전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	실계통기반 하루전시장의 자발적DR 규칙개정(안)	제21-3차 (2021. 9. 3)
2	전력계통 상정고장 기준관련 규칙개정(안)	상동
3	제주지역 REC 현물시장 거래가격 변환방식 개선을 위한 규칙개정(안)	상동
4	재생에너지 발전량 예측제도 보완을 위한 규칙개정(안)	상동
5	공급용량계수(ICF) 산정기준 개정(안)	상동
6	실계통기반 하루전시장 기대이익정산금 지급기준 개선(안)	상동
7	계절별 기동비용 산정을 위한 자료제출 시기 규칙개정(안)	상동
8	양수발전소 용량가격지급률 산정기준 개정(안)	상동

Ⅱ. 개정 내용

□  실계통기반 하루전시장의 자발적DR 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 차세대 전력시장 개편에 따른 자발적DR 운영방식 개선 필요

ㅇ 실계통기반 하루전시장 도입을 위한 규칙개정이 완료되어(’21.1), 가격결정발전계획 폐지되고 하루전발전계획으로 통합운영(‘22.1~)

나. 주요 개정내용

□ (입찰, 낙찰) 자발적DR로 통합 및 입찰·낙찰 시간 변경

[하루전시장의 DR제도개선안 요약표]

구 분		현 행	개 선
입찰	경제성DR	D-1 10시	D-1 14시 (자발적DR로 일괄입찰)
	피크수요DR/미세먼지DR	D-1 16시
낙찰	경제성DR	D-1 15시	D-1 20시 (부득이한 경우 D-1 24시까지)
	피크수요DR/미세먼지DR	D-1 18시
이행률 평가		자발적DR 프로그램별	자발적DR 일괄 하나로

□ (이행률 평가) 자발적DR 프로그램 구분 없이 합산하여 실적정산, 미이행 패널티 부과

□ (순편익가격) 신뢰도 제고를 위한 재공지 규정 추가

ㅇ 월별 순편익가격 공지(매월 시작일 D-2) 후 비용평가위원회 자료 변경 시 입찰 30분 전까지 순편익가격 변경 가능 조항 추가

□ (발전·환경기여도 비율) 8:2 고정값이 아닌 비용평가위원회 결과에 연동

다. 개정 효과

□ 자발적DR 제도개선으로 실계통기반 하루전 전력시장 대응

□ 차세대 전력시장에 적합한 안정적이고 효율적인 DR 입찰제도 운영

□  전력계통 상정고장 관련 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 현재 전력계통 상정고장 기준은 단일, 이중, 다중고장으로 구분하고, 각 고장별 고장유형을 명시하고 있으나, 이에 대한 정의가 명확하지 않아 계통검토 시 혼란을 초래함

□ 원활한 계통검토를 위하여 고장유형의 명확한 정의를 통해 수행업무에 대한 세부 근거를 마련하고 효율성을 증대하고자 함

나. 주요 개정내용

□ (다중고장 문구 명확화) 이중고장과 명확히 구분할 수 있도록 고장유형을 구체적으로 명시

【모선고장 유형 예시】

이중고장	다중고장
⦁모선에 접속된 송전선로에 고장발생 후 차단기의 차단실패로 모선까지 고장파급 ⦁해당 모선에 접속된 설비들이 모두 정지	⦁1개 모선에 고장 발생 후 모선간 차단기의 차단실패로 2개이상 모선에 동시고장 발생 ⦁고장난 모선들에 접속된 설비들이 모두 정지

다. 개정 효과

□ 계통검토 시 명확한 업무수행 근거 마련 및 업무효율 향상

□  제주지역 REC 현물시장 거래가격 변환방식 개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 육지·제주 신재생사업자의 수익 균형을 맞추기 위해 제주REC가 현물시장에서 거래될 때 육지-제주 간 SMP 차이를 반영한 변환금액으로 거래되도록 함

REC제주정산가격 = REC현물시장가격 - {(SMP제주 – SMP육지)÷가중치×1,000×0.9}

□ 이때‘전년도 연평균 SMP’를 반영하여 변환함에 따라 제주 REC가 생산되는 발전 월의 실제 육지, 제주 간 SMP 수익 차이를 반영하기 어렵고,

□ 특히 태양광의 경우 낮시간에만 발전하기 때문에(제주는 낮시간 SMP가 낮음) 변환산식에서 연평균 SMP 사용시 SMP 수익이 높은 것으로 반영되어 제주지역 REC 가격이 상대적으로 더 낮아지므로

□ REC 현물시장에서 제주지역 신재생사업자에 대한 REC 가격 변환방식을 합리적으로 개선하고자 함

나. 주요 개정내용

□ (제주지역 매도 REC) 동 REC가 발급된 발전 월의 해당 설비의 월별 정산단가와  육지의 평균SMP 차이 반영

구분	변환산식
신설	REC제주정산가격 = REC현물시장가격 - {(정산단가제주① – 정산단가육지②)*÷가중치×1,000×0.9} ① 정산단가제주는 해당 설비의 월별 정산단가(시간대별 SMP) ② 정산단가육지는 월별 육지 평균SMP

□ (경과조치) 개정사항은 시스템 보완 후 개정일로부터 3개월 이내 시행

다. 개정 효과

□ 육지·제주지역 신재생사업자의 실제 전력거래 수익 차이를 반영한 제주 REC 거래가격 형성 가능

□ REC 현물시장 제주 가격변환 방식의 합리적 개선으로 사업자 민원 해소

□  재생에너지 발전량 예측제도 보완을 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 출력 변동성 및 불확실성이 큰 재생에너지 증가에 대비해 재생에너지 발전량 예측제도 도입(’20.10월 개정)

□ 예측제도 실효성 파악 등을 위한 실증사업 시행 결과 도출된 보완 내용을 반영하여 제도의 완성도를 제고하고 원활한 시행을 도모하고자 함

나. 주요 개정내용

□ (등록 기준) 동일 사업자·발전원·변전소 조건 모두 만족 시 1기로 처리

□ (예측오차율 산정) 급전지시로 출력제어가 발생한 경우 해당시간대 제외

【출력제어 시 처리 예시】

(출력제어 발생 일시) 7월 5일 14:01 ~ 15:40

(출력제어 자원)      ➀ 태양광 개별자원(50MW)
➁ 예측형 집합전력자원 내 소규모 자원 2기(0.9MW, 0.5MW)

출력제어 자원	자원별 처리방안
	- 출력제어 발생 시, 개별자원 전체에 대해 전력시장 시간기준 15시, 16시의 예측오차율 산정 제외
	- 출력제어 발생 시, 집합전력자원 내 출력제어 발생자원(총 1.4MW)에 대해서만 15시, 16시 오차율산정 제외

□ (예측제도 등록시험) 등록시험 참여 중 설비용량이 20MW이하로 감소한 시간이 168시간 초과 시 등록시험 중단

□ (대상자원 기준개정) 주요자원 설비용량이 20MW이하가 될 경우, 대상 제외

□ (예측발전량 제출 가능 자원) ① 등록시험 자원, ② 등록된 대상자원, ③ 평가결과에 대한 이의신청 자원

□ 평가결과에 대한 이의신청 가능(이의신청 과정 이후 자격여부 확정 및 불변)

□ 대상자원 등록기간(3개월)의 평가결과, 탈락자원 확정 시(오차율 10%초과) 등록기간(3개월) 이후 기간*에 대한 정산금은 미지급(<참고3> 참조)

* 아래 참고자료 내“자격유지 여부 미결정 기간”을 뜻함

<참고3> 등록기간 및 자격유지 여부 미결정 기간

다. 개정 효과

□ 발전기 1기 기준의 합리화·명확화를 통해 예측제도 참여희망자 및 참여자의 혼란 방지

□ 설비이용률 및 예측오차율 산정식의 분모가 되는 설비용량의 실제화를 통해 설비의 고장·정비 등으로 인한 예측제도 상 유·불리 방지

□ 계통 사유로 재생에너지 발전기에 대한 출력제어 급전지시 발생 시, 이로 인한 특정 발전기에 대한 예측제도 상 불이익 예방

□ 기타 세부내용의 명확화 및 구체화로 제도의 효용성 제고

□  공급용량계수(ICF) 산정기준 개정(안)

가. 제안취지

□ 현재 공급용량계수(ICF) 산정에 사용되는 적정 공급용량은 제8차 수급계획의 최소 설비예비율*(13%)를 반영하여 최대부하의 1.13배로 정하고 있으나,

□ 제9차 수급계획의 설비예비율 기준 변경(최소 설비예비율 개념 미사용)에 따라 공급용량계수의 적정 공급용량 산정기준이 없는 상황

< 수급계획 설비예비율 개선내용 >

기존(8차)	개선(9차)
• 2가지 예비율 개념 : 적정, 최소 설비예비율 • 장기 예비율만 발표 : 계획기간 마지막해 기준 공급신뢰도 기준 신재생 변동성 대응 수요불확실 대응 공급불확실 대응 적 정 설 비 예 비 율 불확실성 대응 예비율 최소 예비율 (용량가격 적용)	• 단일 기준 예비율 설정 : 계획기준 예비율 • 구간별 예비율 발표 : 단기/중기/장기 용량적정성 확보 (공급신뢰도 기준) 유연적정성 확보 수요불확실 대응 공급불확실 대응 계획기준 예비율

나. 주요 개정내용

□ (시장기준예비율 도입) 수급계획의 최소 설비예비율(13%)을 대체하는 전력시장의 기준 “설비예비율” 신설

□ (적정공급용량 산정기준 개정) ‘시장기준예비율’ 이용하여 적정공급용량 산정

< 적정공급용량 산정기준 개선내용 >

현행	개선
적정공급용량 = 최대부하 × 1.13*	적정공급용량 = 최대부하 × (1+시장기준예비율)

□ (시장기준예비율 산정기준 신설) 시간대별 수요전망, 공급용량전망 및 공급전망에 대한 전력수급기본계획의 공급신뢰도 기준(LOLE* 0.3일/년)을 만족하는 설비예비율 산정(제2.4.3조 제4항6호)

* LOLE(Loss of Load Expectation) : 설비고장 등으로 인하여 공급부족 현상이 발생할 확률

ㅇ 세부 산정기준은 비용평가세부운영규정 의결 예정(‘21.9월)

< 시장기준예비율 산정기준 >

구분	산정기준
시간대별 수요전망 (6개 시나리오)	최근 3개년 각 기준수요1의 최대부하와 연간총수요가 각각 최대부하 및 연간총수요 전망치와 같도록 산정
시간대별 공급용량전망	발전기 공급용량2에 발전기 신규진입/폐지계획 반영, 예방정비계획 및 고장정지율 적용 - (중앙급전) 예방정비계획과 고장정지율 적용 - (수요자원/수력/비중앙/구역전기/HVDC) 피크저감효과, 피크기여도 반영
설비예비율	공급전망에 대한 공급신뢰도 기준(LOLE 0.3일/년)을 만족하도록 각 수요전망의 최대부하를 상향조정하여 산정 - (공급용량 - 최대부하 보정값) ÷ 최대부하 보정값

1) 기준수요 = 중앙(PPA, 구역전기 포함) 발전량 + 비중앙 발전량 + DR 실적 – HVDC 실적

2) 공급용량 = 중앙(PPA, 구역전기 포함) 공급용량 + 비중앙 발전량×(1+용량증가율(%))

+ DR 용량 – HVDC 공급능력

□ (시행시점) 비용평가위원회 의결 후

다. 개정효과

□ 적정 공급용량 산정기준에 관한 규정 명확화로 한전, 발전회사의 이해관계 상충 해소

□ 전력시장 여건을 반영한 “시장기준예비율” 도입으로 설비예비율에 따른 발전기 신규진입 및 퇴출신호 제공이라는 용량가격 본래의 기능 강화 및 전력시장 효율성 제고

□  실계통기반 하루전시장 기대이익정산금 지급기준 개선(안)

가. 제안취지

□ 하루전 발전계획의 낙찰량 대비 실시간 감발 발전량에 대해서는 기대이익정산금(MAP)으로 기회비용(SMP - 자기 변동비)을 보상하나,

□ 실시간에서 실제 감소한 발전량은 예비력으로 활용하므로 예비력용량가치정산금으로 이중보상 하는 문제가 발생하여 정산체계 개선 필요

나. 주요 개정내용

□ 하루전 발전계획 대비 감발 발전량은 기대이익정산금으로 보상하되, 예비력용량가치정산금의 해당 분은 제외*하도록 정산체계 개선

[하루전 발전계획 이후 감발 발전량에 대한 이중보상 예시]

다. 개정효과

□ 하루전 발전계획의 낙찰량 대비 실시간 감발 발전량에 기회비용을 이중보상하여 발전기의 발전량 공급 시보다 보상이 더 커져 감발하도록 유인하는 시장 시그널 방지

□ 해외 실시간·예비력시장에서도 발전기의 같은 용량을 다른 시장에 중복으로 입찰하여 이중으로 보상받는 것을 허용하지 않으므로 향후 도입하는 실시간시장 정산체계에 부합하도록 정산체계 개선

□  계절별 기동비용 산정을 위한 자료 제출시기 개정(안)

가. 제안 취지

□ 현행 전력시장운영규칙은 발전사업자가 기동비용 산정에 필요한 자료를 매 분기 시작 1개월 전에 제출하도록 하고 있으며, 분기별로 기동비용을 산정하고 있음

□ 비용규정에서 기동비용 산정을 위한 소내소비전력비의 분기별 적용계절과 판매사업자가 공표한 기본공급약관의 계절구분을 달리 적용, 소내소비 전력비의 전력량요금단가가 기본공급약관의 전력량요금 단가와 상이한 월 발생

구분	1/4분기			2/4분기			3/4분기			4/4분기
	1월	2월	3월	4월	5월	6월	7월	8월	9월	10월	11월	12월
비용규정	겨울철			봄·가을철			여름철			겨울철
공급약관	겨울철		봄·가을철			여름철			봄·가을철		겨울철

□ 비용위에서 기동비용 산정을 위해 적용하는 계절이 판매사업자가 공표한 기본공급약관의 계절구분과 일치되도록 현행 시장운영규칙의 자료제출 관련 규정 개정 필요

나. 주요 개정내용

□ (자료제출 시기 변경) 기동비용 산정을 위한 자료 제출 시기를 매 분기 시작 1개월 전에서 판매사업자 기본공급약관의 계절구분에 따른 계절 시작월의 2개월 전 말일로 변경

구 분	1월	2월	3월	4월	5월	6월	7월	8월	9월	10월	11월	12월
현행 (분기시작 1개월 전)		● (2분기)	(비용위)		● (3분기)	(비용위)		● (4분기)	(비용위)		● (1분기)	(비용위)
변경 (계절 시작월의 2개월 전 말일)	● (봄· 가을)	(비용위)		● (여름)	(비용위)		● (봄· 가을)	(비용위)	● (겨울)	(비용위)

다. 개정 효과

□ 실제 한전에 지급하는 전기요금을 기준으로 기동비용을 산정함으로써 정확한 발전비용에 기반한 시장정산금 보상체계 확립

□  양수발전소 용량가격지급률 산정기준 개정(안)

가. 제안취지

□ 양수발전기는 他전원에 비해 기동 및 응동특성*이 매우 우수하여 신재생에너지 확대에 따른 변동성 대응 자원으로서 필요성이 증대하고 있음

* 기동시간(급전지시 → 전출력) : 양수 3~6분 / LNG복합 : 60~120분

□ 이에 제9차 전력수급기본계획에 따라 신규양수 건설(1.80GW)을 추진 중이며, 안정적 건설기반 조성을 위해 차액계약을 계획 중임

* 영동(’30.12, 500MW), 홍천(‘32.12, 600MW), 포천(’34.12, 700MW)

□ 그러나, 차액계약 요건(양사간 리스크 헷지)에 충족되지 않아 협상이 지연되어 신규양수 적기 건설 차질이 우려됨에 따라 정부주도 계약시장위원회 및 총괄위원회 보고 완료(’21.7.9)후 개정을 추진

ㅇ 상부댐 저수용량 기준으로 발전가능한 시간(7.7시간)에만 용량정산금을 지급하여 현재 일반발전기의 32% 수준(지급률 0.32)으로 제한받고 있음

ㅇ  펌핑운전시간(01~08시)을 제외한 全 시간대에 대해 급전지시에 의한 상시 기동 / 운전을 통해 양수발전소 본연의 기능을 100% 수행하고 있음

나. 주요 개정내용

□ (지급률 삭제) 상부댐 총 저수용량 기준 계산되는 용량가격지급률 삭제

\

□ (용량정산금 정산식 개선) 펌핑운전시간(01~08) 외 발전지시 이행 가능시간대(09~24)에 대해 용량정산금 지급

< 개정내용 >

현행	개정(안)
다. 양수발전기 양수 발전기의 용량정산금(TPCPi)은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉, TPCPi,t = RAi,t × (PHCFi + β) × ζi × 1000 <신 설> PHCFi = RCPi × RCFi × PTCFi × FSFi	다. 양수발전기 양수 발전기의 용량정산금(TPCPi)은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉, TPCPi,t = RAi,t × (HCFi +β) × CPFi,t × 1000 여기서, CPFi,t = 거래시간 1시부터 8시까지는 ‘0’, 그 외 시간은 ‘1’ HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

