공급의무자 가. 별지 제96호 서식의 등록신청서 나. 발전사업허가증 사본 다. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본 ② 중개사업자 및 기타 공급인증서를 거래하고자 하는 자 <개정 2018.12.12.> 가. 별지 제97호 서식의 등록신청서 나. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본 ➂ <신설> 제11.1.5조(공급인증서 거래시장의 구분) <생략> 제11.1.6조(공급인증서 거래시장의 개설) ① 계약시장은 연중 개설한다. ② 현물시장은 제11.1.8조에 따라 거래방식을 정한 후 다음 각 호와 같이 개설한다. <개정 2017.2.28.> 1. 경매방식 : 매주 각 특정일 10시부터 16시까지로 하며, 주중 실 근무일이 3일 미만인 경우 시장을 개설하지 않을 수 있다. <개정 2014.9.1., 2016.5.12., 2017.2.28> 2. <삭제 2017.2.28.> 3. [신설 2014.9.1.] <삭제 2017.2.28.> 4. 양방향 입찰방식 : 매주 화요일, 목요일 개설하고 매매거래시간은 10시부터 16시까지로 한다. [신설 2017.2.28.] 제11.1.7.조(계약시장의 매매거래 방식) ① 계약시장에서 매매거래를 하려는 모든 계약당사자는 별지 제89호, 제89-1호, 89-2호 또는 제90호 서식에 따라 매매계약을 체결하여야 한다. <개정 2019.5.31.> ② 계약당사자는 공급인증서 거래시스템을 통해 매매계약서 작성, 검토 및 전자서명을 실시하여야 한다. <개정 2019.5.31.> ③ 제1항 및 제2항에 따른 계약체결 후 설비확인서가 발급된 경우 계약당사자는 설비확인서 발급일로부터 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 변경계약을 체결하여야 한다. <개정 2019.5.31.> ④ 제1항 및 제2항에 따른 계약체결 또는 제3항에 따른 변경계약 체결 후 계약사항의 변경이 발생한 경우 계약당사자는 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 계약을 체결하여야 한다. [신설 2019.5.31.] [본조신설 2017.2.28.]변경 제11.1.8조(현물시장의 매매거래 방식) <생략> 제11.2.1조(자료의 제출) 2. 제1호에 따른 공급인증서 사본(단, 자체건설 발전 기의 공급인증서인 경우 가격산정에 관한 증빙 자료포함) <개정 2017.2.28.> ② 연간정산을 받고자 하는 공급의무자는 매년 4월 10일 까지 다음의 각 호를 전력거래소에 제출하여야 한다. 2. 제1호에 따른 공급인증서 사본(단, 자체건설 발전 기의 공급인증서인 경우 가격산정에 관한 증빙 자료 포함) <개정 2017.2.28.> [별표 8] 정산 및 결제절차 7.11 전력거래대금 결제 <중략> 7.11.4.3 전력거래소 결제담당자는 발전사업자 정산계좌에 결제대금 이체시 발전사업자의 결제금액 총액에서 발전사업자가 전력거래소에 지급하여야 할 전력거래수수료, 연회비, 양수동력 정산금 및 제4.2.5.7조에 의한 비용을 차감하여 이체한다.<개정 2010.11.30., 2013.10.1., 2017.12.29.> [별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 1.0 목적 규칙 제11.1.8조, 제11.2.4조의 규정에 의거 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제에 대한 세부적인 절차를 정하여 원활한 공급인증서 거래시장 운영을 도모하는 데 있다. 5.0 용어의 정의 <중략> 5.13 <신설> 5.14 <신설> 5.15 <신설> 5.16 <신설> 5.17 <신설> 5.18 <신설> 6.0 공급인증서 거래시장의 운영 6.1 경매방식에 의한 거래<생략> 6.2 양방향 입찰방식에 의한 거래 <중략> 6.2.3 양방향 입찰방식 주문의 효력 [신설 2017.2.28.] <중략> 6.2.3.3 동일한 설비에 대하여 양방향 입찰방식에 따른 매매거래 주문과 계약시장 매매거래에 따른 수리되지 않은 매매거래 신고가 동시에 존재할 경우 양방향 입찰방식 매매거래 주문의 효력이 우선한다. 6.2.3.4 계약시장 매매거래에 따른 수리되지 않은 계약건의 공급인증서에 대해서는 현물시장 참여를 제한하고 이를 위반하여 현물시장에서 매도할 경우 해당 매도자에 대해 60일간 현물시장 참여를 제한할 수 있다. 6.2.4 양방향입찰방식 주문의 관리 [신설 2017.2.28.] <중략> 6.2.4.2 매매기준가격은 다음 각 호와 같이 정한다. 1. 최초 매매거래일의 경우 경매방식에 의한 마지막 거래 일의 평균가 <중략> 6.2.4.4 가격제한폭은 매매기준가격에 100분의 10을 곱하여 산출한 금액(해당 금액 중 주문가격 단위 미만의 금액은 절사한다)으로 한다. <개정 2019.12.13.> 6.2.4.5 상한가는 매매기준가격에 가격제한폭을 더한 가격(해당 가격이 주문가격단위와 일치하지 아니하는 경우에는 그 가격보다 낮고 주문가격단위와 일치하는 가격 중 그 가격에 가장 가까운 가격으로 한다)으로 하고, 하한가는 매매기준가격에서 가격제한폭을 뺀 가격(해당가격이 주문가격단위와 일치하지 아니하는 경우에는 그 가격보다 높고 주문가격단위와 일치하는 가격 중 그 가격에 가장 가까운 가격으로 한다)으로 한다. 6.2.4.6 전력거래소는 6.2.4.4 및 6.2.4.5에도 불구하고 매매거래의 상황에 이상이 있거나 그 밖에 시장관리상 필요하다고 인정하는 경우에는 가격제한폭, 상한가 또는 하한가를 달리 정할 수 있다. 6.2.5 양방향 입찰방식의 매도 및 매수주문의 제한 [신설 2017.2.28.] <중략> 6.2.5.2 6.2.5.1의 매도가능수량이란 다음 각 호 중 제1호의 수량에서 제2호부터 제4호까지의 수량을 뺀 수량을 말한다. 1. 회원이 소유하고 있는 수량 2. 당일 매도주문을 제출한 수량 3. 매매체결 후 소유권이전이 완료되지 않은 수량 4. 다음 각 목에서 정하는 매도제한수량 가. 현물시장 밖에서 매도한 수량 나. 그 밖에 발급취소 등의 사유로 공급인증서의 수량이 감소될 것으로 예상되는 수량 6.2.5.3 매수자는 거래증거금계좌(매수대금의 사전 징수를 위하여 결제은행에 개설한 전력거래소 명의의 계좌를 말한다)에 납부한 금액 및 당일 매도·매수대금 등을 고려하여, 6.2.5.5에서 정하는 매수가능금액 이내에서 공급인증서를 매수 주문할 수 있다. 6.2.6 양방향 입찰방식의 매매거래 성립방법 <중략> 6.2.6.3 6.2.6.2에 따른 가격은 매도주문과 매수주문의 경합에 따라 가장 낮은 가격의 매도주문과 가장 높은 가격의 매수주문이 합치되는 경우 가장 먼저 접수된 주문의 가격으로 하고 6.2.6.1에 따른 주문의 우선순위에 따라 합치되는 주문 간에 매매거래를 성립시킨다. [신설 2017.2.28.] 6.2.6.7 전력거래소는 거래 당사자에게 매매가격, 매매수량, 거래수수료 등을 포함한 매매체결 결과를 별지 제93호 서식에 따라 매매체결 즉시 통보한다. <번호변경 및 개정 2017.2.28.> 6.3 공급인증서 매매대금의 정산 및 결제(계약시장 및 경매방식에 의한 거래의 경우) <중략> 6.3.1.1 전력거래소는 계약시장 거래에 대해 거래당사자에게 거래가격, 거래수량 등을 포함한 내용을 별지 제94호 서식에 따라 통지할 수 있다. <개정 2017.2.28.> 6.3.1.2 6.1.3.2 및 6.3.1.1에 의해 통지를 받은 매도자는 전력 거래소가 제공하는 정보에 의거하여 매수자에게 매매 대금을 청구하여야 하며, 매수자는 청구일로부터 14일 이내에 거래대금을 결제하여야 한다. 6.3.1.3 거래당사자는 거래대금의 정산결과를 결제일로부터 5근무일 이내에 전력거래소 공급인증서 거래시스템에 등록하여야 한다. 6.3.1.4 전력거래소는 6.3.1.3의 등록 기한을 초과한 사업자 및 그 횟수를 공급인증서 거래시스템에 주기적으로 공지한다. <개정 2017.2.28.> 6.3.1.5 <신설> 6.3.1.6 <신설> 6.3.1.7 <신설> 6.3.1.8 <신설> 6.4 공급인증서 거래수량의 확정 및 결제대금의 정산 및 결제(양방향 입찰방식에 의한 거래의 경우) [신설 2017.2.28.] 6.4.1 공급인증서 거래수량 및 결제대금의 확정 <중략> 6.4.1.2 거래당사자가 전력거래소에 납부하거나 전력거래소로부터 수령하는 결제대금은 다음 각 호의 방법으로 산출하여 확정한다. 2. 매도자가 수령할 결제대금은 매매대금에서 거래수수료 (부가가치세를 포함한 금액)를 차감한 금액으로 확정한다. 6.4.2 결제내역의 통지 <중략> 6.4.2.2 전력거래소는 결제내역을 확정한 때에 그 내역을 지체 없이 거래당사자에 통지하며, 거래당사자는 결제내역을 통지한 때 그 내역을 확인한 것으로 본다. 6.4.3 매매대금의 청구 6.4.3.1 매도자는 6.4.2.1의 통지에 따라 매매거래 성립일로부터 14일 이내에 전력거래소에 매매대금에 대한 세금계산서를 발급하여야 한다. 1. <신설> 2. <신설> 3. <신설> <중략> 6.4.3.3 전력거래소는 6.4.3.1의 세금계산서 발급기한을 초과한 사업자에 대해 해당 초과일로부터 60일간 거래시장 참여를 제한할 수 있다. 6.4.3.4 <신설> 6.4.4 결제지시 6.4.4.1 전력거래소는 거래당사자가 납부하여야 할 공급인증서 및 결제대금을 모두 납부한 경우에는 다음 각 호의 자에 대하여 공급인증서 이전 및 결제대금 지급의 지시(이하 “결제지시”라 한다)를 한다. <중략> 6.4.4.4 6.4.4.1의 결제대금 지급의 지시는 6.4.3.1의 세금계산서 발급일로부터 5일 이내로 한다. 6.4.4.5 <신설> 6.4.5 공급인증서 및 결제대금의 이전․지급 6.4.5.1 결제지시가 있는 경우 전력거래소는 통지받은 결제내역에 따라 공급인증서를 전력거래소의 공급인증서 거래계정에서 공급인증서를 수령할 거래당사자의 공급인증서 거래계정으로 이전하여야 한다. <중략> 6.4.5.4 <신설> 6.4.6 결제위험의 파악·관리<생략> 6.4.7 권리양도금지 등 <중략> 6.4.7.3 전력거래소는 6.4.7.2가 정하는 조치를 취하기 전 거래당사자에게 위반사실을 통지하여야 하며 위 통지가 거래당사자에게 도달한 날로부터 거래시장 참여를 제한할 수 있다. 6.4.7.4 <신설> 6.5 거래수수료 <중략> 6.5.4 거래수수료 납부는 계좌이체를 원칙으로 하며, 결제일로부터 5근무일이내에 거래수수료의 납부가 완료되지 않은 경우, 전력거래소는 해당 사업자의 거래시장 참여를 제한 할 수 있다. 6.6 공급인증서 소유권 이전 및 재판매 금지 <중략> 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. <개정 2019.12.13.> [별지 제91호서식] [신설 2013.2.28.] [별지 제92호서식] [신설 2013.2.28.] [별지 제96호서식] <삭제> [별지 제97호서식] <삭제> [별지 제97-1호서식] <신설> [별지 제112호서식] <신설> [별지 제113호서식] <신설>	제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.1조(용어의 정의) <중략> 9. “공급인증서 계약시장”이라 함은 신재생에너지법 제12조의7에 따라 공급인증서 매매거래를 위하여 전력거래소가 개설하는 시장을 말하며, 계약당사자가 정한 공급인증서 매매계약의 조건에 따라 매매거래가 체결되는 시장을 말한다. 10. “공급인증서 현물시장”이라 함은 신재생에너지법 제12조의7에 따라 공급인증서 매매거래를 위하여 전력거래소가 개설하는 시장을 말하며, 공급인증서의 수요와 공급으로 정하여진 조건에 따라 매매거래가 체결되는 시장을 말한다. 제11.1.3조(공급인증서 거래시장 참여자) ④ <삭제> 제11.1.4조(등록) ➀ 공급인증서를 거래할 수 있는 자로서 모든 거래시장에 참여자로 등록을 하고자 하는 자는 신재생원스톱 사업정보통합포털에 회원가입을 신청하여야 한다. 단, 사업자등록증 상 대표자 외의 사용자가 회원가입을 신청하는 경우 다음 각 호의 서류를 시스템에 등록해야 한다. 가. 별지 제96호 서식의 위임장 나. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본 ➁ 현물시장에 참여하고자 하는 자는 다음 각 호의 서류를 우편으로 제출하고, 신재생에너지 공급인증서 거래시스템에 동일한 사업자정보를 입력하여 등록을 신청하여야 한다. 가. 별지 제97호 서식의 계좌이체약정서 원본 나. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본 다. 시장은행 통장 사본 및 별지 제97-1호 서식의 사용인감계 원본 (인감증명서 원본 포함) ➂ 공급인증서 계약시장은 제1항, 현물시장은 제1항과 제2항의 신청을 거래 개시 1개월 전까지 모두 완료한 사업자에 한해 거래시장 참여자로 등록한다. 제11.1.5조(공급인증서 거래시장의 구분) <삭제> 제11.1.6조(공급인증서 거래시장의 개설) ① 계약시장은 연중 개설한다. ② 현물시장은 양방향 입찰방식으로 매주 화요일과 목요일에 개설하여 10시부터 16시까지 운영한다. <개정 2017.2.28. 2020.7.1> 1. <삭제> 2. <좌동> 3. <좌동> 4. <삭제> 제11.1.7.조(계약시장의 매매거래 방식) ① 계약시장에서 매매거래를 하려는 모든 계약당사자는 공급인증서 거래시스템을 통해 별지 제89호, 제89-1호, 89-2호 또는 제90호 서식에 따라 매매계약을 등록, 검토 해야하며 반드시 전자서명법에 의한 공인인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다.<개정 2019.5.31. 2020.7.1> ② <삭제> ③ 제1항에 따른 계약체결 후 설비확인서가 발급된 경우 계약당사자는 설비확인서 발급일로부터 30일 이내에 공급인증서 거래시스템을 통해 변경계약을 체결하여야 한다. <개정 2019.5.31., 개정 2020.7.1> ④ 제1항에 따른 계약체결 또는 제2항에 따른 변경계약 체결 후 계약사항의 변경이 발생한 경우 계약당사자는 30일 이내에 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 통해 계약을 체결하여야 한다. <개정 2020.7.1> 제11.1.8조(현물시장의 매매거래 방식) <삭제> 제11.2.1조(자료의 제출) 2. 제1호에 따른 공급인증서 세부 자료(단, 자체건설 발전기의 공급인증서인 경우 가격산정에 관한 증빙자료 포함) <개정 2017.2.28. 개정 2020.7.1> ② <좌동> 2. 