□ (PTCF 개선) 용량정산금 지급시간대(09~24)와의 정합성 유지를 위해 발전지시 이행 가능시간대(09~24시) 개별 시간대별 TCF로 개선

< 개정내용 >

현행	개정(안)
PTCFi : 양수발전기별 거래일 발전실적 가중평균 TCF [eqn: rm PTCF _{i} = {sum _{t} ^{} (MGOi,t` TIMES `TCFt)} over {sum _{t} ^{} MGOi,t}] 단, [eqn: rm sum _{t} ^{} MGOi,t=0] 이면 [eqn: rm PTCF _{i} = & ( {sum _{t=9} ^{24} (TCF _{t} )} over {16} )]	(삭제)

다. 개정 효과

□ 양수의 전력계통 기여도에 부합하도록 용량정산금 지급기준을 현실화함으로써 기존 양수의 가치를 정상화하고 양수의 차액계약 체결조건 충족

□ 신재생 변동성 핵심 대응전원인 신규양수의 건설기반 조성(예비타당성 조건 충족)을 통해 신재생의 안정적 확대 기반 마련

(붙임) 현행 규칙 및 개정(안) 대비표

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□  실계통기반 하루전시장의 자발적DR 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제5장	전력계통 운영

제1절	운영발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14.>

제1절 발전계획

<2022.1.1.이내 본절명칭 변경예정>

제5.1.1조(운영발전계획의 수립)

① 생략

제5.1.1조(발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 효율적인 실시간 계통운영과 한계가격 산출을 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조, 제2.3.8조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 비중앙발전기의 예측발전량, 제12.4.2.8조 제2항의 기준수요 초과 및 제3항의 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분된 감축계획량, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다. <개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

②~⑥ 생략

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

①~③ 생략

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	(중략) ㅇ수요조정지원제도(주간예고) 시행 (이하 생략)	공급 예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영 예비력

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제1절  통칙

제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1~15. 생략

15. “자발적 수요감축”이라 함은 하루전발전계획에 따른 수요감축, 기준수요 초과에 따른 수요감축, 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 말한다.<개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

16~25. 생략

제12.2.2조(수요반응자원의 등록)

①~③ 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.] <개정 2020.7.8.>

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

3. 생략

⑤ 생략

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

<본절명칭변경 2021.1.1.>

제2관  자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1~2. 생략

2. 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 감축가능용량은 1MW-h 이상이어야 하며, 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래는 0.1MW-h 이상이어야 한다. <개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

3. 생략

② 전력거래소는 수요반응자원의 순편익가격을 매월 시작일로부터 2일전(실 근무일 기준)까지 공지하여야 한다.

③ 생략

③ 국민DR은 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에만 참여할 수 있으며, 주파수DR 및 플러스DR은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 다음 각 호에 따라 구분하여 제1호의 경우 거래일 전일 10시, 제2호 및 제3호의 경우 거래일 전일 16시까지 전력거래소에 제출하여야 한다. 단, 제2호 및 제3호의 거래는 하나의 입찰서로 제출하여야 한다. <개정 2019.12.31.>

1. 생략

1. 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

2~3. 생략

② 생략

③ 전력거래소는 제1항 각 호의 거래별 동일한 수요반응자원의 입찰서가 2개 이상 제출된 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. 단, 제6항에 따라 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 시스템에서 자동으로 제출되는 입찰서는 이 조항에도 불구하고 별도로 인정한다. <개정 2019.12.31.>

④~⑥ 생략

⑥ 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 입찰서가 제출된 수요반응자원이 하루전발전계획에서 거래시간별 최대감축용량보다 적게 전력부하감축계획량을 배분받은 시간대가 있을 경우, 수요관리사업자는 그 차이를 감축가능용량으로 하여 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 해당 수요반응자원의 입찰서가 자동 제출되도록 선택할 수 있다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제12.4.2.3조(입찰서의 내용)

① 생략

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 및 3호의 거래에 대한 입찰서 자동제출 여부 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다.<개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1~2. 생략

② 생략

② 기준수요 초과에 따른, 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 다음 각 호의 내용이 기재되어야 한다.[신설 2019.12.31.] <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1. 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량

2. 생략

2. 입찰에 참여하는 고객명세 (하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 입찰에 참여한 고객과 중복 불가) <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

3. 생략

3. 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 입찰에 참여한 전체 고객의 입찰 참여 여부 <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

③ 생략

1~2. 생략

③ 제12.4.2.2조 제6항에서 수요관리사업자의 선택에 따라 자동으로 제출되는 입찰서에는 다음 각 호의 내용이 기재된다.[신설 2019.12.31]

1. 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량 (하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 대한 입찰서의 거래시간별 최대감축용량과 제2.4.1조에 따라 수립된 하루전발전계획에서 배분받은 거래시간별 감축계획량의 차이로 작성) <개정 2021.1.1>

2. 입찰에 참여하는 고객명세 (하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 대한 입찰서와 동일하게 작성)<개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제12.4.2.6조(입찰제한) <본조 제목변경 2019.11.07.> ① 수요반응자원의 감축시행일별 평균 감축이행률이 제12.4.2.2조 제1항 각 호의 거래별로 80% 미만인 횟수가 3회 이상인 경우, 전력거래소는 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지  해당 수요반응자원의 입찰제한을 예고하여야 한다. <개정 2019.11.07., 2019.12.31>

② 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당하는 수요반응자원에 대하여 해당 사유가 발생한 거래일의 10일 후(실근무일 기준)부터 표준DR 및 중소형DR은 6개월, 국민DR은 1개월 동안 해당 거래의 입찰을 제한하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31>

③ 생략

제12.4.2.8조(감축계획량 산정)

①~② 생략

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① <신 설>

① 하루전발전계획에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.4.1조에 따라 수립된 하루전발전계획을 따른다. <개정 2021.1.1>

② 기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 하루전발전계획수립을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)으로 산정하며, 다음 각 호에 따라 수요자원별 감축계획량을 배분한다. <개정 2021.1.1.>

[시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 감축가능용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 감축가능용량으로 배분한다.

[eqn: DE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면,

DESRi,t = DESRAi,t

여기서,

DEt : 시간대별 기준수요 초과량

DESRAi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량

DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량

2. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 감축가능용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다.

[eqn: DE _{t} `<` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면,

DESRi,t =

[eqn: [(DESRA _{i,t} `-`min(DESRA _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(DE _{t} `- sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (DESRA _{i,t} -min(DESRA _{i,t} ,`1))} ``+`min(DESRA _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {DE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1)} ,`1)]

③ 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축계획량은 시간대별 미세먼지특별법 제18조에 따른 화력 발전기 출력감소량과 제21조에 따른 화력 발전기 출력감소량의 합(이하 “화력 발전기 출력감소량”으로 한다)으로 산정하며, 다음 각 호에 따라 수요반응자원별 감축계획량을 배분한다.

1. 거래시간별 전체 수요반응자원의 감축가능용량에서 제2항에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 감축가능용량에서 제2항에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다.

[eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} `-`DESR _{i,t} )]이면,

EMSRi,t = EMSRAi,t – DESRi,t

여기서,

EMt : 시간대별 화력 발전기 출력감소량

EMSRAi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축가능용량

EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량

2. 거래시간별 전체 수요반응자원의 감축가능용량에서 제2항에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 큰 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 감축가능용량에 비례하여 배분한다.

[eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} )]이면,

EMSRi,t =

[eqn: [`(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} `-`min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} -min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]

④ 제2항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제1호 및 제2호의 해당하는 시간에 배분하고 제3항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제3호의 해당하는 시간에 배분하는 것을 원칙으로 하나, 특별한 사유가 있을 경우 사전에 고지한 후 변경할 수 있다.

④ 제12.4.2.2조 제1항 각 호의 거래에 2개 이상 중복하여 참여하는 수요반응자원의 경우 전력부하감축거래량은 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래, 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래, 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 순서로 우선하여 평가한다. <개정 2021.1.1>

[시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1. 하계 수급대책기간 평일 13시부터 20시 사이

2. 동계 수급대책기간 평일 09시부터 20시 사이(12시~13시 제외)

3. 평일 06시부터 21시 사이(12시~13시 제외)

⑤ 생략

⑤ 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 제1항에 따라 산출된 거래시간별 전력부하감축거래량은 최소 0 이상 최대 감축계획량 이하로 제한하여 평가한다. 다만, 해당 거래일에 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에만 참여한 수요반응자원의 경우 제1항에 따라 산출된 거래시간별 전력부하감축거래량을 모두 인정하여 평가한다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가

<본절명칭변경 2021.1.1.>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가 <본관명칭변경 2021.1.1.>

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가)

①~④ 생략

④ 제12.4.2.2조 제1항 각 호의 거래에 2개 이상 중복하여 참여하는 수요반응자원의 경우 전력부하감축거래량은 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래, 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래, 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 순서로 우선하여 평가한다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

⑤ 생략

⑤ 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 제1항에 따라 산출된 거래시간별 전력부하감축거래량은 최소 0 이상 최대 감축계획량 이하로 제한하여 평가한다. 다만, 해당 거래일에 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에만 참여한 수요반응자원의 경우 제1항에 따라 산출된 거래시간별 전력부하감축거래량을 모두 인정하여 평가한다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

⑥ 생략

부  칙 <신 설>

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
DSLRi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축인정량 (Demand excess Scheduled Load Reduction)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
DSLRCi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 감축산정량 (Demand excess Scheduled Load Reduction Computation)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량
DSLRPi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 계획감축량정산금 (Demand excess Scheduled Load Reduction Payment)	원	기준수요 초과에 따른 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액
DSRi,t	기준수요 초과에 따른 거래시간별 계획감축량 (Demand excess Scheduled Reduction)	MW-h	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량
DSRFi,c,t	기준수요 초과에 따른 거래 참여 지수 (Demand excess Scheduled Reduction Flag)	-	기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래 참여 여부 지수
ESLRi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축인정량 (Environmental Scheduled Load Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
ESLRCi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 감축산정량 (Environmental Scheduled Load Reduction Computation)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량
ESLRPi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 계획감축량정산금 (Environmental Scheduled Load Reduction Payment)	원	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액
ESRi,t	미세먼지 저감을 위한 거래시간별 계획감축량 (Environmental Scheduled Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량
ESRFi,c,t	미세먼지 저감을 위한 거래 참여 지수 (Environmental Scheduled Reduction Flag)	-	미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래 참여 여부 지수
PDSRi,t	가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량 <2022.1.1.이내 개정 예정> 하루전발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량 (Price setting Scheduled Reduction except Demand excess Scheduled Reduction)	MW-h	가격결정발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량 <2022.1.1.이내 개정 예정> 하루전발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량
PESRi,t	미세먼지 저감을 위한 계획감축량을 제외한 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량 <2022.1.1.이내 개정 예정> 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 제외한 하루전발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량 (Price setting Scheduled Reduction except Environmental Scheduled Reduction)	MW-h	미세먼지 저감을 위한 수요감축을 제외한 가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량 <2022.1.1.이내 개정 예정> 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 제외한 하루전발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량
PSLRi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축인정량 (Price setting Scheduled Load Reduction)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량
PSLRCi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 감축산정량 (Price setting Scheduled Load Reduction Computation)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 감축산정량
PSLRPi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량정산금 (Price setting Scheduled Load Reduction Payment)	원	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액
PSRi,t	가격결정발전계획에 따른 거래시간별 계획감축량 (Price setting Scheduled Reduction)	MW-h	가격결정발전계획에 포함된 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량
PSRFi,c,t	가격결정발전계획에 따른 거래 참여 지수 (Price Setting Scheduled Reduction Flag)	-	가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래 참여 여부 지수
<신 설>

[별표 4]

입찰 운영 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차 ∙

6.0	입찰절차

6.3     입찰방법

6.3.8	전력부하감축(증대)입찰 [신설 2014.11.3.] <조문번호 변경 2019.1.2.> <개정 2021.1.1>

6.3.8.2  생략

6.3.8.2  하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 수요관리사업자가 입찰하는 수요반응자원의 감축가격은 월별 수요반응자원 순편익가격 이상이어야 한다. [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

6.3.8.3	가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다. <개정 2019.12.31.>

6.3.8.3	하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다. <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

7.0    입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 제외) <개정 2019.1.2.>

7.6	생략

7.6.3   최대감축용량(단위 : MW) [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 최대 감축용량은 입찰서의 마지막 구간의 감축가능용량으로 처리한다.

7.7	생략

7.7.1	최소감축용량(단위 : MW) [신설 2014.11.3.] <개정 2019.12.31>

수요반응자원의 최소감축용량은 입찰서의 첫 구간의 감축가능용량으로 처리한다. 단, 제12.4.2.2조 제1항 제2호 기준수요 초과 및 제3호 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우 적용하지 아니한다.

9.0	입찰시 유의사항 <조문번호 변경 2019.1.2.>

9.1	입력 자리수

9.1.1	생략

9.1.1	공급가능용량, 재선언공급가능용량, 제약운전 공급가능용량, 최대발전용량, 최소발전용량, GF 상/하한, AGC 상/하한, 일일최대기동횟수, 최소출력 기준 GT 대수, GT 호기별 운전정보, GT 기동우선순위, GT 입찰 대비 단독운전가능 용량비, 양수 예상수요, 하루전결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에서 최대감축용량, 최소감축용량, 감축가능용량은 정수(소수점 이하 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다.<개정 2014.11.3., 2019.12.31.,2020.10.1., 2021.1.1> [시행일 ㅈ: 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

9.1.2	출력증가율, 출력감소율, 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축가능용량은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다. <개정 2019.12.31.>

[별표 8]

[별표 8] 정산 및 결제 절차 ∙

정산 및 결제 절차

7.0 절차

7.1.5 수요반응자원의 의무감축용량(ORC), 자발적 수요감축에 따른 계획감축량(PSR, DSR, ESR), 자발적 수요증대에 따른 계획증대량(RSI), 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량(DR), 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량(FR), 국민DR 고객기준부하(CBL), 국민DR 사용전력량(ME)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(kWh까지 계산) [신설 2014.11.3.] <개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.1.1.>

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

5.0   용어의 정의

5.5     “수요조절시행사업자” : 수요조절(긴급절전) 및 주간예고 등을 시행하는 사업자를 말한다. <개정 2011.12.2, 2012.12.3>

7.0    절 차

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3., 2019.12.13.>

1~3. 생략

4. 수요조절시행사업자는 수요조정지원제도(주간예고)를 시행한다. <개정 및 번호 변경 2014.11.3.> <개정 2015.9.30.>

5~9. 생략

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준 ∙

수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

가. 생략

가. 하루전발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산

<개정 2021.1.1> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

나. 기준수요 초과에 따른 계획감축량에 대한 정산

다. 미세먼지 저감을 위한 계획감축량에 대한 정산

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.31.> <번호변경 2020.11.01.>

가. 생략

1) 생략

1) 하루전발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

2) 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

3) 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산

나. 생략

6~7. 생략

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

생략

자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산은 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액(PSLRPi,t), 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액(DSLRPi,t), 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액(ESLRPi,t)을 합산하여 정산한다. 또한 감축량 산정 시에는 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 감축(DLRi,t), 하루전발전계획에 따른 감축(PSLRi,t), 기준수요 초과에 따른 감축(DSLRi,t), 미세먼지 저감을 위한 감축(ESLRi,t) 순으로 감축량을 산정한다.

<개정 2021.1.1> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

SLRPi,t = PSLRPi,t + DSLRPi,t + ESLRPi,t

여기서,

SLRPi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

PSLRPi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

DSLRPi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

ESLRPi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 감축이행량 제외

① 자발적 수요감축에 따른 감축량 산정

② 하루전발전계획에 따른 감축량 산정

③ 기준수요 초과에 따른 감축량 산정

하루전발전계획에 따른 감축량 제외

④ 미세먼지 저감을 위한 감축량 산정

기준수요 초과에 따른 감축량 제외

SLRPi,t = PSLRPi,t + DSLRPi,t + ESLRPi,t

여기서,

SLRPi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

PSLRPi,t : 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

DSLRPi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

ESLRPi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

가. 생략

생략

가. 하루전발전계획에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2021.1.1.>

하루전발전계획에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

PSLRPi,t = PSLRi,t × SMPt × 1000

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

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

PSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PSCLRi,t × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

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

PSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

PSLRPi,t : 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

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

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

PSRi,t	: 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

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

PSCLRi,c,t : 하루전발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

PSRFi,c,t : 시간대별 하루전발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

RDSCBLi,t : 국민DR의 발전계획 감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDSMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RDCBLi,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 국민DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

수요반응자원의 거래일 하루전발전계획에 따른 계획감축량정산금(PSLRPi)은 다음과 같다.