제1호에 따른 공급인증서 세부 자료(단, 자체건설 발전기의 공급인증서인 경우 가격산정에 관한 증빙 자료 포함) <개정 2017.2.28. , 개정 2020.7.1> [별표 8] 정산 및 결제절차 7.11 전력거래대금 결제 <중략> 7.11.4.3 전력거래소 결제담당자는 발전사업자 정산계좌에 결제대금 이체시 발전사업자의 결제금액 총액에서 발전사업자가 전력거래소에 지급하여야 할 전력거래수수료, 연회비, 양수동력 정산금, 차감사유 발생에 따른 RPS의무이행비용, 배출권 거래비용 및 제4.2.5.7조에 의한 비용을 차감하여 이체한다. <개정 2010.11.30., 2013.10.1., 2017.12.29., 개정 2020.7.1> [별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 1.0 목적 규칙 제11.1.6조, 제11.1.7조, 제11.2.4조 등의 규정에 의거 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제에 대한 세부적인 절차를 정하여 원활한 공급인증서 거래시장 운영을 도모하는 데 있다. <개정 2020.7.1> 5.0 용어의 정의 <중략> 5.13 매도가능수량 다음 각 호 중 제1호의 수량에서 제2호부터 제4호까지의 수량을 뺀 수량을 말한다. 1. 회원이 소유하고 있는 수량 2. 당일 매도주문을 제출한 수량 3. 매매체결 후 소유권이전이 완료되지 않은 수량 4. 다음 각 목에서 정하는 매도제한수량 가. 현물시장 밖에서 매도한 수량 나. 그 밖에 발급취소 등의 사유로 공급인증서의 수량 이 감소될 것으로 예상되는 수량 <신설 2020.7.1> 5.14 거래증거금 수수료 등 매매거래에 소요되는 비용과 다음 각 호의 어느 하나에 해당하는 금액의 합계액(부가가치세를 포함한 금액)을 말한다. 1. 매수주문을 접수한 경우 : 당일 접수한 매수주문 금액 2. 매수주문 후 주문을 취소하는 경우 : 당일 취소 후 남은 나머지 매수주문 금액 5.15 거래증거금 계좌 매수대금의 사전 징수를 위하여 결제은행에 개설한 전력 거래소 명의의 계좌를 말한다. 5.16 매수가능금액 거래증거금 계좌에 납부한 금액에서 거래증거금을 뺀 금액 을 말한다. 5.17 단일계약 REC계약시장에서 하나의 발전설비에 체결된 계약건수가 1건 이하일 경우를 말한다. 5.18 다중계약 REC계약시장에서 하나의 발전설비에 체결된 계약건수가 1건 초과일 경우를 말한다. 6.0 공급인증서 거래시장의 운영 6.1 <삭제> 6.2 양방향 입찰방식에 의한 거래 <중략> 6.2.3 양방향 입찰방식 주문의 효력 [신설 2017.2.28.] <중략> 6.2.3.3 계약시장 매매거래에 따른 수리되지 않은 계약건의 공급인증서에 대해서는 현물시장 참여를 제한한다. 단, 양방향 입찰방식 매매거래 주문의 효력은 인정하되 이를 위반하여 현물시장에서 매도할 경우 해당 매도자에 대해 60일간 현물시장 참여를 제한할 수 있다. <개정 2020.7.1> 6.2.3.4 <삭제> 6.2.4 양방향입찰방식 주문의 관리 [신설 2017.2.28.] <중략> 6.2.4.2 매매기준가격은 다음 각 호와 같이 정한다. 1. 최초 매매거래일(2017.03.28.)의 경우 경매방식에 의한 마지막 거래일의 평균가 <개정 2020.7.1> <중략> 6.2.4.4 가격제한폭은 매매기준가격에 100분의 10을 곱하여 산출한 금액(해당 금액 중 100원 단위 미만의 금액은 절사한다)으로 한다. 단, 전력거래소는 매매거래의 상황에 이상이 있거나 그 밖에 시장관리상 필요하다고 인정하는 경우에는 가격제한폭, 상한가 또는 하한가를 달리 정할 수 있다.<개정 2020.7.1> 6.2.4.5 <삭제> 6.2.4.6 <삭제> 6.2.5 양방향 입찰방식의 매도 및 매수주문의 제한 [신설 2017.2.28.] <중략> 6.2.5.2 <삭제> 6.2.5.3 매수자는 거래증거금계좌에 납부한 금액 및 당일 매도·매수대금 등을 고려하여 매수가능금액 이내에서 공급인증서를 매수 주문할 수 있다. <개정 2020.7.1> 6.2.6 양방향 입찰방식의 매매거래 성립방법 <중략> 6.2.6.3 6.2.6.2에 따른 가격은 매도주문과 매수주문의 경합에 따라 가장 낮은 가격의 매도주문과 가장 높은 가격의 매수주문이 합치되는 경우 가장 먼저 접수된 주문의 가격으로 하고 6.2.6.2에 따른 주문의 우선순위에 따라 합치되는 주문 간에 매매거래를 성립시킨다. <신설 2017.2.28., 개정 2020.7.1> 6.2.6.7 전력거래소는 거래 당사자에게 매매가격, 매매수량, 거래수수료 등을 포함한 매매체결 결과를 별지 제93호 서식에 따라 매매체결 즉시 시스템 상에 게시한다. <번호변경 및 개정 2017.2.28., 개정 2020.7.1> 6.3 공급인증서 매매대금의 정산, 결제 및 운영(계약시장 거래의 경우) <개정 2020.7.1> <중략> 6.3.1.1 계약당사자는 거래수수료와 거래대금 중 거래수수료를 먼저 납부를 해야 한다. 거래수수료는 정산요청일 기준 14일 이내에 납부해야 하고, 전력거래소는 수수료 납부 확인 후 거래 당사자에게 거래내용이 포함된 정보를 별지 제94호 서식과 함께 거래시스템 내에 통지한다. <개정 2020.7.1> 6.3.1.2 매도자는 전력거래소가 제공하는 별지 제94호 서식 등의 정보를 기초로 하여 매수자에게 거래대금을 청구 해야 하고, 매수자는 청구일로부터 7일 이내에 매도자에게 거래대금을 결제하여야 한다. 거래수수료의 세금계산서는 REC소유권이전 시점에 발행한다. <개정 2020.7.1.> 6.3.1.3 매수자는 거래대금의 정산결과를 전력거래소 공급 인증서 거래시스템에 반드시 확인 처리 하여야 한다. <개정 2020.7.1.> 6.3.1.4 6.3.1.1 내지 6.3.1.3에 의거하여 거래수수료 납부 및 거래대금 결제가 명시된 절차대로 완료되지 않은 경우 전력거래소는 해당 REC 소유권을 이전하지 아니한다. <개정 2017.2.28. 2020.7.1.> 6.3.1.5 단일계약 중 비율거래 REC체결방법은 해당 월 REC 발급량에 공급인증서 거래시스템상 계약당사자가 입력한 분배율을 적용한다. 적용한 REC의 결과 값이 소수점이 발생할 경우 첫째에서 반올림하여 체결하며, 반올림 적용 대상이 아닐 경우 소수점 이하 나머지는 잔여 분배율의 REC결과 값에 합산하여 판매 가능한 REC로 표시 한다. 6.3.1.6 다중계약 중 비율거래 REC체결방법은 해당 월 REC 발급량에 공급인증서 거래시스템 상 계약당사자가 입력한 분배율을 적용한다. 적용한 REC의 결과 값이 소수점이 발생할 경우 소수점 이하 버림 후 분배율이 높은 순으로 1REC씩 순차 적용한다. 단, 분배율이 동일 할 경우, 공급인증서 거래시스템에 등록이 빠른 순으로 1REC씩 순차 적용한다. 6.3.1.7 수량계약일 경우 REC의 체결기준은 발전월로 하며, 공급인증서 거래시스템에 표시 한다. 6.3.1.8 전력거래소는 REC수량계약 중 계약당사자간의 계약조건에 따라 REC체결물량이 변동될 경우, 계약당사자가 공급인증서 거래시스템내에서 직접 수정하도록 운영할 수 있다. 6.4 공급인증서 거래수량의 확정 및 결제대금의 정산 및 결제(양방향 입찰방식에 의한 거래의 경우) [신설 2017.2.28.] 6.4.1 공급인증서 거래수량 및 결제대금의 확정 <중략> 6.4.1.2 거래당사자가 전력거래소에 납부하거나 전력거래소로부터 수령하는 결제대금은 다음 각 호의 방법으로 산출하여 확정한다. 2. 매도자가 수령할 결제대금은 매매대금에서 거래수수료를 차감한 금액(부가가치세를 포함한 금액)으로 확정한다. 단, 폐업한 사업자 혹은 간이과세자의 매매대금은 부가가치세를 포함하지 아니한다. <개정 2020.7.1> 6.4.2 결제내역의 통지 <중략> 6.4.2.2 전력거래소는 결제내역을 확정한 때에 그 내역을 지체 없이 거래시스템에 게시하며, 거래당사자는 결제내역이 게시된 때 그 내역을 확인한 것으로 본다. <개정 2020.7.1> 6.4.3 매매대금의 청구 6.4.3.1 매도자는 6.4.2.1의 통지에 따라 매매거래 성립일로부터 14일 이내에 전력거래소에 매매대금에 대한 다음 각 호의 거래증빙 문서를 발급해야 한다. <개정 2020.7.1> 1. 일반과세자의 경우 부가가치세법 제 17조에 따라 발행 일자를 공급시기로 하는 전자세금계산서 2. 면세사업자의 경우 부가가치세법 제 17조에 따라 발행 일자를 공급시기로 하는 전자계산서 3. 그 외의 경우 별지 제 112호 서식의 영수증 사본 <중략> 6.4.3.3 전력거래소는 6.4.3.1의 세금계산서 발급기한을 초과한 사업자에 대해 해당 초과일로부터 60일간 거래시장 참여를 제한한다. 단, 전력거래소 귀책사유가 있는 경우는 해당하지 아니한다. <개정 2020.7.1.> 6.4.3.4 6.4.3.1의 규정위반 등의 원인으로 전력거래소가 부담하게 되는 세금 등 제비용이 발생하는 경우, 위반한 해당 회원사가 모두 부담한다. 전력거래소는 해당금액을 회원의 거래대금에서 차감하거나 회원으로부터 직접 입금받을 수 있다. 단, 전력거래소 귀책사유가 있는 경우는 해당하지 아니한다. <신설 2020.7.1> 6.4.4 결제지시 6.4.4.1 전력거래소는 거래당사자가 이전하여야 할 공급인증서 및 지급하여야 할 결제대금을 모두 납부한 경우에는 다음 각 호에 따라 공급인증서 이전 및 결제대금 지급의 지시(이하 “결제지시”라 한다)를 한다. <개정 2020.7.1> <중략> 6.4.4.4 6.4.4.1의 결제대금 지급의 지시는 6.4.3.1의 거래증빙 문서 발급일로부터 7일 이내로 한다. <개정 2020.7.1> 6.4.4.5 매매거래 성립일로부터 40일을 초과하여 결제지시가 이루어지지 않고, 공급인증서의 유효기간이 만료된 경우 전력거래소는 매도자에게 결제대금 지급을 거부하고, 매수자에게 결제대금을 반환할 수 있다. <신설 2020.7.1.> 6.4.5 공급인증서 및 결제대금의 이전․지급 6.4.5.1 결제지시가 있는 경우 전력거래소는 공급인증석 거래 시스템을 통해 거래 및 정산정보를 에너지공단에 통지하고 소유권 이전을 요청해야 한다. <개정 2020.7.1> <중략> 6.4.5.4 거래당사자는 원활한 결제가 곤란하다고 인정하는 경우에는 그 사실을 전력거래소에 통지하여야 한다. <개정 2020.7.1> 6.4.6 결제위험의 파악·관리<삭제> 6.4.7 권리양도 및 압류·가압류 <중략> 6.4.7.3 전력거래소는 6.4.7.2가 정하는 조치를 취하기 전 거래당사자에게 별지 제 113호 서식에 따라 위반사실을 채권자에게 통지(전자우편, SMS 등) 한다.<개정 2020.7.1> 6.4.7.4 전력거래소는 압류·가압류된 공급인증서 거래대금을 공탁하거나 또는 지급에 관하여 법률검토가 필요한 경우에는 지급을 보류할 수 있다. 다만, 이에 대한 이자는 지급하지 아니한다. 6.5 거래수수료 <중략> 6.5.4 <삭제> 6.6 공급인증서 소유권 이전 및 재판매 금지 <중략> 6.6.1 매매체결에 따른 공급인증서의 소유권 이전 시점은 매수자의 거래대금 지급 확인 시점으로 한다. <개정 2020.7.1.> 6.6.2 매수자는 반드시 매도자에게 거래대금 지급 후 거래대금 확인 처리 하여야 하며, 전력거래소는 필요시 거래대금 지급과 관련한 증빙자료를 제출하도록 매수자에게 요구할 수 있으며, 매수자의 거래대금 지급여부 등을 확인하고 공급인증서의 소유권을 매수자로 이전할 수 있다. 단, 6.3.1.1에 의거하여 거래수수료를 납부하지 않은 경우는 제외한다. <개정 2019.12.13., 2020.6.1.> 부 칙 (2020. 7. 1.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 다만, 별표25의 6.3(공급인증서 매매대금의 정산 및 결제)은 시행일로부터 5개월 이내에 신재생통합포털에 공지하는 날 로부터 시행한다. [별지 제91호서식] [신설 2013.2.28.] <개정 2020.7.1.> [별지 제92호서식] [신설 2013.2.28.] <개정 2020.7.1.> [별지 제96호서식] <개정 2020.7.1.> [별지 제97호서식] <개정 2020.7.1.> [별지 제97-1호서식] [별지 제112호서식] [별지 제113호서식]	ㅇ 제11.1.5조 삭제에 따른 용어설명 추가 ㅇ 현재 전력시장 운영 규칙 준수 동의서를 받는 절차 없음 ㅇ 양방향현물시장 개설 이후 등록 신청 절차 전면 개편 ※ 별지 제96호, 제97호 서식 변경 ㅇ 11.1.1조(용어의정의) 로 편입 ㅇ 미운영 시장 삭제 및 용어의 정의로 편입 ㅇ 전자계약 도입에 따른 계약 등록 방법 명확화 ㅇ 불필요한 조항 삭제 ㅇ 실무업무 반영하여 실효성 있는 자료 수집 ㅇ 실무업무 반영하여 실효성 있는 자료 수집 ㅇ RPS 의무이행비용 포함 ㅇ 연계 조항 수정에 따라 일부 수정 ㅇ 용어 정의 규정을 5.0 용어의 정의로 편입 ㅇ 용어추가 ㅇ 용어추가 ㅇ 미운영 시장 삭제 ㅇ 중복규정 통합 ㅇ 적용시점 명확화 ㅇ 단위 구체화 및 중복 규정 통합 ㅇ 단위 구체화 및 중복 규정 통합 ㅇ 단위 구체화 및 중복 규정 통합 ㅇ 용어의 정의 규정으로 편입 반영 ㅇ 통보방법 구체화 ㅇ 참조조항 수정 ㅇ 통보방법 구체화 ㅇ 미운영 시장 삭제 및 운영부분 추가 ㅇ 거래수수료 및 거래 대금 납부절차 변경에 따른 개정 ㅇ 미운영 시장 삭제, 거래 대금 청구방법 및 수수료 세금계산서 발행 시점 명확화 ㅇ 실무 업무를 반영하여 불필요한 조항 삭제 ㅇ 수수료 및 거래대금 확인에 따라 소유권 이전 절차 명확화 ㅇ 단일 계약방식의 절차 명확화 ㅇ 다중 계약방식의 절차 명확화 ㅇ 수량계약 체결기준 명확화 ㅇ 수량계약 수동체결 방법 명문화 ㅇ 결제대금 의미 구체화 ㅇ 통보방법 구체화 ㅇ 사업자 유형별 매매 대금 청구방안 구체화 ㅇ 매도자의 규정 불이행 으로 인한 비용발생 시 처리방안 구체화 ㅇ 문구 명확화 ㅇ 현물시장 개설시 근거 한 부가가치세법 제17 조에 따라 기간 설정 및 폐기 공급인증서 처리방안 명시 ㅇ 소유권이전 처리 과정 명확화 ㅇ 소유권이전 처리 과정 명확화 ㅇ 결제 관련 규정 통합 ㅇ 압류·가압류 규정 추가 ㅇ 통지관련 절차 명확화 ㅇ 압류·가압류 규정 추가 ㅇ 계약시장 관련조항 (6.3)으로 수정 편입 ㅇ REC소유권이전 시점 수정 및 명시화 ㅇ 문구 수정 및 미납 수수료로 인한 소유권 이전 불가에 대한 구체화 ㅇ 관련 시스템 개발 후 시행 필요 ㅇ 월간정산 신청시 이행 년도 구분 신설 ㅇ 연간정산 신청시 이행 년도 구분 신설 ㅇ공급인증서 거래시스템 가입신청 시 필수서류 종류 변경 ㅇ 공급인증서 거래시스템 가입신청 시 필수 서류 종류 변경 ㅇ 공급인증서 거래시스템 가입신청 시 필수 서류종류 신설 ㅇ 사업자 유형별 매매 대금 청구방안 구체화에 따른 서식 신설 ㅇ 압류·가압류 규정추가 에 따른 서식 신설