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

나. 생략

생략

나. 기준수요 초과에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2021.1.1.>

기준수요 초과에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축이행량에 대해 우선적으로 정산하고, 하루전발전계획에 따른 계획감축량을 배분받은 거래시간과 중복되는 경우에는 하루전발전계획에 따른 계획감축량을 우선적으로 정산한다.

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]

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

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

DSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DSCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PDSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PDCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

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

DSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × DSRFi,c,t × (1 - PSRFi,c,t)

PDCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × DSRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

DSLRPi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

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

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

DSRi,t	: 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSRi,t	: 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

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

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

DSCLRi,c,t : 기준수요 초과에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PSCLRi,c,t : 하루전발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PDCLRi,c,t : 하루전발전계획 및 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

DSRFi,c,t : 시간대별 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

PSRFi,c,t : 시간대별 하루전발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

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

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

수요반응자원의 거래일 기준수요 초과에 따른 계획감축량정산금(DSLRPi)은 다음과 같다.

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

다. 생략

생략

다. 미세먼지 저감을 위한 계획감축량에 대한 정산

미세먼지 저감을 위한 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축이행량에 대해 우선적으로 정산하고, 하루전발전계획에 따른 계획감축량 및 기준수요 초과에 따른 계획감축량을 배분받은 거래시간과 중복되는 경우에는 하루전발전계획에 따른 계획감축량 및 기준수요 초과에 따른 계획감축량을 우선적으로 정산한다. <개정 2021.1.1.>

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]

DSLRi,t <삭제 2020.7.8.>

PSLRi,t <삭제 2020.7.8.>

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

ESRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]ESCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

DSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]DSCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PESRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PECLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PDSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PDCLRi,t × (1-RDFi)} ÷ 1000

PSRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]PSCLRi,t × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

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

ESCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × ESRFi,c,t × (1 - PSRFi,c,t)

DSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × DSRFi,c,t × (1 - PSRFi,c,t)

PSCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t

PECLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × ESRFi,c,t

PDCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × DSRFi,c,t

DCLRi,c,t = (DCBLi,c,t – MEi,c,t)

PECLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × ESRFi,c,t

PDCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × PSRFi,c,t × DSRFi,c,t

DCLRi,c,t = (DCBLi,c,t – MEi,c,t)

여기서,

ESLRPi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

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

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

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

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

ESRi,t	: 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

DSRi,t	: 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSRi,t	: 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

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

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

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

ESCLRi,c,t : 미세먼지 저감을 위한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DSCLRi,c,t : 기준수요 초과에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PSCLRi,c,t : 하루전발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PECLRi,c,t : 하루전발전계획 및 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PDCLRi,c,t : 하루전발전계획 및 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

ESRFi,c,t : 미세먼지 저감을 위한 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

DSRFi,c,t : 시간대별 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

PSRFi,c,t : 시간대별 하루전발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

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

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

수요반응자원의 거래일 미세먼지 저감에 기여한 하루전발전계획에 따른 계획감축량정산금(ESLRPi,t)은 다음과 같다.

[eqn: rm ESLRP _{i} = sum _{t} ^{} ESLRP _{i,t}]수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

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

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

DSCLRi,c,t : 기준수요 초과에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PSCLRi,c,t : 하루전발전계획에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

PDCLRi,c,t : 하루전발전계획 및 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 중복으로 참여한 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

DSRFi,c,t : 시간대별 기준수요 초과에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

PSRFi,c,t : 시간대별 하루전발전계획에 따른 자발적 수요감축에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1 아니면 0)

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

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

수요반응자원의 거래일 기준수요 초과에 따른 계획감축량정산금(DSLRPi)은 다음과 같다.

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.3., 2020.7.8., 2021.1.1> <번호변경 2020.11.01.>

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1.>

생략

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 실적위약금(PPCi,t)은 하루전발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi,t), 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(DPPCi,t) 및 미세먼지 저감을 위한 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(EPPCi,t)을 합하여 정산한다.

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

1) 생략

생략

1) 하루전발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1>

하루전발전계획에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금(PPPCi,t)은 하루전발전계획에 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 : 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

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

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

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

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

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

2) 생략

생략

2) 기준수요 초과에 따른 계획감축량 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1.>

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 하루전발전계획과 기준수요 초과에 따른 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

PSLRCi,t : 하루전발전계획에 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}]

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

3) 생략

생략

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 하루전발전계획과 미세먼지 저감을 위한 수요자원거래에 중복하여 참여한 참여고객의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PSLRCi,t : 하루전발전계획에 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}]

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

6. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1> <번호변경 2020.11.01.>

생략

하루전발전계획에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 하루전발전계획의 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉,

PSSRi,t => 0 이고, NPSI = 0 이면

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( PSRi,t – DLRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 - PSLRPi,t} , 0]

<개정 2015.9.30.>

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

여기서,

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

PSRi,t	: 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

PSLRPi,t : 하루전발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

Ⅵ. 수요반응자원의 연료전환성과계수 [신설 2019.12.31.] <번호변경 2021.1.1.>

수요반응자원의 연료전환성과계수는 고정연료전환성과계수와 차등연료전환성과계수로 나누어 산정한다. 또한 발전기여도와 환경기여도를 8:2의 비중으로 합하여 산출하고 소수점 다섯째자리에서 반올림하여 넷째자리까지 산출한다. 즉,

연료전환성과계수 = 발전기여도×0.8 + 환경기여도×0.2

3. 수요반응자원의 발전기여도

생략

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간

수요반응자원의 최대감축가능시간은 해당 거래기간의 전력거래중인 전체 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 감축계획량의 합을 일별 전체 수요반응자원의 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉,

[eqn: 최대`감축가능시간`=# `# sum _{d} ^{거래기간} {sum _{i} ^{전체자원} sum _{t} ^{d} (RSO _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+PSSR _{i,t} +DSSR _{i,t} +ESSR _{i,t} )} over {sum _{i} ^{전체자원} ORC _{i,d}}]

여기서,

RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별  전력수요 의무감축요청량(MW-h)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

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

PSSRi,t : 하루전발전계획에 따른 거래시간별 감축계획량(MW-h) <개정 2021.1.1.>

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

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

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

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

다. 수요반응자원의 실적감축시간 <개정 2020.7.8.>

생략

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 하루전발전계획에 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.

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

[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)

PSLRi,t : 하루전발전계획에 따른 거래시간별 감축인정량(MW-h) <개정 2021.1.1.>

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

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)

PSLRCi,t : 하루전발전계획에 따른 거래시간별 감축산정량(MW-h) <개정 2021.1.1.>

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

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

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

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[별지 제103호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2020.11.01., 2021.1.1>

○ 초기	정산금 통지서
○ 최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-000-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

1. 수요반응자원의 전력거래 정산금 내역
11 전력부하감축거래량 111 가격결정발전계획에 따른 감축거래량 112 기준수요 초과에 따른 감축거래량 113 미세먼지 저감을 위한 감축거래량 114 전력수요 의무감축요청에 따른 감축거래량 115 주파수 하락에 따른 감축거래량 12 전력부하증대거래량	kWh kWh kWh kWh kWh kWh kWh
13 실적정산금 131 가격결정발전계획 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 132 기준수요 초과에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 133 미세먼지 저감을 위한 감축량 정산금 과세분 비과세분 134 전력수요 의무감축이행량정산금 과세분 비과세분 135 주파수연계 감축량 정산금 과세분 비과세분 136 주파수연계 설비 운전유지비용 정산금 과세분 비과세분 137 가격결정발전계획 감축량추가정산금 과세분 비과세분 138 자발적 수요증대에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분	원원원원원원원원원원원원원원원원
14 기본정산금 141 고정기본정산금 과세분 비과세분 142 차등기본정산금 과세분 비과세분	원 원 원 원
2. 위약금 내역
21 발전계획의 감축 미이행량 211 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 212 기준수요 초과 감축계획 미이행량 213 미세먼지 저감 감축계획 미이행량	kWh kWh kWh
22 전력수요 의무감축요청의 감축 미이행량	kWh
23 실적위약금 231 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 232 기준수요 초과 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 233 미세먼지 저감 감축계획 미이행량 과세분 비과세분	원 원 원 원 원 원
24 기본위약금 241 고정기본위약금 과세분 비과세분 242 차등기본위약금 과세분 비과세분	원원원원
3. 수수료	원
31 전력거래수수료	원

[별지 제104호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.0.>

전력거래대금 등	○ 청구서
	○ 수정청구서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2 실적정산금 21 가격결정발전계획 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 22 기준수요 초과에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 23 미세먼지 저감을 위한 감축량 정산금 과세분 비과세분 24 전력수요 의무감축이행량 정산금 과세분 비과세분 25 주파수연계 감축량 정산금 과세분 비과세분 26 주파수연계 설비 운전유지비용 정산금 과세분 비과세분 27 가격결정발전계획 감축량추가정산금 과세분 비과세분 28 자발적 수요증대에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 31. 고정기본정산금 과세분 비과세분 32. 차등기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 411 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 412 기준수요 초과 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 413 미세먼지 저감 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 42 기본위약금 421 고정기본위약금 과세분 비과세분 422 차등기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

[별지 제105호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2016.12.30., 2020.11.01., 2021.1.1>

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 통보하오니, ○○○○년 ○○월 ○○일까지 전력거래소에 청구하여 주시기 바랍니다.

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2 실적정산금 21 가격결정발전계획 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 22 기준수요 초과에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 23 미세먼지 저감을 위한 감축량 정산금 과세분 비과세분 24 전력수요 의무감축이행량 정산금 과세분 비과세분 25 주파수연계 감축량 정산금 과세분 비과세분 26 주파수연계 설비 운전유지비용 정산금 과세분 비과세분 27 가격결정발전계획 감축량추가정산금 과세분 비과세분 28 자발적 수요증대에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 31 고정기본정산금 과세분 비과세분 32 차등기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 411 가격결정발전계획 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 412 기준수요 초과 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 413 미세먼지 저감 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 42 기본위약금 421 고정기본위약금 과세분 비과세분 422 차등기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

제5장	전력계통 운영

제1절	운영발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14.>

제1절 발전계획

<2022.1.1.이내 본절명칭 변경예정>

제5.1.1조(운영발전계획의 수립)

① 현행과 동일

제5.1.1조(발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 효율적인 실시간 계통운영과 한계가격 산출을 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조, 제2.3.8조 및 제14.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 비중앙발전기의 예측발전량, 제12.4.2.8조 제1항 제2호의 기준수요 초과 및 제3호의 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분된 감축계획량, 제12.7.2.8조 제1항의 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에서 배분된 증대계획량, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

②~⑥ 현행과 동일

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

①~③ 생략

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	(중략) ㅇ<삭제 2021.9.0.> (이하 생략)	공급 예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영 예비력

제12장  수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제1절  통칙

제12.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

1~15. 현행과 동일

15. “자발적 수요감축”이라 함은 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요감축, 기준수요 초과에 따른 수요감축, 미세먼지 저감을 위한 수요감축을 말한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

16~25. 현행과 동일

제12.2.2조(수요반응자원의 등록)

①~③ 현행과 동일

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.] <개정 2020.7.8.>

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	홀수년도 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

3. 현행과 동일

⑤ 현행과 동일

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

<본절명칭변경 2021.1.1.>

제2관  자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1~2. 현행과 동일

2. 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 감축가능용량은 0.1MW-h 이상이어야 한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

3. 현행과 동일

② 전력거래소는 수요반응자원의 순편익가격을 매월 시작일로부터 2일전(실 근무일 기준)까지 공지함을 원칙으로 한다. 단, 순편익가격 공지 후 비용평가위원회 의결 자료의 변경 시 매월 시작일로부터 1일전(실 근무일 기준)의 제12.4.2.2조 제1항에 따른 입찰서 제출 마감시간 30분 전까지 순편익가격을 고지한 후 변경할 수 있다. <개정 2021.9.0.>

③ 생략

③ 주파수DR 및 플러스DR은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 거래일 전일 14시까지 하나의 입찰서로 전력거래소에 제출하여야 한다. <개정 2019.12.31., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1. 현행과 동일

1. 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래 <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

2~3. 현행과 동일

② 현행과 동일

③ 전력거래소는 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 입찰서가 2개 이상 제출된 경우에는 마감시간 이전에 제출된 입찰서 중 마감시간으로부터 가장 가까운 시기에 제출된 입찰서를 유효한 입찰서로 인정한다. <개정 2019.12.31., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

④~⑥ 현행과 동일

⑥ 자발적 수요감축에 입찰한 수요반응자원이 기준수요 초과 및 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합이 그 시간대의 최대감축용량 미만일 경우, 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합을 동시간대 최종구간 감축가능용량에서부터 차감 후 잔여 감축가능용량(소수점 이하 버림)으로 작성한 수정 입찰서를 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래에 자동 제출한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제12.4.2.3조(입찰서의 내용)

① 현행과 동일

제12.4.2.3조(입찰서의 내용) ① 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 대하여 제출하는 입찰서에는 수요반응자원의 감축가능용량, 수요반응자원의 참여고객 중 당일 입찰에 참여하는 고객 명세 및 다음 각 호에서 정하는 기술적 특성 등을 기재하여야 한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1~2. 현행과 동일

② 현행과 동일

② <삭제 2021.9.0.>

[시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

1. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

2. 현행과 동일

2. <삭제 2021.9.0.>

[시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

3. 현행과 동일

3. <삭제 2021.9.0.>

[시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

③ 현행과 동일

1~2. 현행과 동일

③ <삭제 2021.9.0.>

1. <삭제 2021.9.0.>

2. <삭제 2021.9.0.>

[시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정

제12.4.2.6조(입찰제한) <본조 제목변경 2019.11.07.> ① 수요반응자원의 자발적 수요감축 감축시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 횟수가 3회 이상인 경우, 전력거래소는 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지  해당 수요반응자원의 입찰제한을 예고하여야 한다. <개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

② 전력거래소는 입찰제한 요건에 해당하는 수요반응자원에 대하여 해당 사유가 발생한 거래일의 10일 후(실근무일 기준)부터 표준DR 및 중소형DR은 6개월, 국민DR은 1개월 동안 해당 거래의 입찰을 제한하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31>

③ 현행과 동일

제12.4.2.8조(감축계획량 산정)

①~② 현행과 동일

제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 다음 각 호에 따라 산정한 거래별 감축계획량을 합한 값으로 한다. [신설 2021.9.0.]

SSRi,t = PSSRi,t + DESRi,t + EMSRi,t

여기서,

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

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

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

1. 하루전발전계획의 가격결정에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제5.1.1조에 따라 수립된 하루전발전계획을 따른다. <개정 2021.1.1.> <항번호 변경 및 개정 2021.9.0.>

2. 기준수요 초과에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 하루전발전계획수립을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)으로 산정하며, 다음 각 목에 따라 수요자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR은 기준수요  초과에 따른 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다. <개정 2021.1.1.> <항번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

가. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량으로 배분한다. <호번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

[eqn: DE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면,

DESRi,t = DESRAi,t

여기서,

DEt : 시간대별 기준수요 초과량

DESRAi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 최대감축용량

DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량

나. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. <호번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

[eqn: DE _{t} `<` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면,

DESRi,t =

[eqn: [(DESRA _{i,t} `-`min(DESRA _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(DE _{t} `- sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (DESRA _{i,t} -min(DESRA _{i,t} ,`1))} ``+`min(DESRA _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {DE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1)} ,`1)]

3. 미세먼지 저감을 위한 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 시간대별 미세먼지특별법 제18조에 따른 화력 발전기 출력감소량과 제21조에 따른 화력 발전기 출력감소량의 합(이하 “화력 발전기 출력감소량”으로 한다)으로 산정하며, 다음 각 목에 따라 수요반응자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다. <항번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

가. 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 작거나 같을 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값으로 배분한다. <호번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

[eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} `-`DESR _{i,t} )]이면,

EMSRi,t = EMSRAi,t – DESRi,t

여기서,

EMt : 시간대별 화력 발전기 출력감소량

EMSRAi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 최대감축용량

EMSRi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량

나. 거래시간별 전체 수요반응자원의 최대감축용량에서 제2호에 따른 감축계획량을 제외한 값이 동일 거래시간의 화력 발전기 출력감소량보다 큰 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 최대감축용량에 비례하여 배분한다.  <호번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

[eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} )]이면,

EMSRi,t =

[eqn: [`(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} `-`min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} -min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]

④ <삭제 2021.9.0.>

④ <삭제 2021.9.0.>

1. <삭제 2021.9.0.>

2. <삭제 2021.9.0.>

3. <삭제 2021.9.0.>

⑤ 현행과 동일

⑤ 전력거래소는 제1항에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량 배분 결과를 거래일 전일(실근무일 기준) 20시까지 수요반응자원 전력거래시스템을 통해 수요관리사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 통지할 수 있다. <항번호 변경 및 개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가

<본절명칭변경 2021.1.1.>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가 <본관명칭변경 2021.1.1.>

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가)

①~④ 현행과 동일

④ <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

⑤ 현행과 동일

⑤ 제12.4.2.6조의 입찰제한 조치를 위한 자발적 수요감축 감축시행일별 평균 감축이행률은 해당 거래일 자발적 수요감축에 참여하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량의 합을 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 감축계획량의 합으로 나눈 값으로 산출한다. 즉,

평균 감축이행률i,d = [eqn: {sum _{t IN d} ^{} SR _{i,t}} over {sum _{t IN d} ^{} SSR _{i,t}} `]

SRi,t = [eqn: sum _{c IN i} ^{}](SCLRi,c,t) ÷ 1000

SSRi,t = PSSRi,t + DESRi,t + EMSRi,t

여기서,

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

⑥ 현행과 동일

부  칙 (OOOO.OO.OO.)