보조서비스 정산기준 일부 개정(안)

현     행

개    정(안)

개정사유

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
GFRQi,t	주파주추종 응답가능 용량 (Governor Free Response Quantity)	MW	계통주파수 급변시 측정된 발전기별 출력변동 가능량
<신설>
<신설>
<신설>
<신설>
<신설>
<신설>
FCRQi,t	주파수제어예비력 제공용량 (Frequency Control Reserve Quantity)	MW	주파수제어예비력 제공용량

[별표 2]

정산 기준

[별표 2] 정산 기준 ∙

(중략)

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 1차예비력서비스

(중략)

② 발전사업자가 제공한 1차예비력서비스는 응답가능용량, 운전상태, 속도조정률 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

운전시간(분) : 분단위 평균출력이 0이상인 경우 해당 분을 1로 처리하며, 전기저장장치는 출력에 상관없이 해당 거래시간을 60으로 처리한다.

③ 제2항의 1차예비력서비스 제공가능용량, 속도조정률 가중치 및 부동대 가중치는 아래 각호와 같다.

1. 주파수추종 응답가능용량(GFRQi,t)

발전기별 응답가능용량은 매 분기 시작 1개월전, “발전기 운전실적 분석시스템”에서 계산된 최근 5회 산술평균 주파수추종운전 응답량이며 1회 응답량은 주파수 변동전 20초간 평균출력과 60±0.2Hz 범위를 벗어난 후 10초∼60초까지 50초간 평균출력의 차로서 정의한다.

(중략)

2) 주파수제어예비력서비스

(중략)

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

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
GFRQi,m	주파수 0.2Hz 변동시 응동가능한 주파수추종 이론값 (Governor Free Response Quantity)	MW	발전기별 속도조정률 특성에 따른 0.2Hz 주파수 변동시 응동가능한 주파수추종 이론값
GFQi,m/t	1차예비력 제공량 (Governor Free Quantity)	MW	발전기별 1차예비력 제공량 (분/시간)
[eqn: LFC _{i,m} ^{max}]	자동발전제어 최대운전용량 (Load Frequency Control Max)	MW	발전기별 매 1분단위 자동발전제어 최대운전용량
[eqn: LFC _{i,m} ^{min}]	자동발전제어 최소운전용량 (Load Frequency Control Min)	MW	발전기별 매 1분단위 자동발전제어 최소운전용량
IGOi,m	발전기 현재출력 (Instant Generation Output)	MW	발전기별 매 1분단위 출력
AFCQi,m/t	주파수제어예비력 가용용량(Available Frequency Control Quantity)	MW	발전기별 주파수제어예비력 가용용량 (분/시간)
[eqn: GF _{i,m} ^{max}]	주파수추종 최대운전용량 (Governor Free Max)	MW	발전기별 1차예비력 최대운전용량 (분)
FCRQi,t	주파수제어예비력 제어가능용량 (Frequency Control Reserve Quantity)	MW	주파수제어예비력 제어가능용량

[별표 2]

정산 기준

(중략)

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 1차예비력서비스

(중략)

② 발전사업자가 제공한 1차예비력서비스는 1차예비력 제공량, 운전상태, 속도조정률 및 부동대에 따른 가중치를 고려하여 정산한다. 즉,

PRASPi,t = GFQi,t × SDWFi × DBWFi ×  GFSFi,t × PRHF

여기서,

PRASPi,t : 1차예비력 정산금액

GFQi,t : 발전기별 1차예비력 제공량(1시간 평균)

SDWFi : 속도조정률에 따른 가중치

DBWFi : 부동대에 따른 가중치

GFSFi,t : 주파수추종 운전상태

PRHF : 1차예비력 정산단가

<삭제>

③ 제2항의 1차예비력서비스 제공량, 속도조정률 가중치 및 부동대 가중치는 아래 각호와 같다.

1. 1차예비력 제공량(GFQi,t)

발전기별 1차예비력 제공량(GFQi,t)은 자동발전제어 최대·최소 운전범위에서 운전 중인 발전기에 한하여 자동발전제어 최대운전용량에서 현재출력을 제외한 값과 속도조정률 특성에 따른 0.2Hz 변동시 응답가능한 주파수추종값 중 작은 값으로 산정한 분단위 값들의 1시간 평균을 적용한다. 즉,

[eqn: GFQ _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} GFQ _{i,m} )/60]

[eqn: LFC _{i,m} ^{min}]≤[eqn: IGO _{i,m} ^{}]≤[eqn: LFC _{i,m} ^{max}]이면,

[eqn: GFQ _{i,m} =Max(Min(LFC _{i,m} ^{max} -IGO _{i,m} ,GFRQ _{i,m} ),0)]

그렇지 않으면, [eqn: GFQ _{eqalign{i,m# `}} =`0]

[eqn: GFRQ _{i,m} ^{} =] [eqn: 0.2 TIMES GF _{i,m} ^{max} TIMES 100/(R _{i} TIMES 60)]

여기서,

[eqn: R _{i}] : 속도조정률 (%)

[eqn: IGO _{eqalign{i,m# }} ^{}] : 발전기 현재출력 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{max}] : 자동발전제어 최대운전용량 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{min}] : 자동발전제어 최소운전용량 (매 1분)

[eqn: GFQ _{i,m}] : 발전기별 1차예비력 제공량 (매 1분)

[eqn: GFRQ _{i,m}] : 속도조정률 특성에 따른 0.2Hz 주파수 변동시 응동가능한 주파수추종 이론값 (매 1분)

[eqn: GF _{i,m} ^{max}] : 주파수추종 최대운전용량 (매 1분)

(중략)

2) 주파수제어예비력서비스

(중략)

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

1. 주파수제어예비력 제어가능용량 (FCRQi,t)

주파수제어예비력 제어가능용량은 다음 식과 같이 주파수제어예비력 요구량에 발전기별 제어참여율을 적용하여 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

주파수제어예비력 요구량은 자동발전제어 최대·최소 운전범위에서 운전 중인 발전기들의 주파수제어예비력 가용용량의 합산 값과 주파수제어예비력 확보기준값(700MW) 중 작은 값을 적용한다. 즉,

[eqn: FCRRQ _{t} =Min( sum _{i=1} ^{n} AFCQ _{i,t} `,`700)]

여기서,

AFCQ i,t : 발전기별 주파수제어예비력 가용용량(1시간 평균)

[eqn: AFCQ _{i,t} =( sum _{m=1} ^{60} AFCQ _{i,m} )/60]

AFCQi,m : 발전기별 주파수제어예비력 가용용량 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{min}]≤[eqn: IGQ _{i,m} ^{}]≤[eqn: LFC _{i,m} ^{max}]이면,

[eqn: AFCQ _{i,m} =Max(Min(LFC _{i,m} ^{max} -IGO` _{i,m} ,`# 5 TIMES RUR _{i} ),0)``]

그렇지 않으면, [eqn: AFCQ _{i,m} =0]

[eqn: RUR _{i} `] : 출력증가율

[eqn: IGO _{eqalign{i,m# }} ^{}] : 발전기 현재출력 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{max}] : 자동발전제어 최대운전용량 (매 1분)

[eqn: LFC _{i,m} ^{min}] : 자동발전제어 최소운전용량 (매 1분)

․1차예비력 서비스 정산기준 변경 (분기별 응동 실적 → 실시간 예비력       제공량)

․1차예비력 제공량 산정기준 마련

부 칙

제1조 (시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조 (보조서비스 정산기준 일부 개정에 대한 경과조치) 보조서비스에 대한 정산 기준 관련 별표2의 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 1조에 의한 시행일로부터 5개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

수요자원시장 정산 산정식 구체화를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제12장 수요반응자원의 거래

제2절 전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 생략

② 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항 또는 제4항의 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29., 2019.11.07>

1~2. 생략

3. 1개 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표와 같다.

구분	의무감축용량
표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하
국민DR	1MW 이상

③ 생략

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 다음 각 호에 따라 수요반응자원을 추가하여 등록신청을 할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15, 2019.11.07>

1. 생략

2. 국민DR [신설 2019.10.10.] [신설 2019.11.07.]

추가등록 신청기간	추가등록 완료일	추가 전력거래기간
짝수년도 4월 20일∼4월 30일	짝수년도 5월 31일	짝수년도 6월 1일∼다음해 11월 30일
짝수년도 10월 20일∼10월 31일	짝수년도 11월 30일	짝수년도 12월1일∼다음해 11월 30일
홀수년도 4월 20일∼4월 30일	홀수년도 5월 31일	홀수년도 6월1일∼동일년도 11월 30일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록 또는 등록 변경(말소 포함)을 하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 등록신청기간 종료일까지 제3항에 따른 ‘등록신청 서류’를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 이전 전력거래기간부터 동일 수요관리사업자가 연속하여 등록하는 수요반응참여고객의 경우 변동사항이 없는 서류의 제출을 생략할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15., 2019.12.31>

1. 표준DR 또는 중소형DR <호번호 변경 및 개정 2019.11.07.>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 20일 ∼ 10월 31일	12월 1일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	4월 20일 ∼ 4월 30일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

2. 국민DR [신설 2019.11.07.]

구분	등록 신청기간	거래 적용일
동계	10월 20일 ∼ 10월 31일	12월 1일
하계	4월 20일 ∼ 4월 30일	6월 1일

② ~ ⑤ 생략

제4절 수요반응자원의 거래

제1관 전력거래기간

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR 또는 중소형DR에 적용될 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.  <개정 2016.12.30., 2019.12.31>

② 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

고정기본정산금단가 = [eqn: sum _{t} ^{의무감축시간대} DRHCF _{t} ` TIMES `FFSF _{t}]

DRHCFi,t = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

FFSFt : 수요반응자원의 시간대별 고정연료전환성과계수

< 신 설 >

제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가

제2관 전력부하감축거래량 평가

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① ~ ② 생략

③ <신 설>

④ <신 설>

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① ~ ④ 생략

⑤ <신 설>

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
<신 설>
<신 설>
<신 설>

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 ∙

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

<개정 2019.12.31>

나. 기준수요 초과에 따른 계획감축량에 대한 정산

DSLRPi,t = DSLRi,t × SMPt × 1000

DSLRi,t = Min[ Max{ (PDSRi,t - PSLRi,t) × DEDFi,t + DSRi,t - DLRi,t , 0} , DESRi,t]

- 중간 생략 -

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

<신 설>

다. 미세먼지 저감을 위한 계획감축량에 대한 정산

ESLRPi,t = ESLRi,t × SMPt × 1000

ESLRi,t = Min[ Max{ (PESRi,t - PSLRi,t) × DEDFi,t + ESRi,t - DLRi,t - DSLRi,t , 0} , EMSRi,t]

DSLRi,t = Min[ Max{ (PDSRi,t - PSLRi,t) × DEDFi,t + DSRi,t - DLRi,t , 0} , DESRi,t]

PSLRi,t = Min[ Max{ PSRi,t - DLRi,t , 0} , PSSRi,t]

- 중간 생략 -

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

<신 설>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

나. 국민DR

전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 비상대응 의무이행량이 최소 의무감축용량 이상 이행한 경우 해당 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 MGP를 더한 값으로 한다.

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}] DCLRi,c,t× (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

단, RDFi = 1이고, DRi,t < 1이면 DRi,t = 0

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

RBPy =  [eqn: sum _{m} ^{전력거래기간} RBP _{m} `]

RBPm =  [eqn: sum _{t} ^{m,국민DR```의무감축시간대} RHCF _{i,t}]

여기서,

MGPt : 수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격

RBPm : 국민DR의 월별 기본정산금 단가(원/kW)

(국민DR의 의무감축시간대는 평일 06~21시를 적용하여 산정)

<신 설>

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산

수요반응자원의 고정기본정산금(DRFBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 월별 용량 단가(DRHCFi,t)에 고정 연료전환성과계수(FFSFi,m)를 곱한 값으로 정산한다.

DRFBPi,m = FBPi,m

FBPi,m = [eqn: sum _{t} ^{m,의무감축시간대} (ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} )`] × FFSFi,m × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

<신 설>

FFSFi,m : 수요반응자원의 거래일별 고정연료전환성과계수

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산

수요반응자원의 차등기본정산금(DRDBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 월별 용량 단가(DRHCFi,t)에 차등 연료전환성과계수(DFSFi,m)와 고정 연료전환성과계수(FFSFi,m)의 차이를 곱한 값으로 정산한다. 단, 차등기본정산금(DRDBPi)은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

DRDBPi,m = ([eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m} DBP _{i,k}] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{`m-1} DRDBP _{i,k}] ) × DBPFm

DBPi,m = [eqn: sum _{t} ^{m,`의무감축시간대} (ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} )] × (DFSFi,m –  FFSFi,m) × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

<신 설>

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별용량가격계수

FFSFi,m : 수요반응자원의 거래일별 고정연료전환성과계수

DFSFi,m : 수요반응자원의 거래일별 차등연료전환성과계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

4. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산

1) 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi,t)은 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(PSSRi,t)에서 감축인정량(PSLRi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

PPPCi,t = (PSSRi,t - PSLRi,t) × SMPt × PPCF × 1000

<신 설>

여기서,

PPPCi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

PSSRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm PPPC _{i} = sum _{t} ^{} PPPC _{i,t}]

2) 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi,t)은 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(DESRi,t)에서 감축인정량(DSLRi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

DPPCi,t = (DESRi,t - DSLRi,t) × SMPt × PPCF × 1000

<신 설>

여기서,

DPPCi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm DPPC _{i} = sum _{t} ^{} DPPC _{i,t}]

3) 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi,t)은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(EMSRi,t)에서 감축인정량(ESLRi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

EPPCi,t = (EMSRi,t - ESLRi,t) × SMPt × PPCF × 1000

<신 설>

여기서,

EPPCi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

ESLRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm EPPC _{i} = sum _{t} ^{} EPPC _{i,t}]

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

BPCi,m = (FBPCi,m + DBPCi,m) × (1 – RDFi)

FBPCi,m = FBPCCi,m + IFBPCi,m

FBPCCi,m = Min(IBPCi,m-1 – IFBPCi,m-1 ,  FBPi,m)

IFBPCi,m = Min(IBPCi,m , FBPi,m – FBPCCi,m)

RBPCi,m = IBPCi,m – IFBPCi,m – FBPCCi,m+1

IBPCi,m =

[eqn: {sum _{t} ^{m,`의무`감축시간대} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPFSF _{i}} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}} ` TIMES ` sum _{t} ^{m} DRD _{i,t`} ` TIMES `BPCF`` TIMES (1-RDF _{i} )]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0)

DBPCi,m = ([eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m} (DBPCC _{i,k} `+`IDBPC _{i,k} )] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{`m-1} DBPC _{i,k}])  × DBPFm

DBPCCi,m = Min(RBPCi,m-1 – IDBPCi,m-1, DBPi,m)

IDBPCi,m = Min(RBPCi,m, DBPi,m – DBPCCi,m)

여기서,

BPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 기본위약금

FBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

IFBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

RBPCi,m : 거래월별 고정기본정산금 한도의 잔여 기본위약금

IBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 기본정산금 상한 적용 전 기본위약금

<신 설>

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

BPFSFi : 기본위약금 산정을 위한 연료전환성과계수로 1을 적용

DRDi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청미이행량

BPCF : 전력수요 의무감축미이행량에 대한 기본위약금계수로 2를 적용한다.