제1조(시행일) 이 규칙은 2021.9.0.부터 시행한다.

제2조(실계통기반 하루전시장의 자발적DR 규칙개정 사항에 대한 경과조치) 제5장, 제12장, 별표4, 별표8, 별표26, 별지 제103호서식, 별지 제104호서식, 별지 제105호서식의 실계통기반 하루전시장 자발적DR 개정과 관련된 규정은 제1조에 의한 시행일로부터 1년 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

제3조(수요반응자원의 입찰제한 횟수 산정 경과조치) 제12.4.2.6조의 수요반응자원 자발적 수요감축에 대한 입찰제한 예고 조치는 8차년도 거래기간(2021년 12월 1일~2022년 11월 30일)에 한해 다음 각 호를 합산하여 3회 이상인 경우시행한다.

1. 2021년 12월 1일~제2조에 의거한 수요반응자원 전력거래시스템 공지일의 직전일까지의 가격결정발전계획에 따른 수요감축 감축시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 횟수

2. 제2조에 의거한 수요반응자원 전력거래시스템 공지일~2022년 11월 30일의 자발적 수요감축 감축시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 횟수

제4조(수요반응자원의 실적감축시간 산정 경과조치) 별표26의 수요반응자원의 실적감축시간은 8차년도 거래기간(2021년 12월 1일~2022년 11월 30일)에 한해 다음 각 호를 합산하여 산정한다.

1. 2021년 12월 1일~제2조에 의거한 수요반응자원 전력거래시스템 공지일의 직전일까지의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청(감축시험 및 감축재시험은 제외)에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 가격결정발전계획에 따른 거래일별 감축량, 기준수요 초과에 따른 거래일별 감축량, 미세먼지 저감을 위한 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 해당 기간에 대해 합산한 값

2 제2조에 의거한 수요반응자원 전력거래시스템 공지일~2022년 11월 30일의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청(감축시험 및 감축재시험은 제외)에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 자발적 수요감축에 따른 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 해당 기간에 대해 합산한 값

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
<삭 제> <2022.1.1.이내 개정 예정>
SSRi,t	자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h) (Self-Participating Scheduled Reduction) <2022.1.1.이내 신설 예정>	MW-h	자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 <2022.1.1.이내 신설 예정>

[별표 4]

입찰 운영 절차

[별표 4] 입찰 운영 절차 ∙

6.0	입찰절차

6.3     입찰방법

6.3.8	전력부하감축(증대)입찰 [신설 2014.11.3.] <조문번호 변경 2019.1.2.> <개정 2021.1.1>

6.3.8.2  현행과 동일

6.3.8.2  자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 수요관리사업자가 입찰하는 수요반응자원의 감축가격은 월별 수요반응자원 순편익가격 이상이어야 한다. <개정 2021.9.0.> [시행일 : 2022.1.1. 이내 시행예정]

6.3.8.3	가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다. <개정 2019.12.31.>

6.3.8.3	자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 참여하는 경우, 구간별 감축가능용량 및 감축가격이 증가하도록 입찰하여야 한다. <개정 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

7.0    입찰서의 내용(중앙급전 구역전기발전기 제외) <개정 2019.1.2.>

7.6	현행과 동일

7.6.3   최대감축용량(단위 : MW) [신설 2014.11.3.] <개정 2021.9.0.>

수요반응자원의 최대 감축용량은 입찰서의 마지막 구간의 감축가능용량으로 처리한다. 단, 하나의 구간으로만 입찰서가 제출된 경우에는 첫 구간의 감축가능용량을 최대감축용량으로 한다. [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

7.7	현행과 동일

7.7.1	최소감축용량(단위 : MW) [신설 2014.11.3.] <개정 2019.12.31., 2021.9.0.>

수요반응자원의 최소감축용량은 입찰서의 첫 구간의 감축가능용량으로 처리한다. [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

9.0	입찰시 유의사항 <조문번호 변경 2019.1.2.>

9.1	입력 자리수

9.1.1	현행과 동일

9.1.1	공급가능용량, 재선언공급가능용량, 제약운전 공급가능용량, 최대발전용량, 최소발전용량, GF 상/하한, AGC 상/하한, 일일최대기동횟수, 최소출력 기준 GT 대수, GT 호기별 운전정보, GT 기동우선순위, GT 입찰 대비 단독운전가능 용량비, 양수 예상수요, 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 최소감축용량, 감축가능용량은 정수(소수점 이하 첫째자리에서 반올림한다)로 입찰하여야 한다.<개정 2014.11.3., 2019.12.31.,2020.10.1., 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

9.1.2	출력증가율, 출력감소율, 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 최대감축용량은 소수점 이하 1자리까지 입찰하여야 한다. <개정 2019.12.31., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

[별표 8]

[별표 8] 정산 및 결제 절차 ∙

정산 및 결제 절차

7.0 절차

7.1.5 수요반응자원의 의무감축용량(ORC), 자발적 수요감축에 따른 계획감축량(SR), 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량(DR), 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량(FR), 국민DR 고객기준부하(CBL), 국민DR 사용전력량(ME)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(kWh까지 계산) [신설 2014.11.3.] <개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

5.0   용어의 정의

5.5     “수요조절시행사업자” : 수요조절(긴급절전) 등을 시행하는 사업자를 말한다. <개정 2011.12.2., 2012.12.3., 2021.9.0.>

7.0    절 차

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3., 2019.12.13.>

1~3. 생략

4. <삭제 2021.9.0.>

5~9. 생략

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31>

가. 현행과 동일

가. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

나. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

다. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.31.> <번호변경 2020.11.01.>

가. 현행과 동일

1) 현행과 동일

1) <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

2) <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

3) <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

나. 현행과 동일

6~7. 현행과 동일

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.9.0.>

자발적 수요감축에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축요청이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

즉,

SLRPi,t = SLRi,t × SMPt × 1000

SLRi,t = Min{ Max(SRi,t – DLRi,t , 0) , SSRi,t}

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

SSRi,t = PSSRi,t + DESRi,t + EMSRi,t

SRi,t = {[eqn: sum _{c IN i} ^{}]SCLRi,t × (1-RDFi) + (RDSCBLi,t – RDSMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

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

SCLRi,c,t = (SCBLi,c,t – MEi,c,t) × SRFi,c,t

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

여기서,

SLRPi,t : 자발적 수요감축 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SCLRi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간별 전력수요 의무감축요청 감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소가 실시간 수요감축을 위하여 수요반응자원에게 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

XRSOFi,t : 별표12에 따라 의무감축용량을 초과한 전력수요 의무감축요청이 발령된 경우는 1 아니면 0

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

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

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

RDSMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 발전계획에 참여한 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RDCBLi,t : 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 국민DR의 전력수요 의무감축이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합으로 산정한 고객기준부하(kW-h)

RDMEi,t : 국민DR의 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량의 합(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

SCBLi,c,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 계획감축량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

DCLRi,c,t : 실시간 수요감축요청에 따른 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하감축량(kW-h)

DCBLi,c,t : 실시간 수요감축요청에 따른 수요반응자원의 수요감축요청이행량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

수요반응자원의 거래일 자발적 수요감축에 따른 계획감축량정산금(SLRPi)은 다음과 같다.

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

현행과 동일

SLRPi,t = PSLRPi,t + DSLRPi,t + ESLRPi,t

여기서,

SLRPi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

PSLRPi,t : 가격결정발전계획에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

DSLRPi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

ESLRPi,t : 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

<삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

가. 현행과 동일

현행과 동일

가. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

나. 현행과 동일

현행과 동일

나. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

다. 현행과 동일

현행과 동일

다. <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.3., 2020.7.8., 2021.1.1., 2021.9.0.> <번호변경 2020.11.01.>

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1.>

현행과 동일

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금(PPCi,t)은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량에서 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량을 차감한 값에 계통한계가격과 미 이행에 대한 위약금계수를 곱하여 시간대별로 정산한다.

PPCi,t  = SSRi,t – Min{Max(SRi,t , 0), SSRi,t} × SMPt × PPCF × 1000

여기서,

PPCi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량 미이행에 대한 감축량위약금

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

PPCF : 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 계수로 1을 적용

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

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

1) 현행과 동일

생략

1) <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

2) 현행과 동일

현행과 동일

2) <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

3) 현행과 동일

현행과 동일

3) <삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

6. SMP결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.0.> <번호변경 2020.11.01.>

현행과 동일

하루전발전계획의 가격결정에 따른 거래에서 감축계획량을 할당받았으나 SMP결정시 제외되는 경우, 하루전발전계획의 가격결정에 따른 감축계획량 이내의 계획감축량에 대해서 해당 수요반응자원의 감축가격과 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉,

PSSRi,t => 0 이고, NPSI = 0 이면

XDRESMPi,t = Max[ {DRRPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – DESRi,t – EMSRi,t , 0), PSSRi,t} × 1000 - SMPi,t × Min{ Max( SRi,t – DLRi,t – DESRi,t – EMSRi,t , 0) , PSSRi,t} × 1000 } , 0]

<개정 2015.9.30.>

DLRi,t = Min[ Max(DRi,t , 0) , RSOi,t×1.2 ] × (1-XRSOFi,t) + Max(DRi,t , 0) × XRSOFi,t

여기서,

XDRESMPi,t : SMP결정시 제외된 수요반응자원에 대한 거래시간별 추가 정산금

DRRPi,t : 수요반응자원의 감축계획량에 따른 평균 감축가격

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

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

SLRPi,t : 자발적 수요감축 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량에 대한 정산금액

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

Ⅵ. 수요반응자원의 연료전환성과계수 [신설 2019.12.31.] <번호변경 2021.1.1.>

수요반응자원의 연료전환성과계수는 고정연료전환성과계수와 차등연료전환성과계수로 나누어 산정하며, 발전기여도와 환경기여도는 비용평가위원회에서 정한 발전기의 비율로 적용한다. <개정 2021.9.0.>

3. 수요반응자원의 발전기여도

현행과 동일

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 <개정 2021.9.0.>[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

수요반응자원의 최대감축가능시간은 해당 거래기간의 전력거래중인 전체 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 감축계획량의 합을 일별 전체 수요반응자원의 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉,

[eqn: 최대`감축가능시간`=# `# sum _{d} ^{거래기간} {sum _{i} ^{전체자원} sum _{t} ^{d} (RSO _{i,t} TIMES (1-DRTF _{i,t} )+SSR _{i,t} )} over {sum _{i} ^{전체자원} ORC _{i,d}}]

여기서,

RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별  전력수요 의무감축요청량(MW-h)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

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

<삭제 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

<삭제 2021.9.0.>

<삭제 2021.9.0.>

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

다. 수요반응자원의 실적감축시간 <개정 2020.7.8., 2021.9.0.>

현행과 동일

수요반응자원의 실적감축시간은 해당 거래기간의 일별 전력거래중인 수요반응자원별 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축요청 감축이행인정량, 자발적 수요감축에 따른 거래일별 감축량의 합산량을 일별 의무감축용량으로 나누고 전체 거래기간에 대해 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험은 제외한다.

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

[eqn: 실적감축시간 _{i} =# sum _{d} ^{거래기간} [ {sum _{t} ^{d} ((DLR _{i,t} +SLR _{i,t} ) TIMES (1-DRTF _{i,t} ))`} over {ORC _{i,d}} `# phantom{} phantom{} ` phantom{} phantom{} ``+` {sum _{t} ^{d} ((Min(Max(SR _{i,t} ,0),`SSR _{i,t} )` TIMES `DRTF _{i,t} )`} over {ORC _{i,d}} ]]

여기서,

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

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험 지수

(감축시험 및 감축재시험인 경우는 1 아니면 0)

SLRi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축인정량(MW-h)

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h)

SRi,t	: 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 계획감축량(MW-h)

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

<삭제 2021.9.0.>

<삭제 2021.9.0.>

<삭제 2021.9.0.>

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

<삭제 2021.9.0.>

<삭제 2021.9.0.>

<삭제 2021.9.0.>

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

[별지 제103호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

○ 초기	정산금 통지서
○ 최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-000-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

1. 수요반응자원의 전력거래 정산금 내역
11 전력부하감축거래량 111 자발적 수요감축에 따른 감축거래량 112 전력수요 의무감축요청에 따른 감축거래량 113 주파수 하락에 따른 감축거래량 12 전력부하증대거래량	kWh kWh kWh kWh kWh
13 실적정산금 131 자발적 수요감축에 따른 계획감축량 정산금 과세분 비과세분 132 전력수요 의무감축이행량정산금 과세분 비과세분 133 주파수연계 감축량 정산금 과세분 비과세분 134 주파수연계 설비 운전유지비용 정산금 과세분 비과세분 135 하루전발전계획 가격결정에 따른 감축량추가정산금 과세분 비과세분 136 자발적 수요증대에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분	원원원원원원원원원원원원
14 기본정산금 141 고정기본정산금 과세분 비과세분 142 차등기본정산금 과세분 비과세분	원 원 원 원
2. 위약금 내역
21 발전계획의 감축 미이행량 211 자발적 수요감축 감축계획 미이행량	kWh
22 전력수요 의무감축요청의 감축 미이행량	kWh
23 실적위약금 231 자발적 수요감축 감축계획 미이행량 과세분 비과세분	원 원
24 기본위약금 241 고정기본위약금 과세분 비과세분 242 차등기본위약금 과세분 비과세분	원원원원
3. 수수료	원
31 전력거래수수료	원

[별지 제104호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

전력거래대금 등	○ 청구서
	○ 수정청구서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2 실적정산금 21 자발적 수요감축에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 22 전력수요 의무감축이행량 정산금 과세분 비과세분 23 주파수연계 감축량 정산금 과세분 비과세분 24 주파수연계 설비 운전유지비용 정산금 과세분 비과세분 25 하루전발전계획 가격결정에 따른 감축량추가정산금 과세분 비과세분 26 자발적 수요증대에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 31. 고정기본정산금 과세분 비과세분 32. 차등기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 411 자발적 수요감축 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 42 기본위약금 421 고정기본위약금 과세분 비과세분 422 차등기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

[별지 제105호서식] [신설 2014.11.3.] <개정 2016.12.30., 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.0.> [시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 통보하오니, ○○○○년 ○○월 ○○일까지 전력거래소에 청구하여 주시기 바랍니다.