MRTi : 전력거래기간별 수요반응자원의 최대감축시간

DRTMi : 수요반응자원별 거래기간의 전력거래월수(초기등록자원은 12, 추가등록자원은 6)

DBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

IDBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

[eqn: rm FBSS _{m} = sum _{i} ^{} FBP _{i,m} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

FBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

[eqn: rm DBSS _{m} =( sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} DBP _{i,k} TIMES PERS _{k} - sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} DBSS _{k} )# ` TIMES DBPF _{m}]

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

[eqn: rm FBRS _{m} = sum _{i} ^{} (FBPCC _{i,m} TIMES PERS _{m-1} `+`IFBPC _{i,m} TIMES PERS _{m} )]

[eqn: rm DBRS _{m} =[ sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} (DBPCC _{i,k} TIMES PERS _{k-1} `+`IDBPC _{i,k}# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} `` TIMES PERS _{k} )`-` sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} rm DBRS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m} `]

IFBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

IDBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

[eqn: rm FBSLS _{m} = sum _{i} ^{} FBP _{i,m} TIMES {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

[eqn: rm DBSLS _{m} =( sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} DBP _{i,k} TIMES PERL _{k} - sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} DBSLS _{k} )`# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} ` TIMES `DBPF _{m}]

DBPi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

[eqn: rm FBRLS _{m} = sum _{i} ^{} (FBPCC _{i,m} TIMES PERL _{m-1} `+`IFBPC _{i,m}# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} ` TIMES PERL _{m} )]

[eqn: rm DBRLS _{m} =[ sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} sum _{i} ^{} (DBPCC _{i,k} TIMES PERL _{k-1} +IDBPC _{i,k}# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} TIMES PERL _{k} )```- sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} rm DBRLS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m}]

IFBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

IDBPCi,m : 수요반응자원의 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m : 수요반응자원의 전월에서 이월된 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

Ⅴ. 수요반응자원의 연료전환성과계수

1. 수요반응자원의 고정연료전환성과계수의 산정

수요반응자원의 고정연료전환성과계수는 매년 6월 산정하여 당해 7월부터 이듬해 6월까지 고정기본정산금 정산에 적용한다. 이때 산정 기준시점 최근 자료를 사용하여 산정하고 수요반응자원의 발전기여도 개별이용률은 0을 적용한다.

2. 수요반응자원의 차등연료전환성과계수의 산정

수요반응자원의 차등연료전환성과계수는 매년 2월, 5월, 8월, 11월 마지막 거래일의 수요반응자원 전력거래대금 초기 정산일까지 산정하고 거래기간 시작 월부터 해당 거래 월까지 산정하여 분기별 차등기본정산금 정산에 적용한다. 차등연료전환성과계수 산정 시 수요반응자원의 발전기여도 개별이용률은 거래기간 시작 월부터 해당 월까지의 수요반응자원별 거래실적을 적용하여 산정하고 그 외의 값은 해당 월의 고정연료전환성과계수 산정 시 사용한 자료를 사용한다.

3. 수요반응자원의 발전기여도

다. 수요반응자원의 실적감축시간

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 가격결정발전계획에 따른 거래일별 감축인정량, 기준수요 초과에 따른 거래일별 감축인정량, 미세먼지 저감을 위한 거래일별 감축인정량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다. 즉,

[eqn: 실적감축시간 _{i} =# sum _{d} ^{거래기간} {sum _{t} ^{d} (DLR _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+PSLR _{i,t} +DSLR _{i,t} +ESLR _{i,t} )} over {ORC _{i,d}}]

여기서,

DLRi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h)

ESLRi,t : 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축인정량(MW-h)

<신 설>

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[별표 28] [신설 2014.11.3.]

고객기준부하 산정 기준

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.1.2.3	전기요금 종별이 산업용인 수요반응참여고객에 한하여 비정상근무일을 우선 제외한 후 재산정한 참고일의 감축시간대에 대한 평균 사용전력량에 비해 75% 미만인 날과 125% 초과인 날을 일시적인 생산 조정일로 인정하여 추가적으로 참고일에서 제외한다.

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.4   과금용 전력량계 고장 등에 따른 사용전력량 데이터 누락에 대한 조치 <번호변경 2019.11.07.>

3.4.2  고객기준부하 산정을 위한 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다. <개정 2019.12.31>

3.4.3  감축일의 감축시간대의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우에는 해당 수요반응참여고객의 해당거래시간의 전력부하감축량을 “0”으로 적용한다. <번호변경 2019.11.07.>

3.4.5  사용전력량 데이터 누락으로 참고일이 제외되어 유사일이 부족한 경우, 남은 참고일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정한다. 단, 참고일이 모두 제외되어 고객기준부하 산정이 불가할 경우 해당 거래시간의 전력부하감축량을 “0”으로 적용한다.

3.4.6  <신 설>

제12장 수요반응자원의 거래

제2절 전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 현행과 동일

② 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항 또는 제4항의 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <개정 2017.12.29., 2019.11.07>

1~2. 생략

3. 1개 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표와 같다.

구분	의무감축용량
표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하
국민DR	제한없음

③ 생략

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 다음 각 호에 따라 수요반응자원을 추가하여 등록신청을 할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15, 2019.11.07>

1. 현행과 동일

2. 국민DR [신설 2019.10.10.] [신설 2019.11.07.]

추가등록 신청기간	추가등록 완료일	추가 전력거래기간
짝수년도 2월 15일~2월 20일	2월 28일(윤년 29일)	짝수년도 3월 1일~다음해 11월 30일
짝수년도 4월 20일~4월 30일	5월 31일	짝수년도 6월 1일∼다음해 11월 30일
짝수년도 8월 15일~8월 20일	8월 31일	짝수년도 9월1일∼다음해 11월 30일
짝수년도 10월 20일∼10월 31일	11월 30일	짝수년도 12월 1일∼다음해 11월 30일
홀수년도 2월 15일~2월 20일	2월 28일	짝수년도 3월 1일~동일년도 11월 30일
홀수년도 4월 20일∼4월 30일	5월 31일	홀수년도 6월1일∼동일년도 11월 30일
홀수년도 8월 15일~8월 20일	8월 31일	홀수년도 9월1일∼동일년도 11월 30일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록 또는 등록 변경(말소 포함)을 하고자 하는 수요관리사업자는 아래 표에 명시된 등록신청기간 종료일까지 제3항에 따른 ‘등록신청 서류’를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 이전 전력거래기간부터 동일 수요관리사업자가 연속하여 등록하는 수요반응참여고객의 경우 변동사항이 없는 서류의 제출을 생략할 수 있다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15., 2019.12.31>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 20일 ∼ 10월 31일	12월 1일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	4월 20일 ∼ 4월 30일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

2. <삭 제>

② ~  ⑤ 현행과 동일

제4절 수요반응자원의 거래

제1관 전력거래기간

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR 또는 중소형DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.  <개정 2016.12.30., 2019.12.31>

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

월별 고정기본정산금단가 = [eqn: ( sum _{t} ^{DRT} DRHCF _{t} )` TIMES `FFSF _{m}]

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

FFSFm : 수요반응자원의 거래월별 고정연료전환성과계수

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

제5절 사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축량 평가

제2관 전력부하감축거래량 평가

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① ~ ② 생략

③ 감축일 감축시간대에 수요반응참여고객의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우, 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

사용전력량 데이터 누락이 발생한 수요반응참여고객의 해당 거래시간 전력부하감축량은 “0”으로 적용한다.

2. 국민DR

사용전력량 데이터 누락이 발생한 수요반응참여고객을 제외하고 제1항에 따라 전력부하감축량을 산정한다.

④ 사용전력량 데이터 누락 등으로 참고일이 모두 제외되어 별표28에 따른 고객기준부하 산정이 불가할 경우 해당 거래시간의 전력부하감축량은 “0”으로 적용한다.

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① ~ ④ 현행과 동일

⑤ 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 제1항에 따라 산출된 거래시간별 전력부하감축거래량은 최소 0 이상 최대 감축계획량 이하로 제한하여 평가한다. 다만, 해당 거래일에 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에만 참여한 수요반응자원의 경우 제1항에 따라 산출된 거래시간별 전력부하감축거래량을 모두 인정하여 평가한다.

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
PSLRCi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축산정량 (Price setting Scheduled Load Reduction Computation)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량
DSLRCi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축산정량 (Demand excess Scheduled Load Reduction Computation)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량
ESLRCi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축산정량 (Environmental Scheduled Load Reduction Computation)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

<개정 2019.12.31>

나. 기준수요 초과에 따른 계획감축량에 대한 정산

DSLRPi,t = DSLRi,t × SMPt × 1000

DSLRi,t = Min[ Max{ (PDSRi,t – PSLRi,t – Min(DLRi,t, Max(PDSRi,t, 0))) × DEDFi,t + DSRi,t – Max(DLRi,t – Max(DRi,t – DSRi,t, 0) × DFi,t, 0), 0}, DESRi,t]

- 중간 생략 -

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

DFi,t : 전력수요 의무감축요청 또는 감축시험 발령 지수(발령 시 1 아니면 0)

다. 미세먼지 저감을 위한 계획감축량에 대한 정산

ESLRPi,t = ESLRi,t × SMPt × 1000

ESLRi,t = Min[ Max{ (PESRi,t - PSLRi,t – Min(DLRi,t, Max(PESRi,t, 0))) × DEDFi,t + ESRi,t - DSLRi,t – Max(DLRi,t – Max(DRi,t – ESRi,t, 0) × DFi,t, 0), 0} , EMSRi,t]

<삭제>

<삭제>

- 중간 생략 -

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

DFi,t : 전력수요 의무감축요청 또는 감축시험 발령 지수(발령 시 1 아니면 0)

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

나. 국민DR

전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축이행량에 대하여 실적급 단가와 감축준비시간에 대한 가중치를 곱하여 정산한다. 단, 실적급 단가는 국민DR의 발령 가능시간에 대한 연간 기본정산금을 MRT로 나눈 후 MGP를 더한 값으로 한다.

DRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}] DCLRi,c,t× (1-RDFi) + (RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

<삭 제>

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

RBPy =  [eqn: sum _{m} ^{전력거래기간} RBP _{m} `]

RBPm =  [eqn: sum _{t} ^{RDRT} RHCF _{i,t}]

여기서,

MGPt : 수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기(제주지역 발전기, 최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기 및 자기제약으로 발전한 발전기 제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격

RBPm : 국민DR의 거래월별 기본정산금 단가(원/kW)

RDRT : 국민DR의 거래월별 평일 의무감축시간대(06~21시)

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산

수요반응자원의 고정기본정산금(DRFBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 월별 용량 단가(DRHCFi,t)에 고정 연료전환성과계수(FFSFi,m,k)를 곱한 값으로 정산한다.

DRFBPi,m = [eqn: sum _{k`=`m} ^{m} FBP _{i,m,k} `]

FBPi,m,k = [eqn: sum _{t} ^{DRT} (ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} )`] × FFSFi,m,k × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

FFSFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정연료전환성과계수

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산

수요반응자원의 차등기본정산금(DRDBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 월별 용량 단가(DRHCFi,t)에 차등 연료전환성과계수(DFSFi,m,k)와 고정 연료전환성과계수(FFSFi,m,k)의 차이를 곱한 값으로 정산한다. 단, 차등기본정산금(DRDBPi)은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

DRDBPi,m = [[eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m} DBP _{i,m,k}] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{`m-1} DRDBP _{i,k}] ] × DBPFm

DBPi,m,k = [eqn: sum _{t} ^{DRT} (ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} )] × (DFSFi,m,k –  FFSFi,m,k) × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별용량가격계수

FFSFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정연료전환성과계수

DFSFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등연료전환성과계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

4. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산

1) 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi,t)은 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(PSSRi,t)에서 감축산정량(PSLRCi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

PPPCi,t = (PSSRi,t – PSLRCi,t) × SMPt × PPCF × 1,000

PSLRCi,t = Min[Max(PSRi,t, 0), PSSRi,t]

여기서,

PPPCi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

PSSRi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

PSLRCi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 가격결정발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm PPPC _{i} = sum _{t} ^{} PPPC _{i,t}]

2) 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi,t)은 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(DESRi,t)에서 감축산정량(DSLRCi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

DPPCi,t = (DESRi,t - DSLRCi,t) × SMPt × PPCF × 1,000

DSLRCi,t = Min[Max((PDSRi,t – PSLRCi,t) × DEDFi,t + DSRi,t, 0), DESRi,t]

여기서,

DPPCi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

DSLRCi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량(MW-h)

PDSRi,t : 수요반응자원에서 가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DEDFi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요감축에 참여한 고객이 기준수요 초과 또는 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 참여 여부(참여한 경우 1 아니면 0)

PSLRCi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm DPPC _{i} = sum _{t} ^{} DPPC _{i,t}]

3) 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi,t)은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(EMSRi,t)에서 감축산정량(ESLRCi,t)을 차감한 값에 거래시간별 계통한계가격(SMPt)과 자발적 수요감축 미이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

EPPCi,t = (EMSRi,t - ESLRCi,t) × SMPt × PPCF × 1,000

ESLRCi,t = Min[Max{Max((PESRi,t – PSLRCi,t) × DEDFi,t + ESRi,t, 0) - DSLRCi,t, 0}, EMSRi,t]

여기서,

EPPCi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

ESLRCi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량(MW-h)

PESRi,t : 수요반응자원에서 가격결정발전계획과 미세먼지 저감을 위한 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSLRCi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량(MW-h)

DSLRCi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

수요반응자원의 거래일 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi)은 다음과 같다.

[eqn: rm EPPC _{i} = sum _{t} ^{} EPPC _{i,t}]

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

BPCi,m = (FBPCi,m + DBPCi,m) × (1 – RDFi)

FBPCi,m = [eqn: sum _{k=m} ^{m} (FBPCC _{i,m,k} `+`IFBPC _{i,m,k} )]

FBPCCi,m,k = Min(IBPCi,m,k-1 – IFBPCi,m,k-1, FBPi,m,k)

IFBPCi,m,k = Min(IBPCi,m,k , FBPi,m,k – FBPCCi,m,k)

RBPCi,m,k = IBPCi,m,k – IFBPCi,m,k – FBPCCi,m,k+1

IBPCi,m,k =

[eqn: {sum _{t} ^{DRT} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPFSF _{i,m,k}} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}} ` TIMES ` sum _{t} ^{m} DRD _{i,t`} ` TIMES `BPCF`` TIMES (1-RDF _{i} )]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0)

DBPCi,m = ([eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m} (DBPCC _{i,m,k} `+`IDBPC _{i,m,k} )] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{`m-1} DBPC _{i,k}])  × DBPFm

DBPCCi,m,k = Min(RBPCi,m,k-1 – IDBPCi,m,k-1, DBPi,m,k)

IDBPCi,m,k = Min(RBPCi,m,k, DBPi,m,k – DBPCCi,m,k)

여기서,

BPCi,m : 수요반응자원의 정산월별 기본위약금

FBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 정산월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

IFBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

RBPCi,m,k : 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 잔여 기본위약금

IBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 기본정산금 상한 적용 전 기본위약금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

BPFSFi,m,k : 기본위약금 산정을 위한 거래월별 연료전환성과계수로 1을 적용

DRDi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청미이행량

BPCF : 전력수요 의무감축미이행량에 대한 기본위약금계수로 2를 적용한다.

MRTi : 전력거래기간별 수요반응자원의 최대감축시간

DRTMi : 수요반응자원별 거래기간의 전력거래월수(초기등록자원은 12, 추가등록자원은 6)

DBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 정산월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등 기본정산금

IDBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

Ⅱ. 판매사업자에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

[eqn: rm FBSS _{m} = sum _{i} ^{} sum _{k=m} ^{m} FBP _{i,m,k} TIMES {PES _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

[eqn: rm DBSS _{m} =( sum _{i} ^{} sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} DBP _{i,m,k} TIMES PERS _{k} - sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} DBSS _{k} )# ` TIMES DBPF _{m}]

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

[eqn: rm FBRS _{m} = sum _{i} ^{} sum _{k=m} ^{m} (FBPCC _{i,m,k} TIMES PERS _{m-1} `# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ```+`IFBPC _{i,m,k} TIMES PERS _{m} )]

[eqn: rm DBRS _{m} =[ sum _{i} ^{} sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} (DBPCC _{i,m,k} TIMES PERS _{k-1} `+`IDBPC _{i,m,k}# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} `` TIMES PERS _{k} )`-` sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} rm DBRS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m} `]

IFBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

IDBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

Ⅲ. 구역전기사업자에 대한 정산

3. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

[eqn: rm FBSLS _{m} = sum _{i} ^{} sum _{k=m} ^{m} FBP _{i,m,k} TIMES {PEL _{m}} over {(TET _{m} - sum _{k} ^{} PEC _{k,m} )}]

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

[eqn: rm DBSLS _{m} =( sum _{i} ^{} sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} DBP _{i,m,k} TIMES PERL _{k} - sum _{eqalign{k=전력거래`# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} DBSLS _{k} )`# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} ` TIMES `DBPF _{m}]

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금

4. 위약금에 대한 정산

나. 기본위약금에 대한 정산

[eqn: rm FBRLS _{m} = sum _{i} ^{} sum _{k=m} ^{m} (FBPCC _{i,m,k} TIMES PERL _{m-1} `+`IFBPC _{i,m,k}# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} ` TIMES PERL _{m} )]

[eqn: rm DBRLS _{m} =[ sum _{i} ^{} sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m} (DBPCC _{i,m,k} TIMES PERL _{k-1} +IDBPC _{i,m,k}# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} TIMES PERL _{k} )```- sum _{eqalign{k=전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ``개시월}} ^{m-1} rm DBRLS _{k} ]` TIMES `DBPF _{m}]

IFBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

IDBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

Ⅴ. 수요반응자원의 연료전환성과계수

1. 수요반응자원의 고정연료전환성과계수의 산정

수요반응자원의 고정연료전환성과계수는 매년 6월 산정하여 당해 7월부터 이듬해 6월까지 고정기본정산금 정산에 적용한다. 이때 산정 기준시점 최근 자료를 사용하여 산정하고 수요반응자원의 발전기여도 개별이용률은 0을 적용한다. 정산월 기준 거래월별 고정연료전환성과계수는 거래월에 계산된 값을 사용한다.

2. 수요반응자원의 차등연료전환성과계수의 산정

수요반응자원의 차등연료전환성과계수는 매년 2월, 5월, 8월, 11월 마지막 거래일의 수요반응자원 전력거래대금 초기 정산일까지 산정하고 거래기간 시작 월부터 해당 거래 월까지 산정하여 분기별 차등기본정산금 정산에 적용한다. 차등연료전환성과계수 산정 시 수요반응자원의 발전기여도 개별이용률은 거래기간 시작 월부터 해당 월까지의 수요반응자원별 거래실적을 적용하여 산정하고 그 외의 값은 해당 월의 고정연료전환성과계수 산정 시 사용한 자료를 사용한다. 정산월 기준 거래월별 차등연료전환성과계수는 정산월에 계산된 값을 사용한다.

3. 수요반응자원의 발전기여도

다. 수요반응자원의 실적감축시간

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 가격결정발전계획에 따른 거래일별 감축량, 기준수요 초과에 따른 거래일별 감축량, 미세먼지 저감을 위한 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다. 즉,

[eqn: 실적감축시간 _{i} =# sum _{d} ^{거래기간} [ {sum _{t} ^{d} ((DLR _{i,t} +PSLR _{i,t} +DSLR _{i,t} +ESLR _{i,t} ) TIMES (1-DRTF _{i,t} ))`} over {ORC _{i,d}} `# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ``+` {sum _{t} ^{d} ((PSLRC _{i,t} +DSLRC _{i,t} +ESLRC _{i,t} )` TIMES `DRTF _{i,t} )`} over {ORC _{i,d}} ]]

여기서,

DLRi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량(MW-h)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

PSLRi,t : 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h)

DSLRi,t : 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h)

ESLRi,t : 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축인정량(MW-h)

PSLRCi,t : 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축산정량(MW-h)

DSLRCi,t : 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축산정량(MW-h)

ESLRCi,t : 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축산정량(MW-h)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[별표 28] [신설 2014.11.3.]

고객기준부하 산정 기준

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.1.2.3	전기요금 종별이 산업용인 수요반응참여고객에 한하여 비정상근무일을 우선 제외한 후 재산정한 최대참고일의 감축시간대에 대한 평균 사용전력량에 비해 75% 미만인 날과 125% 초과인 날을 일시적인 생산 조정일로 인정하여 추가적으로 참고일에서 제외한다.

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.4   정산용 전력량계 고장 등에 따른 사용전력량 데이터 누락에 대한 조치 <번호변경 2019.11.07.>

3.4.2  표준DR 또는 중소형DR의 고객기준부하 산정을 위한 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다. <개정 2019.12.31>

3.4.3  <삭 제>

3.4.5  사용전력량 데이터 누락으로 참고일이 제외되어 유사일이 부족한 경우, 남은 참고일의 사용전력량을 평균하여 거래시간별 고객기준부하로 산정한다.

3.4.6  국민DR의 고객기준부하 산정을 위한 참고일에서 개별 수요반응참여고객의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우에는 해당 사용전력량 데이터를 “0”으로 적용한다.