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2 실적정산금 21 자발적 수요감축에 따른 감축량 정산금 과세분 비과세분 22 전력수요 의무감축이행량 정산금 과세분 비과세분 23 주파수연계 감축량 정산금 과세분 비과세분 24 주파수연계 설비 운전유지비용 정산금 과세분 비과세분 25 하루전발전계획 가격결정에 따른 감축량추가정산금 과세분 비과세분 26 자발적 수요증대에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분
3. 기본정산금 31 고정기본정산금 과세분 비과세분 32 차등기본정산금 과세분 비과세분
4. 위약금 41 실적위약금 411 자발적 수요감축 감축계획 미이행량 과세분 비과세분 42 기본위약금 421 고정기본위약금 과세분 비과세분 422 차등기본위약금 과세분 비과세분
5. 수수료 51 전력거래수수료

- 가격결정에 따른 자발적DR 관련 호 번호 명시

- 조문 번호 변경 반영

폐지제도의 관련 조항 삭제

- 전력시장 개편에 따른 거래 명칭 변경

- 오류 수정

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 최소 입찰 용량 통일

순편익가격 공지 후 비용평가위원회 의결 자료 변경사항 발생 시 순편익가격 재공지일 명시

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 국민DR도 통합 입찰에 참여 가능하도록 변경

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 하나의 입찰서로 제출 명시

- 전력시장 개편에 따른 거래 명칭 변경

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 자발적 수요감축으로 명칭 통합

- 자발적DR 통합 입찰/낙찰 순서 변경에 따른 입찰서 자동 제출 방법 변경

- 전력시장 개편에 따른 거래 명칭 변경

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 자동제출 여부 선택권 삭제

- 자발적DR 통합 입찰에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합 입찰에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합 입찰에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합 입찰에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합에 따른 입찰제한 횟수 산정 방법 변경

- 자발적DR 통합에 따른 감축계획량 산정방법 변경

- 전력시장 개편에 따른 거래 명칭 변경

- 국민DR은 기준수요 초과 거래에 참여하지 않음

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 기준수요 초과 낙찰량 산정 방법 변경

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 기준수요 초과 낙찰량 산정 방법 변경

- 국민DR은 미세먼지 저감을 위한 거래에 참여하지 않음

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 기준수요 초과 낙찰량 산정 방법 변경

- 자발적DR 통합 입찰에 따라 기준수요 초과 낙찰량 산정 방법 변경

- 경제성DR과 통합 입찰/평가로 피크수요, 미세먼지DR의 운영시간의 24시간 확대를 위한 조항 삭제

- 오류 수정 및 낙찰량 통보 시간 변경(15시, 18시 이전 → 20시)

- 자발적DR 통합 평가에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합 평가에 따라, 이행률 평가 방법 개정

- 8차년도 거래기간 중 규칙 변경에 따른 경과 규정 신설

- 8차년도 거래기간 중 규칙 변경에 따른 경과 규정 신설

- 8차년도 거래기간 중 규칙 변경에 따른 경과 규정 신설

- 전력시장 개편에 따른 거래 명칭 변경

- 전력시장 개편에 따른 거래 명칭 변경

- 정의 명확화

- 자발적DR 통합 입찰에 따라, 피크수요/미세먼지DR 에도 최소감축용량 조항 적용

- 자발적DR 통합에 따른 거래 명칭 변경

폐지제도(주간예고)의 관련 문구 삭제

폐지제도(주간예고)의 관련 조항 삭제

- 자발적DR 통합 에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합 에 따른 조항 삭제

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 향후 발전기 FSF의 발전기여도와 환경기여도의 비율 변경 시, DR도 동일비율 적용하기 위해 문구 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

- 자발적DR 통합 정산에 따른 정산식 변경

□  전력계통 상정고장 관련 규칙개정(안)

현행	개정(안)	비고
[별표 3] 전력계통 운영 기준 <중 략> 2.0 전력계통 상정고장 기준 <중 략> 2.3 다중 고장 <중 략> 2.3.4 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장 <신 설>	[별표 3] 전력계통 운영 기준 <중 략> 2.0 전력계통 상정고장 기준 <중 략> 2.3 다중 고장 <중 략> 2.3.4 다수 전력설비의 정지 우려가 있는 모선 고장 2.3.5 154kV 이하 계통에서 모선구분차단기 또는 모선연락 차단기의 고장이나 차단실패로 인한 3개 이상의 설비 동시 정지	다중 고장에 속하는 모선고장에 대하여 구체적으로 명시

□  제주지역 REC 현물시장 거래가격 변환방식 개선을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정(안)

개정사유

제1.1.2조(용어의 정의) <생략>

1~104 <생략>

105. 신설

제1.1.2조(용어의 정의)

1~104 (생략)

105. “월별 정산단가”란 발전회원의 거래 시간별 발전 전력량(MWh)과 해당 거래시간의 계통한계가격(SMP)을 곱하여 산정한 거래월별 정산금을 해당월의 발전 전력량(MWh)으로 나눈 값을 말한다.<개정 2021.00.00>

· 용어의 신설

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
(신설)

[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차

6.4.1 공급인증서 거래수량 및 결제대금의 확정

6.4.1.1 ~ 6.4.1.2 (생략)

6.4.1.3 (신설)

부 칙 (0000. 00. 00.)

<신  설>

<신  설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ARSPi	현물시장 제주REC 변환 정산가격 (Adjusted REC Settlement Price)	원/REC	현물시장에서 제주지역 신재생사업자의 REC 거래가격을 육지사업자와의 수익균형을 위하여 변환하여 적용하는 정산가격
RTPi	현물시장 REC 거래가격 (REC Trade Price)	원/REC	현물시장 REC 낙찰 가격
RSPi	제주 신재생 설비 월별 정산단가 (Renewable Settlement unit Price of Jeju)	원/kWh	현물시장에서 제주지역 신재생사업자가 REC매도 주문시 해당 REC 발전 월의 해당 설비의 정산단가
RSPm	육지 월 가중평균SMP (Renewable Settlement unit Price of the main land)	원/kWh	현물시장에서 제주지역 신재생사업자가 REC매도 주문시 해당 REC 발전 월의 육지의 월 가중평균SMP
RWi	현물시장에서 거래된 제주REC 가중치 (REC Weight)		현물시장에서 거래된 제주지역 신재생사업자의 REC 가중치

[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차

6.4.1 공급인증서 거래수량 및 결제대금의 확정

6.4.1.1 ~ 6.4.1.2 (생략)

6.4.1.3 제주 소재 발전기(단, 전력시장에서 전력거래하며 2012년 7월 이후 발전사업허가 받은 제주지역 신재생 설비)의 공급인증서 결제대금은 매도주문 접수 후 다음의 산식을 적용하여 변환한다.

ARSPi = RTPi - {(RSPi–RSPm)÷RWi×1,000×0.9}

여기서,

ARSPi(Adjusted REC Settlement Price) : 현물시장 제주 REC 변환 정산가격

RTPi(REC Trade Price) : 현물시장 REC 거래가격

RSPi(Renewable Settlement unit Price of Jeju) : 현물시장에서 거래된 제주REC 발전 월의 해당 설비의 정산단가

RSPi = [eqn: {sum _{t} ^{} (MGO _{i,t} TIMES SMP _{t} )} over {sum _{t} ^{} MGO _{i,t}}]

RSPm(Renewable Settlement unit Price of the main land) : 현물시장에서 거래된 제주REC 발전 월의 육지 월 가중평균SMP

RWi(REC Weight) : 현물시장에서 거래된 제주REC의 가중치

i : 개별 발전기, m : 육지지역

부 칙 (0000. 00. 00.)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(제주지역 REC 변환가격 적용에 대한 경과조치) 제주지역 REC 변환가격 적용 관련 별표1  및 별표25의 개정사항은 시스템 개발 기간 및 시범운영 기간을 고려하여 제1조에 의한 시행일로부터 3개월 이내로서 전력거래시스템에 공지한 시행일부터 적용하고, 시행전까지 제주지역 REC 변환가격은 비용평가세부운영규정 제18장 18.5.3의 제주 기준가격 산정기준을 따른다.

· 변환산식 신설에 따른 기호 및 변수의 정의 추가

· 제주지역 신재생사업자의 REC 현물시장 매도 정산 시 가격변환 산식 신설

· 시스템 보완 후 시행일로부터 3개월 이내 시행

□  재생에너지 발전량 예측제도 보완을 위한 규칙개정(안)

현          행

개          정 (안)

비고(개정 내용)

제14장 재생에너지 발전량 예측제도

제1절 통칙

제14.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다.

(중략)

2. “재생에너지 발전량 예측제도 정산단가(이하 “예측제도 정산단가”이라 한다)”라 함은 재생에너지 발전량 예측제도(이하 “예측제도”라 한다)의 대상인 제9호의 주요자원 계량전력량에 대해 제14.5.1.1조 및 별표2에서 정한 설비이용률 및 예측오차율에 따라 적용하는 기준단가를 말한다.

3. “재생에너지 발전량 예측제도 정산금(이하 “예측제도 정산금”이라 한다)”이라 함은 예측제도의 대상인 발전설비의 계량전력량에 대해 예측제도 정산단가를 적용하여 지급하는 정산금을 말한다.

(중략)

5. “예측형 집합전력자원“은 중개시장운영규칙에 따라 재생에너지 설비, 전기저장장치 등 소규모전력자원을 통합한 것으로, 해당 예측형 집합전력자원 내에 제9호의 주요자원의 설비용량이 20MW를 초과하여 예측제도에 참여할 수 있는 가상의 전기설비를 말한다.

6. “예측제도 참여희망자”라 함은 예측제도에 참여하고자 하는 자로서, 예측제도 대상자원이 아닌 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자를 말한다.

7. “예측제도 참여자”라 함은 예측제도 참여희망자 중 제3절의 등록시험을 통해 예측제도 대상자원으로 등록된 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자를 말한다.

(중략)

10. “보조자원”이라 함은 예측정확도 제고를 위해 주요자원을 보조하는 발전설비로서, 보유자원 중 주요자원 이외의 발전설비를 말한다.

11. “예측제도 설비이용률(이하 “설비이용률”이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 주요자원 계량전력량의 백분율(%)을 말한다.

12. “재생에너지 예측오차율(이하 “예측오차율”이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 보유자원 예측발전량과 계량전력량의 차이의 절댓값의 백분율(%)을 말한다.

13. “예측제도 대상자원(이하 “대상자원”이라 한다)”이라 함은 제14.3.2조 및 제14.3.3조에 따라 예측제도 대상으로 등록된 보유자원을 말한다.

제14.1.2조(적용 범위) 이 장은 전력시장에 참여 중인 예측제도 참여희망자 및 참여자의 예측발전량 제출 및 정산에 적용한다.

제14.1.3조(예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무) 예측제도 참여희망자 및 참여자는 예측발전량 제출을 통한 전력거래소의 원활한 전력계통 및 시장의 운영을 위해 다음 각 항을 준수하여야 한다.

① 예측제도 참여기간 동안 예측발전량을 충실히 제출해야 한다.

② 전력계통 안정 및 발전비용 최소화를 위해 전력거래소가 요청하는 자료를 성실하게 제출해야 한다.

제14장 재생에너지 발전량 예측제도

제1절 통칙

제14.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다.

(중략)

2. “재생에너지 발전량 예측제도 정산단가(이하 “예측제도 정산단가”이라 한다)”라 함은 재생에너지 발전량 예측제도(이하 “예측제도”라 한다)의 대상인 제9호의 주요자원 전력거래량에 대해 제14.5.1.1조 및 별표2에서 정한 설비이용률 및 예측오차율에 따라 적용하는 기준단가를 말한다.

3. “재생에너지 발전량 예측제도 정산금(이하 “예측제도 정산금”이라 한다)”이라 함은 제13호의 예측제도 대상자원의 전력거래량에 대해 제14.5.1.1조 및 별표2에 따라 지급하는 정산금을 말한다.

(중략)

5. “예측형 집합전력자원“은 중개시장운영규칙에 따라 재생에너지를 발전원으로 하는 소규모전력자원(이하 ”소규모재생전력자원“이라 한다) 및 소규모전력자원 중 전기저장장치(이하 ”소규모전기저장장치“라 한다)를 통합한 것으로, 해당 예측형 집합전력자원 내에 제9호의 주요자원의 설비용량이 20MW를 초과하여 예측제도에 참여할 수 있는 가상의 전기설비를 말한다.

6. “예측제도 참여희망자”라 함은 예측제도에 참여하고자 하는 자로서, 제13호의 예측제도 대상자원이 아닌 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자를 말한다.

7. “예측제도 참여자”라 함은 예측제도 참여희망자 중 제13호의 예측제도 대상자원으로 등록된 개별자원을 소유한 발전사업자 또는 예측형 집합전력자원을 모집한 중개사업자를 말한다.

(중략)

10. “보조자원”이라 함은 예측정확도 제고를 위해 주요자원을 보조하는 설비로서, 보유자원 중 주요자원 이외의 설비를 말한다.

11. “예측제도 설비이용률(이하 “설비이용률”이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 주요자원 전력거래량의 백분율(%)을 말한다. 여기서, 설비용량은 전력시장에 등록된 설비용량 중 고장, 정비 등 사유로 발전을 할 수 없는 설비의 용량을 제외한 것을 말한다.

12. “재생에너지 예측오차율(이하 “예측오차율”이라 한다)”이라 함은 보유자원 내 주요자원의 설비용량에 대한 보유자원 예측발전량과 전력거래량의 차이의 절댓값의 백분율(%)을 말한다. 여기서, 설비용량은 전력시장에 등록된 설비용량 중 고장, 정비 등 사유로 발전을 할 수 없는 설비의 용량을 제외한 것을 말한다.

13. “예측제도 대상자원(이하 “대상자원”이라 한다)”이라 함은 제3절에 따라 예측제도 대상으로 등록된 보유자원을 말한다.

제14.1.2조(적용 범위) 이 장은 전력시장에 참여 중인 예측제도 참여희망자 및 참여자의 예측발전량 제출 및 정산 등에 적용한다.

제14.1.3조(예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무) 예측제도 참여희망자 및 참여자는 전력거래소의 전력계통 및 전력시장의 원활한 운영을 위해 다음 각 항을 준수하여야 한다.

① 발전사업자는 소유한 개별자원이 제14.2.1조의 각 호를 충족하는지 여부를 확인하여, 타 개별자원 또는 타 소규모재생전력자원 및 타 소규모전기저장장치와 결합되어 1기로 간주되는 경우 이를 반영하여야 한다.

② 중개사업자는 모집한 소규모재생전력자원 및 소규모전기저장장치가 제14.2.1조의 각 호를 충족하는지 여부를 확인하여, 타 개별자원 또는 타 소규모재생전력자원 또는 타 소규모전기저장장치과 결합되어 1기로 간주되는 경우 이를 반영하여야 한다.

③ 예측제도에 등록하기 위한 예측오차율 검증시험(이하 “예측제도 등록시험”이라고 한다) 및 등록 기간동안 아래 각 호의 내용을 전력거래소에 충실히 제출해야 한다. 여기서, 개별자원에 대하여는 발전사업자가, 예측형 집합전력자원을 구성하는 소규모재생전력자원 및 소규모전기저장장치에 대하여는 중개사업자가 제출 주체가 된다.

1. 예측발전량

2. 설비용량 변동 신고(고장, 정비 등 사유로 전력시장에 등록된 설비용량과 발전가능한 설비의 용량이 상이할 경우 별지 제123호 서식에 따라 전력거래소에 거래일로부터 3일(영업일 기준) 이내 신고)

3. 급전지시 등에 의한 출력제어 신고(별지 제124호 서식에 따라 전력거래소에 거래일로부터 3일(영업일 기준) 이내 신고)

④ 기타 전력계통 안정 및 발전비용 최소화 등을 위해 전력거래소가 요청하는 자료를 성실하게 제출해야 한다.

⑤ 예측제도 등록시험 자원 및 대상자원의 원활한 평가 및 정산을 위하여 계량자료 취득 상황 등을 수시로 확인하여 각종 필수 데이터가 전력거래소로 원활히 전송되도록 하여야 한다.

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·정의된 용어사용 및 타조항을 참조하여 명확화

·소규모전력자원에 신에너지,재생에너지,전기저장자치,전기자동차가 모두 속해 있어 정의를 명확화

·타조항을 참조하여 용어정의 명확화

·타조항을 참조 등을 통해 용어정의 명확화

·전기저장장치를 감안하여 범위를 확장

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·주요자원 중 발전불가한 설비용량를 제외하여 설비용량 실제화(전력시장등록용량 – 해당시점 불가용설비용량)

·주요자원 중 발전불가한 설비용량를 제외하여 설비용량 실제화

·(전력시장등록용량 – 해당시점 불가용설비용량)

·타조항을 참조하여 용어정의 명확화

·예측발전량 제출, 정산 외 예측제도 전반에 대해 적용하기 위해 ‘등’을 추가

·예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무사항을 세분화(기존 예측발전량 제출에서 확장)

·동일소유자·발전원·변전소(또는 개폐소)조건으로 인해 타자원과 1기로 간주되는지 확인 및 적용

·동일소유자·발전원·변전소(또는 개폐소)조건으로 인해 타자원과 1기로 간주되는지 확인 및 적용

·예측발전량 제출, 설비용량 변동 신고, 출력제어 신고를 발전사업자 및 중개사업자가 충실히 제출해야함을 적시

·기타 거래소 운영에 필요한 자료 요청시 제출

·예측제도의 원활한 운영을 위해 각종 필수 데이터 전송에 주의를 기울이도록 적시

제2절 참여가능 자원

제14.2.1조(참여 조건) 예측제도 참여희망자 및 참여자의 보유자원은 다음 각 항의 조건을 충족해야 한다.

① 개별자원은 주요자원 단독으로 참여하거나 제14.2.2조 1항에 따라 주요자원과 보조자원을 통합하여 참여할 수 있다. 단, 보조자원은 단독으로 참여할 수 없다.

② 예측형 집합전력자원의 구성과 관련된 사항은 중개시장운영규칙을 따른다.

제14.2.2조(자원 통합) 보유자원이 다음 각 항에 해당할 경우 하나의 자원으로 통합하여 예측제도에 참여할 수 있다.

① 개별자원은 다음 각 호의 조건을 모두 충족한 경우에 통합할 수 있다.

1. 동일한 발전사업자가 2기 이상의 개별자원을 소유한 경우

2. 동일 계통(육지, 제주), 지역 및 송·배전망에 1기의 주요자원 및 1기 이상의 보조자원이 존재하는 경우

② 예측형 집합전력자원은 다음 각 호의 조건을 모두 충족한 경우에 통합할 수 있다.