국민DR 활성화를 위한 자원 최소 등록용량 제한 삭제

국민DR 활성화를 위한 자원 등록주기 분기별로 확대

국민DR 활성화를 위한 참여고객 등록 주기 분기별로 확대

-고정 기본정산금단가를 월별 기준으로 계산 후 공지하도록 변경

- 별표28에서 이동

- 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래 감축량 평가방법 구체적 기술

- 실적위약금 산정 및 실적감축량 산정 계산식 변경을 위한 변수 추가

- 경제성DR과 피크수요DR 중복참여 시 DLR 중복정산 문제 해소를 위한 산식 변경

- 신뢰성DR      발령여부 계수   신설

- 경제성DR과 피크수요DR 중복참여 시 DLR 중복정산 문제 해소를 위한 산식 변경

- 중복내용 삭제

- 중복내용 삭제

- 신뢰성DR 발령여부 계수 신설

- 국민DR 활성화를 위한 1MWh 이상 감축조건 삭제

- 단가 산정식

이해도 제고를 위한 변수 신설

- 용어 정의 명확화

- 불필요한 문구 삭제

- 단가 산정식 이해도 제고를 위한 변수 신설

- 월별 고정연료전환성과계수 산정기준 명확화에 따른 산식 수정

- 용어정의 수정 적용

-연료전환성과계수 계산식 변경 적용 (정산월  연료전환성과계수로 과거 거래월도 일괄 적용)

- 용어정의 수정 적용

- 경제성DR 위약금 산식 수정(수요감축요청 동시 발령 시 고려)

- 피크수요DR 위약금 산식 수정(수요감축요청 동시 발령 시 고려)

- 미세먼지DR 위약금 산식 수정(수요감축요청 동시 발령 고려)

- 월별 연료전환성과계수 산식 수정에 따른 위약금 산식 변경 적용

- 월별 연료전환성과계수 산식 수정에 따른 정산식 변경 적용

- 월별 연료전환성과계수 산식 수정에 따른 정산식 변경 적용

- 월별 연료전환성과계수 산식 수정에 따른 정산식 변경 적용

- 월별 연료전환성과계수 산식 수정에 따른 정산식 변경 적용

연료전환성과계수 적용 기준월 정의 추가

연료전환성과계수 적용 기준월 정의 추가

- 감축시험 시 실적감축시간에 자발적DR 실적 반영토록 수정

- 문구 명확화

- 문구 명확화

- 제12.5.2.3조로 이동

- 제12.5.2.3조로 일부 내용 이동

- 국민DR 참여고객 데이터 누락 시 평가방법 구체적 명시

전력거래대금 채무불이행 조치 절차개선을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정(안)

개정사유

제4장 계량과 정산 및 결제

제2절 정산

제4.2.1.5조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 발전사업자에게 지급할 전력거래대금보다 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 전력거래소에 지급한 전력거래대금이 적은 경우에는 다음과 같이 각 발전사업자별로 거래대금을 산정하여 결제한다.

발전사업자의 할인된 거래대금 = 구매자가 지불한 총거래대금 × 각발전사업자가 받아야할 거래대금 / 모든 발전사업자가 받아야할 총거래대금 <개정 2005.1.21.>

② 채무불이행된 거래대금과 지연에 따른 이자가 회수되는 경우에는 발전사업자가 원래 지급받아야할 거래대금에서 전력거래대금, 지연에 따른 이자 순으로 조정하여 지급한다. <조문번호변경 2006.9.14.><조번호 변경 2015.3.17.>

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

제4.3.6조(시장은행 계좌)

① 시장은행계좌는 다음 각 호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1. 전력거래소 결제계좌

2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌

3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 계좌<개정 2010.11.30>

4. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌

5. <신설>

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.<개정 2003.5.7., 2005.1.21>

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
전력거래소 수수료계좌	1개	전력거래소
직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요

제4장 계량과 정산 및 결제

제2절 정산

제4.2.1.5조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 발전사업자에게 지급할 전력거래대금보다 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 전력거래소에 지급한 전력거래대금이 적은 경우에는 제4.3.6조의2의 예비계좌에서 인출한 예치금으로 부족분을 충당하여 발전사업자에게 우선 지급한다. 단, 예비계좌 예치금이 전력거래대금 부족분보다 적은 경우에는 다음과 같이 각 발전사업자별로 거래대금을 산정하여 결제한다.

발전사업자의 할인된 거래대금 = (구매자가 지불한 총거래대금 + 예비계좌 사용금액) × 해당 결제일에 각 발전사업자가 받아야 할 거래대금 / 해당 결제일의 전력시장 총거래대금 <개정 2005.1.21., 2020.00.00>

② 채무불이행된 거래대금과 지연에 따른 이자가 회수되는 경우에는 발전사업자가 원래 지급받아야 할 거래대금에서 전력거래대금, 지연에 따른 이자 순으로 조정하여 지급한다. <조문번호변경 2006.9.14.><조번호 변경 2015.3.17.>

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

제4.3.6조(시장은행 계좌)

① 시장은행계좌는 다음 각 호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1. 전력거래소 결제계좌

2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌

3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 계좌<개정 2010.11.30>

4. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌

5. 채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌 <신설  2020.00.00>

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.<개정 2003.5.7., 2005.1.21., 2020.00.00>

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
전력거래소 수수료계좌	1개	전력거래소
직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요
채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌	1개	전력거래소

제4.3.6조의2(예비계좌) <신설 2020.00.00>

① 전력거래소는 구역전기사업자 및 직접구매자의 채무불이행 등으로 인하여 발전사업자에게 지급할 전력거래대금 등이 부족한 경우, 발전사업자에 대한 전력거래대금 등을 우선 지급할 목적으로 예비계좌를 설정할 수 있다.

② 예비계좌에 예치할 금액은 구역전기사업자 등의 과거 결제금액을 고려하여 전력거래소가 별도로 정하는 바에 따른다.

③ 채무불이행 등의 사유로 발전사업자에게 지급할 전력거래대금이 부족하게 된 경우, 별표8 붙임2의 결제업무 흐름도에 따른다.

④ 예비계좌에서 차감된 금액은 채무불이행 사업자의 재정보증 회수액 등으로 보충한다. 다만 재정보증 회수액이 예비계좌 사용액 미만인 경우 부족액은 제4.2.1.5조에 의해 발전사업자가 부담한 손실부담액을 통해 보충한다.

ㅇ거래안정성을 위해 채무불이행에 따른 부족분을 발전사업자에게 선지급할 목적의 예비계좌를 신설

ㅇ예비계좌의 사용목적, 채무불이행 발생에 따라 사용된 결제이행재원의 보전 방법 등 명시

제3장 전력의 거래

제2절 직접구매자의 전력구매

제3.2.2.9조(채무불이행시 조치) ② 직접구매자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우에는 전력거래소는 제3.4.1조 제1항의 제1호 또는 제2호의 재정보증에서 직접구매자의 채무불이행금액을 변제하도록 청구하여 대금결제를 실행하며, 연체이자 계산은 제3.2.2.10조에 따른다.<개정 2003.5.7., 2013.4.30.>

제3장 전력의 거래

제2절 직접구매자의 전력구매

제3.2.2.9조(채무불이행시 조치) ② 직접구매자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체 없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 채무불이행 발생일로부터 14일 이전까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 제3.4.1조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액을 대상으로 직접구매자의 채무불이행금액을 변제하도록 청구하고, 회수액은 제4.3.6조의2의 예비계좌에 입금한다. 단, 연체이자 계산은 제3.2.2.10조에 따른다.<개정 2020.00.00>

ㅇ채무불이행 발생 시 재정보증청구금 환수조치 시기를 1일에서 14일로 연장

제3장 전력의 거래

제3절 구역전기사업자의 전력거래

제3.3.1.7조(채무불이행시 조치) ② 구역전기사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체 없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우에는 제3.4.1조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액을 대상으로 구역전기사업자의 채무불이행금액을 청구하여 대금결제를 실행하며, 연체이자 계산은 제3.3.1.8조에 따름

3. 제1호에서 정한 기한까지 구역전기사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우에는 그 기한이 속하는 날의 자정(24:00)에 거래가 정지됨을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

4. 해당 구역전기사업자에게 거래정지 통지서를 발송한 후 즉시 해당 구역전기사업자와 관련된 시장참여자에게 거래정지 통지서 사본을 발송

5. 거래정지 통지를 받은 구역전기사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지

제3장 전력의 거래

제3절 구역전기사업자의 전력거래

제3.3.1.7조(채무불이행시 조치) ② 구역전기사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체 없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다.

1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

2. 채무불이행 발생일로부터 14일 이전까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 제3.4.1조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액을 대상으로 구역전기사업자의 채무불이행금액을 변제하도록 청구하고, 회수액은 제4.3.6조의2의 예비계좌에 입금한다. 단, 연체이자 계산은 제3.2.2.10조에 따른다.<개정 2020.00.00>

3. 제1호에서 정한 기한까지 구역전기사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우에는 그 기한이 속하는 날의 자정(24:00)에 거래가 정지됨을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보

4. 해당 구역전기사업자에게 거래정지 통지서를 발송한 후 즉시 해당 구역전기사업자와 관련된 시장참여자에게 거래정지 통지서 사본을 발송

5. 거래정지 통지를 받은 구역전기사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지

ㅇ채무불이행 발생 시 재정보증청구금 환수조치 시기를 1일에서 14일로 연장

[별표 8] 붙임2 결제업무 흐름도

결제일 1영업일전 15:00

[별표 8] 붙임2 결제업무 흐름도

ㅇ 신설된 예비계좌와 채무불이행 발생 후 재정보증보험 환수시기 연장을 결제업무 흐름도에 반영

발전기 고장 시 입찰변경, 검토 및 정산절차 개선(안)

현  행

개  정  (안)

개 정 사 유

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ARAi,t	공급가능용량 조정값 (Adjusted RAi,t)	MWh	급전지시 불응 및 지연에 대한 조정으로 재산정된 공급가능용량

<신 설>

[별표2] 정산 기준

다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙<개정 2010.6.30., 2014.11.3.>

<신 설>

4) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 <개정 2010.6.30., 번호변경 2014.11.3.>

① 급전지시량에 미달하여 발전하는 경우

발전기가 발전기의 정비·고장, 자체사유 기동·정지 등 전력거래소 지시가 아닌 발전회사 사유로 급전지시량에 미달되게 발전하고도 적정한 변경입찰을 하지 않은 경우 변경 공급가능용량(RAi,t)을 아래와 같이 조정된 값을 적용한다.

|EOSOi,t - MGOi,t|≤ ε 이면, RAi,t = ARAi,t 이고,

그렇지 않으면 ARAi,t = MGOi,t

단, 급전지시 미달이 1시간 이내인 최초 거래시간은아래와 같이 조정된 값을   적용한다.

|EOSOi,t - MGOi,t|≤ ε 이면, RAi,t = ARAi,t 이고,

그렇지 않으면 ARAi,t= RAi,t - |EOSOi,t - MGOi,t|

여기서,

EOSOi,t는 전력거래소가 급전지시한 발전전력량으로 EOSOi,t는 12.아.1)에 의해 산정된 급전지시량을 적용한다.

[별표4] 입찰운영절차

6.3     입찰방법

6.3.7	변경 입찰 <조문번호 변경 2019.1.2.>

6.3.7.5	발전회원이 변경입찰을 해야 하는 경우를 예시하면 아래와 같다.

6.3.7.5.2	발전기 시험 및 고장

발전기 시험, 발전기 설비 고장 등의 사정으로 공급가능용량이 변경되었을 경우<개정 2013.4.30.>

<신 설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의 <개정 2020.7.1.>

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ARAi,t	공급가능용량 조정값 (Adjusted RAi,t)	MWh	고장정지, 급전지시 불응 및 지연 등에 대해 전력거래소가 재산정한 공급가능용량

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CRAi,t	고장정지공급가능용량 (Confirmed Re-offered Availability)	MWh	[별표4] 6.3.7.5.2 가. 발전기 고장정지 시 공급가능용량 변경 기준과 [별표4] 9.7.6.2 발전기 고장정지 시 공급가능용량 변경에 따라 계통운영담당자가 확인한 고장정지 시 공급가능용량

[별표2] 정산 기준

다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙<개정 2010.6.30., 2014.11.3., 2020.7.1>

4) 발전기 고장정지 시 공급가능용량의 조정 <신설 2020.7.1>

발전기 고장정지 시 공급가능용량은 [별표4] 6.3.7.5.2 가. 발전기 고장정지 시 공급능력 변경 기준과 [별표4] 9.7.6.2 고장정지 발전기 공급가능용량 변경 확인에 따라 아래와 같이 조정한다.