1. 동일한 중개사업자가 제14.2.1조에 부합하는 2기 이상의 예측형 집합전력자원을 모집한 경우

2. 1호의 모집자원들이 동일 계통(육지, 제주), 지역 및 송·배전망에 존재하는 경우

(신설)

제2절 참여자원 조건 및 구성

제14.2.1조(참여 기준) 전력시장에 등록된 발전기는 발전기의 설비용량에 따라 개별자원 또는 예측형 집합전력자원으로 예측제도 등록시험 및 예측제도에 참여하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 2기 이상의 개별자원, 소규모재생전력자원 또는 소규모전기저장장치가 아래 각 호를 모두 충족하는 경우, 하나의 자원으로 간주해야 한다.

1. 동일 발전사업자가 소유

2. 동일 발전원

3. 송전사업자가 소유한 하나의 변전소 또는 개폐소에 접속

제14.2.2조(등록시험 자원) 제14.3.1조에 따라 예측제도 등록시험에 참여하고자 하는 예측제도 참여희망자의 보유자원은 다음 각 항의 조건을 충족해야 한다.

① 개별자원은 주요자원 단독으로 참여하거나 1기의 주요자원과 1기 이상의 보조자원을 통합하여 참여할 수 있다. 단, 주요자원과 보조자원의 통합은 다음 각 호의 조건을 모두 충족한 경우로 제한한다.

1. 동일한 발전사업자가 2기 이상의 개별자원을 소유한 경우

2. 동일 계통(육지, 제주), 지역 및 송·배전망에 1기의 주요자원 및 1기 이상의 보조자원이 존재하는 경우

② 등록시험에 참여하기 위한 예측형 집합전력자원의 구성과 관련된 사항은 중개시장운영규칙을 따른다.

제14.2.3조(대상자원 내 주요자원 용량유지) 예측제도 참여 중 다음 각 호의 경우가 발생하여 등록된 대상자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 이하로 감소한 경우, 해당 등록기간이 만료된 후 평균 예측오차율과 상관없이 등록제외된다.

1. 개별자원의 설비의 전체 또는 부분적인 철거, 복구불가한 고장 등으로 주요자원 설비용량의 영구적인 감소가 발생한 경우

2. 예측형 집합전력자원을 구성하는 소규모재생전력자원 전체 또는 일부 설비에 대한 철거, 복구불가한 고장, 중개계약종료 등으로 주요자원 설비용량의 영구적인 감소가 발생한 경우

·제2절은 전반적인 내용의 통합 및 구체화 포함

·참여자원의 조건 및 구성에 대한 것으로 제목 구체화

·설비용량에 따라 개별자원 또는 예측형 집합전력자원으로 참여하는 것이 원칙

·단, 동일소유자·발전원·변전소(또는 개폐소)조건이 모두 충족되는 경우 2기 이상의 자원을 1기로 간주

·자원 통합의 내용을 포함하여 등록시험 자원을 정의

·등록시험 통과한 대상자원의 주요자원 용량이 20MW초과(예측제도 참여조건)를 유지하도록 내용 신설

제3절 시험 및 등록

제14.3.1조(예측제도 등록시험) 예측제도 참여희망자는 보유자원을 예측제도 대상으로 등록하기 위해 각 항에 따라 예측오차율 검증시험 과정을 거쳐야 한다.

① 별지 제117호서식에 따라 시험월의 1일(거래일 기준)을 기준으로 10일 전(영업일 기준)까지 전력거래소에 신청서를 제출하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우 시험월의 1일(거래일 기준)을 기준하여 5일전(영업일 기준)까지 신청서를 제출할 수 있다.

1. 시험을 신청하고자 하는 보유자원에 대한 검증시험의 결과통지를 신청월에 수령한 경우

2. 시험월의 전월에 제14.3.5조에 의해 등록제외된 보유자원에 대한 신청서를 제출하는 경우

(중략)

제14.3.2조(평가 및 통지) 전력거래소는 다음 각 항에 따라 등록시험 평가 및 결과통지를 시행한다.

① 전력거래소는 시험대상인 보유자원의 예측발전량 및 최종정산용 계량전력량을 활용하여 다음 각호에 따라 시간대별 예측오차율을 평가한다.

1. 주요자원의 시간대별 설비이용률을 산정한다. 여기서, 주요자원의 계량전력량 및 설비용량에 대한 소수점 처리 관련 기준은 별표8을 따른다.

2. 1호의 설비이용률이 10%이상인 시간대에 한하여 별표2 Ⅴ.1.가의 1항의 시간대별 평균 예측오차율(FERi,t) 산식에 따라 시간대별 예측오차율을 평가한다. 여기서, 주요자원의 설비용량, 예측발전량 및 계량전력량, 보조자원 예측발전량 및 계량전력량에 대한 소수점 관련 기준은 별표8을 따른다.

3. 계통운영 사유로 인한 급전지시가 있어 보유자원의 출력을 제한한 경우, 해당 보유자원에 대한 해당 시간대의 예측오차율은 제외한다.

② 예측오차율을 평가 후, 평가결과 및 등록가능 여부를 별지 제120호서식에 따라 시험월의 익월 내로 통지한다. 이 때, 보유자원의 등록시험 기간 평균 예측오차율이 10% 이하인 경우 예측제도 대상자원으로 등록할 수 있다. 여기서, 평균 예측오차율은 시험 기간 중 설비이용률이 10% 이상인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값을 말한다.

(신설)

(중략)

제14.3.4조(등록자격 기간 및 연장) ① 대상자원은 특별한 결격사유 혹은 자발적 등록제외 의사가 없을 경우 대상자원으로서 예측발전량 제출 시작일로부터 3개월 동안 대상자원 등록자격을 유지할 수 있다. 여기서, 예측발전량 제출 시작일은 등록가능 통지 수령월의 말일로 한다.

② 등록자격 만료일을 기준하여 대상자원의 직전 3개월 평균 예측오차율이 10% 이하인 경우, 해당 대상자원의 등록자격은 이후 3개월 동안 연장된다. 여기서, 평균 예측오차율은 직전 3개월 중 주요자원의 설비이용률이 10% 이상인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값을 말하며, 계통운영 사유로 인한 급전지시가 있어 대상자원의 출력을 제한한 경우, 해당 대상자원에 대한 해당 시간대의 예측오차율은 제외하여 산정한다.

제14.3.5조(등록제외 및 재등록) ① 대상자원의 직전 3개월(등록자격 만료일 기준) 평균 예측오차율이 10%를 초과한 경우, 평균 예측오차율 공지일 다음날부터 대상자원 등록에서 제외된다. 단, 대상자원 등록제외 시 평균 예측오차율 공지일까지 제출한 해당자원의 예측발전량에 대한 예측제도 정산금은 지급할 수 있다.

(신설)

제3절 시험 및 등록

제14.3.1조(예측제도 등록시험) 예측제도 참여희망자는 보유자원을 예측제도 대상자원으로 등록하기 위해 다음 각 항에 따라 예측제도 등록시험 과정을 거쳐야 한다. 단, 등록시험 참여 중 고장, 정비 등으로 인해 등록시험 자원 내 주요자원의 설비용량이 20MW 이하로 감소한 시간대가 168시간을 초과하면 해당 자원의 등록시험은 중단된다.

① 별지 제117호서식에 따라 시험월의 1일(거래일 기준)을 기준으로 10일 전(영업일 기준)까지 전력거래소에 신청서를 제출하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우 시험월의 1일(거래일 기준)을 기준하여 5일전(영업일 기준)까지 신청서를 제출할 수 있다.

1. 등록시험을 신청하고자 하는 보유자원에 대한 이전 등록시험의 결과통지를 신청월에 수령한 경우

2. 시험월의 전월에 제14.3.5조 1항에 의해 등록제외된 보유자원에 대한 신청서를 제출하는 경우

(중략)

제14.3.2조(평가 및 통지) 전력거래소는 다음 각 항에 따라 예측제도 등록시험 평가 및 결과통지를 시행한다.

① 전력거래소는 시험대상인 보유자원의 예측발전량 및 최종정산용 전력거래량(등록시험 만료일(거래일 기준)에 대한 마지막 차수 청구일 전일 기준)을 활용하여 제14.4.2조의 각 항과 동일한 방식으로 시간대별 예측오차율을 평가한다.

(삭제)

② 예측오차율을 평가 후, 평가결과 및 등록가능 여부를 별지 제120호서식에 따라 통지한다. 이 때, 보유자원의 등록시험 기간 평균 예측오차율이 10% 이하인 경우 대상자원으로 등록할 수 있다. 여기서, 평균 예측오차율은 등록시험 기간 중 주요자원의 설비이용률이 10% 이상인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값을 말한다. 단, 제14.1.3조의 의무를 미준수 시 등록시험 평가 결과와 관계없이 대상자원으로 등록할 수 없다.

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

(중략)

제14.3.4조(등록자격 기간 및 연장) ① 대상자원은 특별한 결격사유 혹은 자발적 등록제외 의사가 없을 경우 대상자원으로서 예측발전량 제출 시작일로부터 3개월 동안 대상자원 등록자격을 유지할 수 있다. 여기서, 예측발전량 제출 시작일은 등록가능 통지 수령월의 말일로 한다.

② 등록자격 만료일을 기준하여 대상자원의 직전 3개월 평균 예측오차율 평가결과가 10% 이하 (등록자격 만료일(거래일 기준)에 대한 마지막 차수 청구일 전일의 최종정산용 전력거래량 기준)인 경우, 해당 대상자원의 등록자격은 이후 3개월 동안 연장된다. 여기서, 평균 예측오차율은 직전 3개월 중 주요자원의 설비이용률이 10% 이상(등록자격 만료일(거래일 기준)에 대한 마지막 차수 청구일 전일의 최종정산용 전력거래량 기준)인 시간대의 예측오차율을 산술 평균한 값을 말한다. 단, 제14.1.3조의 의무를 미준수 시 예측오차율 결과와 관계없이 대상자원 등록자격은 연장되지 않는다.

제14.3.5조(등록제외 및 재등록) ① 등록자격 만료일을 기준하여 대상자원의 직전 3개월 평균 예측오차율이 10% 초과(등록자격 만료일(거래일 기준)에 대한 마지막 차수 청구일 전일의 최종정산용 전력거래량 기준)한 경우, 평균 예측오차율 공지일 익일부터 대상자원 등록에서 제외된다. 단, 등록제외된 보유자원에 대해 등록자격 만료일부터 평균 예측오차율 공지일까지 제출한 예측발전량에 대해 정산금은 지급되지 않는다.

제14.3.6조(평가결과에 대한 이의신청) ① 예측제도 참여희망자 또는 참여자는 예측제도 등록시험 자원 또는 대상자원에 대한 평가결과를 통지받은 후, 통지일을 포함하여 3일(영업일 기준) 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다.

② 전력거래소는 제1항의 이의신청에 대해서 이의신청 마감일로부터 3일(영업일 기준) 이내에 처리결과를 해당 이의신청자에게 통지하여야 한다. 단, 이의신청 처리결과는 이의신청이 발생한 해당월에 해당 이의신청자에게 통지되어야 한다.

③ 제2항에 따른 처리결과가 통지된 후에는 전력거래량 등의 변동에 관계없이 등록자격 여부가 변동되지 않는다.

·등록시험기간 중 주요자원 설비용량이 20MW이하로 감소한 시간대가 168시간초과 시 중단되는 내용 추가

·내용 명확화

·내용 명확화

·용어정의에 따라 명확화

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·참조조항의 내용과 중첩됨에 따라 내용 수정 및 삭제

·사용단어 명확화

·예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무이행 강조

·거래소의 평가 및 통지 연기 시 정상화 의무 적시

·기준 등 내용 구체화

·기준 등 내용 구체화

·출력제한 발생 시에 대하여는 14.4.2조에 명시되어 중복이므로 삭제

·예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무이행 강조

·기준 등 내용 구체화 및 명확화

·대상기간에 한해 정산금을 지급토록 수정

·평가결과에 대한 이의신청 과정 신설

·처리결과 확정 및 통지 후에는 등록자격 여부 변동없음 적시

제4절 대상자원에 대한 예측발전량 제출

제14.4.1조(예측발전량 제출) 제3절에 따라 등록된 대상자원의 예측발전량을 다음 각 항을 따라 제출한다.

① 예측제도 참여자가 해당자원에 대해 등록자격 기간동안 제출한다.

② 예측발전량은 전력거래소에 총 2회 제출하며, 세부사항은 아래 각 호와 같다.

(중략)

(신설)

(신설)

제5절 정산

제1관 예측제도 참여자에 대한 정산

제14.5.1.1조(예측제도에 대한 정산금 산정) 전력거래소는 예측제도 참여자에게 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표 2 및 별표8에 따라 정산한다.

1. 발전사업자가 보유한 개별자원 중 주요자원의 설비용량 및 계량전력량

2. 중개사업자가 보유한 예측형 집합전력자원 내 주요자원의 설비용량 및 계량전력량

3. 발전사업자가 보유한 개별자원 중 보조자원의 계량전력량

4. 중개사업자가 보유한 예측형 집합전력자원 내 보조자원의 계량전력량

(중략)

제2관 판매사업자에 대한 정산

제14.5.2.1조(계량전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자의 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제3관 직접구매자에 대한 정산

제14.5.3.1조(계량전력량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자의 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 직접구매자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제4관 구역전기사업자에 대한 정산

제14.5.4.1조(계량전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자의 주요자원의 시간대별 계량전력량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

(신설)

제4절 예측발전량 제출 및 예측오차율 산정

제14.4.1조(예측발전량 제출) 제14.3.1조에 따라 예측제도 등록시험을 신청한 보유자원, 제14.3.3조 및 제14.3.4조에 따라 등록된 대상자원, 제14.3.6조에 따라 평가결과에 대해 이의신청 예정인 자원 및 이의신청 진행 중인 자원에 대한 예측발전량을 다음 각 항에 따라 제출할 수 있다.

① 예측제도 참여희망자 또는 참여자가 해당자원에 대해 제출한다.

② 예측발전량은 전력거래소에 총 2회 제출하며, 세부사항은 아래 각 호와 같다.

(중략)

4. 예측발전량을 제출하지 아니한 경우, 각 제출 차수별로 이전 제출 값 중 가장 최근의 제출값을 거래일의 예측발전량 제출값으로 인정한다.

제14.4.2조(대상자원의 예측오차율 산정) 전력거래소는 다음 각 항의 내용을 고려하여 등록된 대상자원에 대한 시간대별 예측오차율을 산정한다.

① 주요자원의 시간대별 설비이용률을 산정한다. 여기서, 주요자원의 전력거래량 및 설비용량에 대한 소수점 처리 관련 기준은 별표8을 따른다.

② 1항에서 산정한 설비이용률이 10%이상인 시간대에 한하여 별표2 Ⅴ.1.가의 1항의 시간대별 평균 예측오차율 산식에 따라 시간대별 예측오차율을 평가한다. 여기서, 주요자원의 설비용량, 예측발전량 및 전력거래량, 보조자원의 예측발전량 및 전력거래량에 대한 소수점 관련 기준은 별표8을 따른다.

③ 계통운영 등의 사유로 인한 급전지시 등이 있어 출력을 제한한 경우, 다음 각호에 따라 해당 시간대의 설비이용률 및 예측오차율을 산정한다. 여기서, 제외하는 해당 시간대란, 지시 등에 의한 출력제한을 이행한 분단위 시간이 포함된 모든 시간대를 말한다.

1. 개별자원 중 주요자원에 대해 출력제어가 발생한 경우, 해당 주요자원의 설비용량, 예측발전량 및 전력거래량을 제외하여 설비이용률 및 예측오차율을 산정

2. 개별자원 중 보조자원에 대해 출력제어가 발생한 경우, 해당 보조자원의 예측발전량 및 전력거래량을 제외하여 예측오차율을 산정

3. 예측형 집합전력자원 내 주요자원인 소규모재생전력자원에 대해 출력제어가 발생한 경우, 해당 소규모재생전력자원의 설비용량, 예측발전량 및 전력거래량을 제외하여 설비이용률 및 예측오차율을 산정

4. 예측형 집합전력자원 내 보조자원인 소규모재생전력자원 또는 소규모전기저장장치에 대해 출력제어가 발생한 경우, 해당 소규모재생전력자원 또는 소규모전기저장장치의 예측발전량 및 전력거래량을 제외하여 예측오차율을 산정

제5절 정산

제1관 예측제도 참여자에 대한 정산

제14.5.1.1조(예측제도에 대한 정산금 산정) 전력거래소는 예측제도 참여자가 보유한 대상자원에 대해 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표 2 및 별표8에 따라 정산한다.

1. 발전사업자가 보유한 개별자원 중 주요자원의 설비용량 및 전력거래량

2. 중개사업자가 보유한 예측형 집합전력자원 내 주요자원의 설비용량 및 전력거래량

3. 발전사업자가 보유한 개별자원 중 보조자원의 전력거래량

4. 중개사업자가 보유한 예측형 집합전력자원 내 보조자원의 전력거래량

(중략)

제2관 판매사업자에 대한 정산

제14.5.2.1조(전력거래량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 주요자원의 시간대별 전력거래량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자가 보유한 대상자원 내 주요자원의 시간대별 전력거래량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제3관 직접구매자에 대한 정산

제14.5.3.1조(전력거래량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 주요자원의 시간대별 전력거래량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자가 보유한 대상자원 내 주요자원의 시간대별 전력거래량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 직접구매자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제4관 구역전기사업자에 대한 정산

제14.5.4.1조(전력거래량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 주요자원의 시간대별 전력거래량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 예측제도 참여자가 보유한 대상자원 내 주요자원의 시간대별 전력거래량에 대한 예측제도 정산금 총액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

부 칙 (2021.09.XX)

제1조(시행일) 제14장, 별표1, 별표2, 별표8, 별표9 등 재생에너지 발전량 예측제도와 관련된 규정은 전산시스템이 완비되는 시점을 고려하여 규칙 개정일로부터 2개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날부터 시행한다.

·예측오차율 산정 내용 추가로 제목 수정

·예측발전량 제출 대상 명확화

·예측발전량 제출 대상이 추가됨에 따라 제출주체도 추가됨

·예측발전량 미제출 시 인정되는 적용값 명시

·대상자원의 예측오차율 산정 방법 적시

·설비이용률 산정

·산정된 설비이용률이 기준(10%) 이상인 시간대에 한해 예측오차율을 평가

·계통사유로 출력제한이 발생 시 설비이용률 및 예측오차율 산정 방법을 세부 기술

·개별자원 중 주요자원에 출력제어 발생 시 산정방법

·개별자원 중 보조자원에 출력제어 발생 시 산정 방법

·예측형 집합전력자원  중 주요자원에 출력제어 발생 시 산정방법

·예측형 집합전력자원 중 보조자원에 출력제어 발생 시 산정 방법

·내용 명확화

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·내용 명확화

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·내용 명확화

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량으로 변경)

·내용 명확화

·경과조치 추가

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CFMi,t	주요자원 설비이용률 (Capacity Factor of Main renewable energy resource)	%	예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 주요자원의 시간대별 설비이용률
FERi,n,t	차수 및 시간대별 예측오차율 (Forecasting Error Rate by order and transaction time)	%	예측제도 대상자원에 대해 n차로 제출된 예측발전량으로 산정된 시간대별 예측오차율
FGi,n,t	보유자원 예측발전량 (Forecasted Generation of procured renewable energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 등록된 보유자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량
FGAi,n,t	보조자원 예측발전량 (Forecasted Generation of Assistant energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 대상자원 중 보조자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
FGMi,n,t	주요자원 예측발전량 (Forecasted Generation of Main energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 대상자원 중 주요자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량
FPt	시간대별 재생에너지 예측제도 정산단가 (Forecasting Price of renewable energy)	원/kWh	예측제도 대상 설비의 설비이용률 및 예측오차율에 따라 시간대별로 주요자원 계량전력량에 적용되는 기준단가
ICMi	주요자원 설비용량 (Installed Capacity of Main renewable energy resource)	MW	예측제도 대상자원 중 주요자원에 대한 설비용량. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모전력자원 중 주요자원의 합으로 표시

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ICEMi	보조자원 설비용량 (Installed Capacity of renewable energy resource Excluding Main renewable energy resource)	MW	예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 보조자원에 대한 설비용량. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모전력자원 중 보조자원의 합으로 표시
MGOAi,t	보조자원 계량전력량 (Metered Generation Output of Assistant renewable energy resource)	MWh	예측제도 대상자원 중 보조자원의 계량설비로부터 취득한 거래시간별 발전전력량
MGOMi,t	주요자원 계량전력량 (Metered Generation Output of Main renewable energy resource)	MWh	예측제도 대상자원 중 주요자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CFMi,t	주요자원 설비이용률 (Capacity Factor of Main renewable energy resource)	%	예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 주요자원의 시간대별 설비이용률
FERi,n,t	차수 및 시간대별 예측오차율 (Forecasting Error Rate by order and transaction time)	%	예측제도 대상자원에 대해 n차로 제출된 예측발전량에 따른 시간대별 예측오차율
FGi,n,t	보유자원 예측발전량 (Forecasted Generation of procured renewable energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 등록된 보유대상자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량
FGAi,n,t	보조자원 예측발전량 (Forecasted Generation of Assistant energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 대상자원 중 보조자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 해당시간 예측전력량은 제외)

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
FGMi,n,t	주요자원 예측발전량 (Forecasted Generation of Main energy resource)	MWh	예측제도 참여자가 대상자원 중 주요자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 해당시간 예측발전량은 제외)
FPi,t	시간대별 재생에너지 예측제도 정산단가 (Forecasting Price of renewable energy)	원/kWh	예측제도 대상자원설비의 설비이용률 및 예측오차율에 따라 시간대별로 주요자원 전력거래량에 적용되는 기준단가
ICMi,t	주요자원 설비용량 (Installed Capacity of Main renewable energy resource)	MW	예측제도 대상자원 중 주요자원에 대한 시간대별 설비용량으로써 전력시장에 등록된 설비용량에서 고장·정비 설비 및 급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비에 대한 용량을 제외한 값. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모재생전력자원 중 주요자원의 합으로 표시

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ICEMi,t	보조자원 설비용량 (Installed Capacity of renewable energy resource Excluding Main renewable energy resource)	MW	예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 보조자원에 대한 시간대별 설비용량으로써 전력시장에 등록된 설비용량에서 고장·정비 설비 및 급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비에 대한 용량을 제외한 값. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모재생전력자원 중 보조자원의 합으로 표시
MGOAi,t	보조자원 전력거래량 (Metered Generation Output of Assistant renewable energy resource)	MWh	예측제도 대상자원 중 보조자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간대별 전력거래량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 전력거래량은 제외)
MGOMi,t	주요자원 전력거래량 (Metered Generation Output of Main renewable energy resource)	MWh	예측제도 대상자원 중 주요자원의 계량설비로부터 취득한 거래시간대별 전력거래량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 전력거래량은 제외)

·용어의 정의에서 사용한 단어로 명확화

·용어 의미 명확화

·용어의 정의에서 사용한 단어로 명확화

·보조자원에 출력제어 발생 시, 해당자원의 예측전력량은 제외하는 내용 추가

·주요자원에 출력제어 발생 시, 해당자원의 예측전력량은 제외하는 내용 추가

·용어 명확화 및 사용단어 명확화 (계량전력량 → 전력거래량)

·개별자원 및 예측형 집합전력자원별 정산단가 표현 위해 약어에 i 추가

·용어의 정의에서 사용한 단어로 명확화

·시간대(t)에 대한 개념 추가

·가용한 설비용량만 적용

·출력제어 설비용량 제외

·용어의 정의에서 사용한 단어로 명확화

·용어의 정의에서 사용한 단어로 명확화

·시간대(t)에 대한 개념 추가

·가용한 설비용량만 적용

·출력제어 설비용량 제외

·용어의 정의에서 사용한 단어로 명확화

·용어 의미 명확화 및 사용단어 명확화 (계량전력량 → 전력거래량)

·출력제어 설비의 발전량 제외

·용어 의미 명확화 및 사용단어 명확화 (계량전력량 → 전력거래량)

·출력제어 설비의 발전량 제외

[별표 2]

정산 기준

Ⅰ. ---- 현행과 동일 ----

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

6. ---- 현행과 동일 ----

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

6. ---- 현행과 동일 ---

Ⅴ. ---- 현행과 동일 ----

Ⅵ. ---- 현행과 동일 ----

(중략)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 보유자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 직접구매자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

판매사업자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 보유자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 판매사업자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 보유자원 계량전력량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 보유자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 구역전기사업자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

(중략)

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 보유자원 계량전력량에 대한 정산

가. 주요자원 (20MW를 초과하는 태양광·풍력을 발전원으로 하는 개별발전기 및 소규모전력자원으로 구성된 예측형 집합전력자원)

① 주요자원의 계량전력량에 대한 정산

- 시간대별로 대상자원이 설비이용률 및 예측오차율 기준을 충족하는 경우, 대상자원 내 주요자원의 계량전력량에 대해 정산한다. 즉,

IFPi,t = MGOMi,t × FPt × IFPFi,t × 1,000

(중략)

MGOMi,t : 예측제도 대상자원 중 주요자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량

FPt : 시간대별 재생에너지 예측제도 정산단가로써, 아래 표와 같이 예측오차율에 따라 이원화하여 적용

정산단가		적용 조건
FPt	3원/kWh	6% < FERt ≤ 8%
	4원/kWh	FERt ≤ 6%

(중략)

CFMi,t : 예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 주요자원의 시간대별 설비이용률로써,
[eqn: CFM _{i,t} `=` {MGOM _{i,t}} over {ICM _{i}} ` TIMES `100(%)]

ICMi : 예측제도 대상자원 중 주요자원에 대한 설비용량. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모전력자원 중 주요자원의 합으로 표시

(중략)

FERi,n,t : 예측제도 대상자원에 대해 n차(총 2차)로 제출된 예측발전량으로 산정된 시간대별 예측오차율로써,

[eqn: FER _{i,n,t} `=` {LEFT | (FGM _{i,n,t} +FGA _{i,n,t} )`-`(MGOM _{i,t} +MGOA _{i,t} ) RIGHT |} over {ICM _{i}} ` TIMES `100(%),````````n=1,2]

FGMi,n,t : 예측제도 참여자가 대상자원 중 주요자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량

FGAi,n,t : 예측제도 참여자가 대상자원 중 보조자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량

MGOAi,t : 예측제도 대상자원 중 보조자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간별 발전전력량

[별표 8]

정산 및 결제 절차

(중략)

7.1.7  예측제도 참여자의 보유자원에 대한 시간대별 오차율(FER), 예측제도 참여자의 보유자원 중 주요자원에 대한 시간대별 설비이용률(CFM)은 [%]단위로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다.

7.1.8 예측제도 참여자의 보유자원 중 주요자원의 설비용량(ICM)은 MW를 기준으로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kW까지 계산)

7.1.9 예측제도 참여자의 보유자원 중 주요자원의 예측발전량(FGM) 및 계량전력량(MGOM)과 보조자원 예측발전량(FGA) 및 계량전력량(MGOA)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kWh까지 계산)

[별지 제117호서식]

□ 발전사업자(개별자원) □ 중개사업자(예측형 집합전력자원)			예측제도 등록/시험 신청서
신청인	상 호(명칭)
	대 표 자 명				전화번호
	주 소(본사)
	사업자등록번호
(등록/시험) 시행일		○○년 ○○월
보유자원		구 분		주요자원		보조자원
개별자원		발전소명 소재지 설비용량 발전원		○○○ ○○○ kW ○○○		○○○ ○○○ kW ○○○
예측형 집합전력자원		자원명 설비용량 발전원		○○○ kW ○○○		○○○ kW ○○○
전력시장운영규칙 제14.3.1조 제1항 또는 제14.3.3조에 따라 예측제도 (대상자원 등록 □) / (등록시험 □)을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별표 2]

정산 기준

Ⅰ. ---- 현행과 동일 ----

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

6. ---- 현행과 동일 ----

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

1~4. ---- 현행과 동일 ----

5. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

6. ---- 현행과 동일 ---

Ⅴ. ---- 현행과 동일 ----

Ⅵ. ---- 현행과 동일 ----

(중략)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

직접구매자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 대상자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 직접구매자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산[신설 2020.10.1.]

판매사업자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 대상자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 판매사업자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

5. 예측제도 참여자의 대상자원 전력거래량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 재생에너지 발전량 예측에 대한 거래시간별 정산금은 예측제도에 참여하는 대상자원에 대한 거래시간의 총정산금에 거래시간의 전력시장 전체 총전력거래량 대비 거래시간의 구역전기사업자 구매전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

(중략)

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 대상자원 전력거래량에 대한 정산

가. 주요자원 (태양광·풍력을 발전원으로 하며 20MW를 초과하는 개별발전기 또는 태양광·풍력을 발전원으로 하는 소규모재생전력자원이 20MW를 초과하도록 구성된 예측형 집합전력자원)

① 주요자원의 전력거래량에 대한 정산

- 시간대별로 대상자원이 설비이용률 및 예측오차율 기준을 충족하는 경우, 대상자원 내 주요자원의 전력거래량에 대해 정산한다. 즉,

IFPi,t = MGOMi,t × FPi,t × IFPFi,t × 1,000

(중략)

MGOMi,t : 예측제도 대상자원 중 주요자원의 계량설비로부터 취득한 거래시간대별 전력거래량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 전력거래량은 제외)

FPi,t : 시간대별 재생에너지 예측제도 정산단가로써, 아래 표와 같이 예측오차율에 따라 이원화하여 적용

정산단가		적용 조건
FPi,t	3원/kWh	6% < FERi,t ≤ 8%
	4원/kWh	FERi,t ≤ 6%

(중략)

CFMi,t : 예측제도 대상으로 등록된 보유자원 중 주요자원의 시간대별 설비이용률로써,
[eqn: CFM _{i,t} `=` {MGOM _{i,t}} over {ICM _{i,t}} ` TIMES `100(%)]

ICMi,t : 예측제도 대상자원 중 주요자원에 대한 시간대별 설비용량으로써 전력시장에 등록된 설비용량에서 고장·정비 설비 및 급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비에 대한 용량을 제외한 값. 단, 예측형 집합전력자원의 경우 소속된 소규모재생전력자원 중 주요자원의 합으로 표시

(중략)

FERi,n,t : 예측제도 대상자원에 대해 n차(총 2차)로 제출된 예측발전량으로 산정된 시간대별 예측오차율로써,

[eqn: FER _{i,n,t} `=` {LEFT | (FGM _{i,n,t} +FGA _{i,n,t} )`-`(MGOM _{i,t} +MGOA _{i,t} ) RIGHT |} over {ICM _{i,t}} ` TIMES `100(%),````````n=1,2]

FGMi,n,t : 예측제도 참여자가 대상자원 중 주요자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 해당시간 예측발전량은 제외)

FGAi,n,t : 예측제도 참여자가 대상자원 중 보조자원에 대해 전력거래소에 제출하는 차수별·시간대별 예측발전량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 예측전력량은 제외)

MGOAi,t : 예측제도 대상자원 중 보조자원의 계량설비로부터 취득한 각 거래시간대별 전력거래량(급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 전력거래량은 제외)

[별표 8]

정산 및 결제 절차

(중략)

7.1.7  예측제도 참여자의 대상자원에 대한 시간대별 오차율(FER), 예측제도 참여자의 대상자원 중 주요자원에 대한 시간대별 설비이용률(CFM)은 [%]단위로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다.