ARAi,t = Max(Min(RAi,t, CRAi,t), MGOi,t)

CRAi,t : 고장정지공급가능용량

5) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 <개정 2010.6.30., 번호변경 2014.11.3., 개정 2020.7.1>

① 급전지시량에 미달하여 발전하는 경우

발전기가 전력거래소 지시가 아닌 발전회사 사유로급전지시량에 미달되게 발전하고도 적정한 변경입찰을 하지 않은 경우 공급가능용량을 아래와 같이 조정한다.

|EOSOi,t - MGOi,t|≤ ε 이면,

ARAi,t = Max(Min(RAi,t, CRAi,t), MGOi,t) 이고,

그렇지 않으면 ARAi,t = MGOi,t

단, 급전지시 미달이 1시간 이내인 최초 거래시간은아래와 같이 조정된 값을 적용한다.

|EOSOi,t - MGOi,t|≤ ε 이면,

ARAi,t = Max(Min(RAi,t, CRAi,t), MGOi,t) 이고,

그렇지 않으면

ARAi,t= Max(Min(RAi,t, CRAi,t), MGOi,t) -

|EOSOi,t - MGOi,t|

여기서,

CRAi,t(고장정지공급가능용량)가 없을 경우는 RAi,t로 대체

EOSOi,t는 전력거래소가 급전지시한 발전전력량으로 EOSOi,t는 12.아.1)에 의해 산정된 급전지시량을 적용한다.

[별표4] 입찰운영절차

6.3     입찰방법

6.3.7	변경 입찰 <조문번호 변경 2020.7.1.>

6.3.7.5	발전회원이 변경입찰을 해야 하는 경우를 예시하면 아래와 같다.

6.3.7.5.2	발전기 시험 및 고장

발전기 시험, 발전기 설비 고장 등의 사정으로 공급가능용량이 변경되었을 경우<개정 2013.4.30.>

가. 발전기 고장정지 시 공급능력 변경 기준

1) 발전회원은 고장정지발생 거래일·거래시간(분 단위)부터 고장 복구된 거래일·거래시간(분 단위)까지 고장정지 발생시간 직전 마지막 입찰 공급가능용량 또는 고장복구시간 직전 발전기 정상상태를 가정한 마지막 사전 입찰 공급가능용량에서 매 거래시간별 정상운전기간(분 단위) 비율을 곱하여 변경입찰 한다.

가) 변경된 공급가능용량  = 고장정지 전 정상 입찰용량 × (정상운전기간(분) ÷ 60분)

단, 발전소 자체설비 이상으로 거래소의 출력지시와 다르게 운전 중 고장정지가 발생되어, 공급가능용량 산정이 불가능한 거래시간은 계량값으로 변경 입찰한다.

2) 복합발전은 GT 1대분 공급가능용량, ST의 공급가능용량 및 GT 1대 당 고장정지 또는 고장복구 시 파급되는 ST공급가능용량을 매 거래시간별 CC 입찰, GT 종합입찰 및 GT 입찰 운전대수를 고려하여 산정한다.

3) 이 경우, CC 입찰, GT 종합입찰은 개별 GT, ST의 정상운전기간(분 단위)에 따라 변경하며, GT 1대 당 고장정지 또는 고장복구로 파급되는 ST 공급가능용량은 정상운전 가능한 GT 대수에 따라 균등하게 변동되는 것으로 본다.

가)  GT 1대분 공급가능용량 = GT 종합입찰 ÷ GT 정상운전 대수

나) ST 공급가능용량 = CC 입찰–GT 종합입찰

다) GT 1대 당 고장정지 또는 고장복구로 파급되는 ST 공급가능용량 = ST 공급가능용량 ÷ GT 정상운전 대수

ARAi,t(고급가능용량 조정값) 정의 수정

CRAi,t(고장정지공급가능용량) 변수 정의

발전기 고장정지 시 공급가능용량의 조정 항목 신설

발전기 고장정지 시 공급가능용량 조문 신설에 따른 내용 조정

CRAi,t(고장정지공급

가능용량) 반영

발전기 고장정지 시 공급능력 변경 기준 마련(신설)

6.3.7.6	입찰시스템운영담당자는 6.3.6에 의하여 변경된 입찰 자료를 제출받는 즉시 중앙전력관제센터의 계통운영담당자와 운영발전계획담당자에게 전력거래시스템의 근거리통신망 또는 기타의 방법으로 전송하여야 한다.

6.3.7.7	입찰시스템운영담당자는 6.3.6에 의하여 변경된 입찰자료 사본을 가격결정발전계획담당자에게 전달하여 다음 거래일에 입찰 자료를 제출받지 아니한 경우에도 발전기의 공급가능용량이 적용될 수 있도록 하여야 한다.

9.7	입찰자료의 검토

9.7.1	전력거래소 입찰운영담당자는 입찰자료의 적정성에 대하여 검토하여야 하며, 부적정한 입찰자료는 적정한 자료로 조정하여 가격결정발전계획, 운영발전계획 및 정산에 사용토록 조치하여야 한다. 다만, 마감시간이후 입찰변경에 대한 적정성 검토는 계통운영담당자가 한다.

9.7.6	미자격 발전기의 입찰참여 확인

(이하 생략)

<신 설>

6.3.7.6	입찰시스템운영담당자는 6.3.7에 의하여 변경된 입찰 자료를 제출받는 즉시 중앙전력관제센터의 계통운영담당자와 운영발전계획담당자에게 전력거래시스템의 근거리통신망 또는 기타의 방법으로 전송하여야 한다.

6.3.7.7	입찰시스템운영담당자는 6.3.7에 의하여 변경된 입찰자료 사본을 가격결정발전계획담당자에게 전달하여 다음 거래일에 입찰 자료를 제출받지 아니한 경우에도 발전기의 공급가능용량이 적용될 수 있도록 하여야 한다.

9.7	입찰자료의 검토

9.7.1	전력거래소 입찰운영담당자는 발전회원 입찰 자료에 대해 9.7.3부터 9.7.8까지 항목을 검토하고, 부적정한 입찰 자료는 적정한 자료로 조정하여 가격결정발전계획 및 운영발전계획에 사용토록 조치하여야 한다. 다만, 9.7.6.1 및 9.7.8은 수요반응자원 전력거래시장 운영 담당자가 검토하고, 마감시간이후 입찰변경에 대한 검토는 계통운영담당자가 한다.

9.7.6	미자격 발전기의 입찰참여 확인

(이하 생략)

9.7.6.2	고장정지 발전기 공급가능용량 변경 확인

별표11. 실시간급전운영 절차 7.1.6에 따라 계통운영담당자는 고장정지발전기 호기와 고장정지발생 및 정상화 일시를 분 단위까지 전력거래시스템에 입력하면, 6.3.7.5.2 가.의 발전기 고장정지 시 변경입찰 기준에 따른 변경입찰 기준값이 자동으로 생성되고 이를 계통운영담당자가 확인한 고장정지 시 공급가능용량으로 간주한다.

조문번호 오 기재 정정(6.3.6은 중앙급전 구역전기발전기입찰내용임)

입찰운영담당자의 역할 구체화

계통운영담당자의 고장정지발전기 공급가능용량 변경 확인 절차 마련

부  칙

<신 설>

부 칙 (2020. X. X.)

제2조(고장정지 발전기 공급가능용량 변경확인에 대한 경과규정) 별표4의 제9.7.6.2조 규정에 의한 고장정지 시 발전기 공급가능용량 변경 확인은 공고일로부터 6개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

시스템 준비기간 확보

일간 전력수요예측시스템 기능개선을 위한 입력요소 변경(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 15시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.<개정 2014.11.3.>	제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 가격결정발전계획용 전력수요예측 결과를 거래일 전일 15시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.	수요예측 결과통지 범위 명확화
[별표 5] 7.1.2 자료입력 7.1.2.1 수요예측담당자는 수요예측시스템의 자료관리 데이터베이스(DB)에 아래의 자료를 입력한다. <개정 2006.1.26, 개정 2011.12.2> 1. 전일 시간대별 발전전력량(수요실적) 2. 전국 8대도시 최고, 최저 기온 및 조업률 현황 3. 제주 4개지역 최고, 최저 기온 단, 수요예측시스템 개선완료시까지는 전국 5대도시 최고, 최저 기온반영 4. 전일 시간대별 수요반응자원의 발전계획의 감축계획량 및 수요감축요청량 [신설 2014.11.3.]	[별표 5] 7.1.2 자료입력 7.1.2.1 수요예측담당자는 수요예측시스템의 자료관리 데이터베이스(DB)에 아래의 자료를 입력한다. <개정 2006.1.26, 개정 2011.12.2> 1. 전일 시간대별 발전전력량(수요실적) 2. 전국 8대도시 최고, 최저 기온 및 시간별 기온, 일사예보 3. 제주 4개지역 최고, 최저 기온 <삭제> 4. 전일 시간대별 수요반응자원의 발전계획의 감축계획량 및 수요감축요청량 [신설 2014.11.3.]	일간 전력수요예측시스템 기능개선에 따른 입력자료 추가 사용하지 않는 내용 삭제

고정출력 제약입찰 발전기에 대한 변경입찰 기준 명확화

현 행	개 정(안)
[별표 4] 입찰 운영 절차 7.11 제약운전 7.11.5 고정출력 및 상한제약은 연료량, 제약량, 공급가능용량과 동일해야 한다.[신설 2006.12.26.] <개정 2017.5.30.> 7.11.6 제약코드는 제약운전을 식별하기 위한 번호로서, 제약유형과 제약사유를 나타내는 번호를 조합하여 2자리 숫자로 표시한다. <개정 2009.12.31., 2014.11.3., 2017.5.30> ․ 첫째자리 : 1 하한제약, 2 고정출력, 3 상한제약 ․ 둘째자리 : 0 제약해제, 1 열공급, 2 연료의무사용, 3 시운전, 4 성능시험, 5 자체시험, 6 기타, 7 전력산업기반기금지원대상발전기 열공급, 8 석탄화력 계획예방정비 계통분리시 석탄저장조 잔여탄 소진, 9 대기오염물질 저감	[별표 4] 입찰 운영 절차 7.11 제약운전 7.11.5 고정출력 및 상한제약은 연료량, 제약량, 공급가능용량이 동일해야 한다.[신설 2006.12.26.] <개정 2017.5.30.> (신설)7.11.6 이때, 고정출력으로 입찰한 발전기의 발전량이 공급가능용량보다 허용오차를 초과해 작을 경우, 변경입찰을 통해 공급가능용량을 발전량으로 조정해야 한다. 7.11.7 제약코드는 제약운전을 식별하기 위한 번호로서, 제약유형과 제약사유를 나타내는 번호를 조합하여 2자리 숫자로 표시한다. <개정 2009.12.31., 2014.11.3., 2017.5.30> ․ 첫째자리 : 1 하한제약, 2 고정출력, 3 상한제약 ․ 둘째자리 : 0 제약해제, 1 열공급, 2 연료의무사용, 3 시운전, 4 성능시험, 5 자체시험, 6 기타, 7 전력산업기반기금지원대상발전기 열공급, 8 석탄화력 계획예방정비 계통분리시 석탄저장조 잔여탄 소진, 9 대기오염물질 저감
[별표 2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산. 12.기타정산 다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙 .....(중략)..... 4) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우	[별표 2] 정산기준 Ⅰ.발전사업자에 대한 정산. 12.기타정산 다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙 .....(중략)..... (신설) 5) 고정출력 제약입찰 발전기의 경우 발전량(MGOi,t)이 공급가능용량(RAi,t)보다 작을 경우 아래와 같이 조정한다 MGOi,t + ε 〈 RAi,t이면 ARAi,t=MGOi,t
	부 칙 (2020. X. X.) 제1조(시행일) 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 2개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.