7.1.8 예측제도 참여자의 대상자원 중 주요자원의 설비용량(ICM)은 MW를 기준으로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kW까지 계산)

7.1.9 예측제도 참여자의 대상자원 중 주요자원의 예측발전량(FGM) 및 전력거래량(MGOM)과 보조자원 예측발전량(FGA) 및 전력거래량(MGOA)은 MWh를 기준으로 소수점 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kWh까지 계산)

[별지 제117호서식]

□ 발전사업자(개별자원) □ 중개사업자(예측형 집합전력자원)			예측제도 시험/등록 신청서
신청인	상 호(명칭)
	대 표 자 명				전화번호
	주 소(본사)
	사업자등록번호
□시험월 / □등록월		○○년 ○○월
보유자원*		구 분		주요자원		보조자원
개별자원		보유자원명** 발전기명 발전기번호 지역 설비용량 발전원		○○○ ○○○ ○○○ ○○○ kW ○○○		○○○ ○○○ ○○○ ○○○ kW ○○○
예측형 집합전력자원		보유자원명 발전기명 발전기번호 지역 설비용량 발전원		○○○ ○○○ ○○○ ○○○ kW ○○○		○○○ ○○○ ○○○ ○○○ kW ○○○
* 본 양식에는 대표자원 1개만을 기재하고, 모든 소속자원을 별도 엑셀로 제출 ** 개별자원 및 예측형집합전력자원에 부여된 가상의 자원명 전력시장운영규칙 제14.3.1조 제1항 또는 제14.3.3조에 따라 예측제도 (등록시험 □) / (대상자원 등록 □)을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상)

·사용단어 명확화

(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·정산금은 대상자원만 지급 가능하여 변경

·용어의 정의에서 정의한 단어로 수정

·사용단어 명확화(계량전력량 → 전력거래량)

·정산단가에 대상자원별에 대한 개념(i) 추가

·사용단어 명확화(계량전력량 → 전력거래량)

·급전지시 등 외부사유에 의해 출력제어 된 설비의 발전량은 MGOM에서 제외

·용어의 정의에서 간략화한 단어로 수정

·정산단가에 대상자원별에 대한 개념(i) 추가

·FER에 누락된 i 추가

·용어의 정의에서 간략화한 단어로 수정

·수식 내 ICM에 시간대별 개념(t) 추가

·ICM에 시간대별 개념(t) 추가

·고장·정비 및 출력제어 설비에 대한 용량을 제외

·용어의 정의에서 정의한 단어로 수정

·수식 중 주요자원 설비용량(ICM)에 시간개념(t) 추가

·FGM에서 출력제어 설비에 대한 예측발전량을 제외하는 내용 추가

·FGA에서 출력제어 설비에 대한 예측발전량을 제외하는 내용 추가

·MGOA에서 출력제어 설비에 대한 예측발전량을 제외하는 내용 추가

·사용단어 명확화

(계량전력량 → 전력거래량)

·사용단어 명확화
(보유 → 대상)

·사용단어 명확화
(보유 → 대상, 계량전력량 → 전력거래량)

·예측제도 시험 및 등록을 위한 신청서의 구체화

□  공급용량계수(ICF) 산정기준 개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1장 총칙 제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23] <중 략> 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. <중 략> <신 설> <중 략> 제2장 발전입찰 및 가격결정 제2절 비용평가위원회 제1관 구성 및 기능 제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.4조, 제2.1.1.7조, 제2.1.1.9조, 제2.1.1.10조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.2.5조, 제12.3.2.2조, 제12.3.5.1조, 제12.6.2.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다. <개정 2006.12.26, 2008.10.31., 2013.2.28., 2014.11.3., 2015.3.17., 2015.9.30.> ① 심의 및 의결사항 <중략> 13. 용량가격계수(공급용량계수, 용량손실계수 및 용량손실계수가중평균, 가중치([eqn: a _{LF}]))[신설 2009.06.30.] <개정 2016.10.31.> 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 당해연도 7월부터 다음연도 6월까지 적용될 기준용량가격을 당해 연도 7월 전까지 결정하여 그 내용을 공개하여야 한다. 이때 제주지역 발전기에 적용하는 기준용량가격은 별도로 정할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2017.12.29.> <중략> ④ 제3항의 공급용량계수는 제주지역을 제외하고 다음 각 호에 따라 산정하며 제주지역은 1.0으로 한다. [신설 2006.12.26.] <개정 2016.10.31.> <중략> 5. 적정공급용량은 최대부하의 1.13배로 정한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31., 개정 2019.5.31.> < 신 설 > 6. 공급용량계수는 적정공급용량을 공급용량으로 나누어 산정한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.> 7. <호번호 변경 및 삭제 2016.10.31.> 8. 당해년도 7월부터 다음연도 6월까지 실제 적용하는 공급용량계수는 그 직전 2년의 공급용량계수 실적치를 포함한 3년의 평균값으로 한다. [신설 2007.12.27.] <호번호 변경 및 개정 2016.10.31.> < 중 략 > < 신 설 >	제1장 총칙 제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23] <중 략> 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. <중 략> 130. “시장기준예비율”이라 함은 공급용량계수(ICF)의 적정공급용량 산정에 적용하는 값으로 용량가격 지급의 기준이 되는 설비예비율을 말한다. [신설 2021.0.00.] <중 략> 제2장 발전입찰 및 가격결정 제2절 비용평가위원회 제1관 구성 및 기능 제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조, 제2.1.1.4조, 제2.1.1.7조, 제2.1.1.9조, 제2.1.1.10조, 제2.1.2.2조, 제3.2.1.3조, 제3.2.1.4조, 제3.2.1.6조 제1항, 제3.2.1.8조, 제11.2.2조, 제11.2.3조, 제12.2.5조, 제12.3.2.2조, 제12.3.5.1조, 제12.6.2.1조에 따라 다음 사항을 심의‧조정‧의결한다. <개정 2006.12.26, 2008.10.31., 2013.2.28., 2014.11.3., 2015.3.17., 2015.9.30.> ① 심의 및 의결사항 <중략> 13. 용량가격계수(공급용량계수, 시장기준예비율, 용량손실계수 및 용량손실계수가중평균, 가중치([eqn: a _{LF}]))[신설 2009.06.30.] <개정 2016.10.31., 개정 2021.0.00.> 제4절 가격결정 발전계획 및 가격결정 제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 당해연도 7월부터 다음연도 6월까지 적용될 기준용량가격을 당해 연도 7월 전까지 결정하여 그 내용을 공개하여야 한다. 이때 제주지역 발전기에 적용하는 기준용량가격은 별도로 정할 수 있다.<개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2017.12.29.> <중략> ④ 제3항의 공급용량계수는 제주지역을 제외하고 다음 각 호에 따라 산정하며 제주지역은 1.0으로 한다. [신설 2006.12.26.] <개정 2016.10.31.> <중략> 5. 적정공급용량은 최대부하와 시장기준예비율을 이용하여 다음과 같이 산정한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31., 개정 2019.5.31., 개정 2021.0.00.> 적정공급용량 = 최대부하 × (1+시장기준예비율) 6. 시장기준예비율은 제주지역을 제외하고 다음 각 목의 산정기준에 따라 산정하며, 세부사항은 비용평가세부운영규정에서 정한 바에 따른다. [신설 2021.0.00.] 가. 시장기준예비율은 매년 산정하는 것을 원칙으로 한다. 나. 시장기준예비율은 최근 3개년 각 연도의 시간대별 기준수요로부터 산정한 6개의 시간대별 수요전망과 당해연도 7월부터 다음연도 6월까지의 시간대별 공급용량전망을 이용하여 전력수급기본계획의 공급신뢰도 확보 기준을 만족하는 설비예비율을 산술평균하여 산정한다. 다. 시간대별 기준수요는 최근 3개년 각 연도의 시간대별 중앙급전발전기 거래량, 전력시장 참여 비중앙발전기 거래량, 수요반응자원의 전력부하감축거래량을 합하여 최종 3개의 기준수요를 산정한다. 라. 시간대별 수요전망은 최근 3개년 각각 연도의 시간대별 기준수요에 대하여 해당연도 기준수요의 최대부하와 연간총수요가 최대부하 전망치와 연간총수요 전망치가 같도록 조정하고, 주간단위 요일별 수요패턴이 일치하도록 보정하여 최종 6개의 시간대별 수요전망을 산정한다. 마. 최대부하 전망치는 직전년도 최대부하에 최근 3년간의 최대부하 증가율(기하평균)을 곱하여 산출한다. 바. 연간총수요 전망치는 직전년도 연간 총수요에 직전 3년간의 연간총수요 증가율(기하평균)을 곱하여 산출한다. 사. 시간대별 공급용량전망은 당해연도 7월부터 다음연도 6월까지 중앙급전발전기 및 전력시장 참여 비중앙 발전기 용량과 수요반응자원의 의무감축용량을 합하여 산출한다. 7. 공급용량계수는 적정공급용량을 공급용량으로 나누어 산정한다. <개정 2014.11.3.> <호번호 변경 및 개정 2016.10.31., 호번호 변경 2021.0.00.> 8. <호번호 변경 및 삭제 2016.10.31., 호번호 변경 2021.0.00.> 9. 당해년도 7월부터 다음연도 6월까지 실제 적용하는 공급용량계수는 그 직전 2년의 공급용량계수 실적치를 포함한 3년의 평균값으로 한다. [신설 2007.12.27.] <호번호 변경 및 개정 2016.10.31., 호번호 변경 2021.0.00.> < 중 략 > 부 칙 (2021. 0. 00.) 제2조(시장기준예비율 신설에 따른 경과조치) 시장기준예비율 신설에 따른 공급용량계수(ICF) 산정방법 개정규정은 규칙개정일 이후 비용평가위원회에서 결정한 시점부터 적용한다.	·시장기준예비율 용어의 정의 신설 ·비용위 의결사항에 시장기준예비율 추가 ·적정공급용량 산정기준 변경 - 시장기준예비율 신설 ·시장기준예비율 산정기준 신설 - 산정주기 - 산정방법 - 시간대별 기준수요 산정기준 - 시간대별 수요전망 산정기준 - 최대부하 전망치 산정기준 - 연간총수요 전망치 산정기준 - 시간대별 공급용량 전망 산정기준 ·시장기준예비율 신설에 따른 경과조치

□  실계통기반 하루전시장 기대이익정산금 지급기준 개선(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

[별표 2]

정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산 <개정 2021.1.1>

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26., 2019.1.2.>

③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산

하루전발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소의 지시에 의해 감축한 전력량은 발전계획량으로 발전 시 기대이익(발전하지 못한 전력량에 대한 시장가격정산금과 변동비의 차액)으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰하여 하루전발전계획에 반영된 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우, MAP 산정을 위한 SCMAG는 CC모드 변동비를 적용한다. <개정 2021.1.1.>

즉,

MGOi,t ≥ Min(DAOSi,t, RAi,t) 이면, MAPi,t = 0,

그렇지 않으면,

MAPi,t = Max{(MPMAGi,t - SCMAGi,t), 0}

단, 고정출력발전기로서

Min(DAOSi,t, RAi,t) - Min(RAi,t × 0.01, 5) ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0

여기서,

MPMAGi,t = MPi,t × [(Min(DAOSi,t, RAi,t) - Min(MGOi,t, RAi,t)] × 1,000

SCMAGi,t = QPCi × {MIN(DAOSi,t, RAi,t)2 – MIN(MGOi,t, RAi,t,)2} + LPCi × {MIN(DAOSi,t, RAi,t) - MIN(MGOi,t, RAi,t,)} + NLPCi × MAGFi,t

MAGFi,t : 발전량 감축시 발전기정지 여부 표시기로서 DAOSi,t > 0, MGOi,t = 0 이면 “1”, 그렇지 않으면 “0”

MAPi,t : 하루전발전계획의 발전계획량 대비 거래시간에 감축한 전력량(MWh)에 대한 거래시간별 정산금

MPMAGi,t : 발전하지 못한 전력량을 시장가격으로 정산할 경우 정산금

SCMAGi,t : 발전하지 못한 전력량에 대한 연료비

MPi,t : Min(SMPt, PC) × TLFi,t

단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × TLFi,t

TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수

SMPt : 거래시간 계통한계가격

MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각거래 시간별 발전 전력량(MWh)

RAi,t	: 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨

DAOSi,t : 하루전발전계획에서 배분된 발전기별 에너지발전량  <개정 2021.1.1>

하루전발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소의 지시에 의해 발전하지 못한 전력량정산금(MAPi)는 다음과 같다. <개정 2021.1.1.>

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

[별표 2]

정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산 <개정 2021.1.1>

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

가. 일반발전기(수력 및 양수 및 중앙급전 구역전기 발전기를 제외한 발전기) <개정 2006.12.26., 2019.1.2.>

③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산

하루전발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소의 지시에 의해 감축한 전력량은 발전계획량으로 발전 시 기대이익(발전하지 못한 전력량에 대한 시장가격정산금과 변동비의 차액)으로 정산한다. 단, CC모드로 입찰하여 하루전발전계획에 반영된 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우, MAP 산정을 위한 SCMAG는 CC모드 변동비를 적용한다. <개정 2021.1.1.>

즉,

MGOi,t ≥ Min(DAOSi,t, RAi,t) 이면, MAPi,t = 0,

그렇지 않으면,

MAPi,t = Max{MPMAGi,t – SCMAGi,t – LOCMAGi,t, 0} <개정 2021.9.00.>

단, 고정출력발전기로서

Min(DAOSi,t, RAi,t) - Min(RAi,t × 0.01, 5) ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0

여기서,

MPMAGi,t = MPi,t × [(Min(DAOSi,t, RAi,t) - Min(MGOi,t, RAi,t)] × 1,000

SCMAGi,t = QPCi × {MIN(DAOSi,t, RAi,t)2 – MIN(MGOi,t, RAi,t,)2} + LPCi × {MIN(DAOSi,t, RAi,t) - MIN(MGOi,t, RAi,t,)} + NLPCi × MAGFi,t

LOCMAGi,t = LOCRHF × MAX{LOCRQi,t –RAi,t + MIN(RAi,t , DAOSi,t), 0} [신설 2021.9.00]

LOCMAGi,t : 발전하지 못한 전력량에 대해 정산받게 되는 시간대별 예비력용량가치 정산금 [신설 2021.9.00]

LOCRHF : 예비력용량가치 정산단가 [신설 2021.9.00]

LOCRQi,t : 예비력용량가치 공급량 [신설 2021.9.00]

MAGFi,t : 발전량 감축시 발전기정지 여부 표시기로서 DAOSi,t > 0, MGOi,t = 0 이면 “1”, 그렇지 않으면 “0”

MAPi,t : 하루전발전계획의 발전계획량 대비 거래시간에 감축한 전력량(MWh)에 대한 거래시간별 정산금

MPMAGi,t : 발전하지 못한 전력량을 시장가격으로 정산할 경우 정산금

SCMAGi,t : 발전하지 못한 전력량에 대한 연료비

MPi,t : Min(SMPt, PC) × TLFi,t

단, 제주지역 발전기에 대해서는 MPi,t : SMPt × TLFi,t

TLFi,t : 거래시간대의 각 발전기의 정적손실계수

SMPt : 거래시간 계통한계가격

MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각거래 시간별 발전 전력량(MWh)

RAi,t	: 마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력증가/감소율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는 경우에는 Ai,t 대치됨

DAOSi,t : 하루전발전계획에서 배분된 발전기별 에너지발전량  <개정 2021.1.1>

하루전발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소의 지시에 의해 발전하지 못한 전력량정산금(MAPi)는 다음과 같다. <개정 2021.1.1.>

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

[시행일 : 2022. 1. 1. 이내 시행예정]

· 기대이익 정산금 체계 변경

(기대이익은 보상하되 예비력용량가치로 이중보상한 정산금은 차감)

□  계절별 기동비용 산정을 위한 자료 제출시기 개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ② 발전기 운전비용과 관련된 자료는 실 근무일 기준으로 다음 각 호의 기한까지 전력거래소에 제출하여야 한다. (중 략) 2. 기동비용(SUCi) : 매 분기 시작 1개월 전	제2장 발전입찰 및 가격결정 제1절 발전비용 평가절차 제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사) ② 발전기 운전비용과 관련된 자료는 실 근무일 기준으로 다음 각 호의 기한까지 전력거래소에 제출하여야 한다. (중 략) 2. 기동비용(SUCi) : 판매사업자가 공표한 기본공급약관 별표3의 계절별·시간대별 구분표에 따른 계절 시작월의 2개월 전 말일	․ 기동비용 산정을 위한 적용계절을 판매사업자가 공표한 기본공급약관의 계절과 일치시킴 ․ 자료제출 시기 명확화

□  양수발전소 용량가격지급률 산정기준 개정(안)

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조 ~ 에 따라 다음 사항을 심의□조정□의결한다.

(생략)

9. 양수발전기 및 중앙급전전기저장장치별 용량가격지급률

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

<신 설>

약어	기호 및 변수명	단위	내용
ζi	양수발전기별 용량가격 지급률		양수발전소별 용량가격지급률

[별표 2]

정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량에 대한 정산

<중 략>

2. 공급가능용량에 대한 정산

<중 략>

다. 양수발전기

양수 발전기의  용량정산금(TPCPi) 은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉,

TPCPi,t = RAi,t × (PHCFi + β) × ζi × 1000

여기서,

<추 가>

PHCFi = RCPi × RCFi × PTCFi × FSFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정

FSFi : 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.]

PTCFi : 양수발전기별 거래일 발전실적 가중평균 TCF

[eqn: rm PTCF _{i} = {sum _{t} ^{} (MGOi,t` TIMES `TCFt)} over {sum _{t} ^{} MGOi,t}] 단,

[eqn: rm sum _{t} ^{} MGOi,t=0] 이면, [eqn: rm PTCF _{i} = & ( {sum _{t=9} ^{24} (TCF _{t} )} over {16} )]

ζi : 양수발전기별 용량가격지급률이며 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다.

라. 전기저장장치

➀ 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 대한 정산은 양수발전의 공급가능용량에 대한 정산규칙을 준용한다.

➁ 1항의 정산과 관련하여, 양수발전기별 용량가격 지급률은 전기저장장치별 용량가격 지급률로, 양수발전의 용량가격보정계수는 전기저장장치의 용량가격보정계수로 본다.

<중 략>

11. 예방정비 일정 변경에 대한 정산

<중 략>

다. 양수발전기

양수 발전기의  계획예방정비계획 조정시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간 동안 거래시간 단위로 추가용량요금(ACPi,t)을 지급한다. 즉,

ACPi,t = PMAi × (DCFi + β) × ζi × ACTF × 1,000

여기서,

<추 가>

DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd)÷AOHD,0}] × FSFi

ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량요금

PMAi : 예방정비용량으로 예방정비 개별 발전기의 최대발전용량(MGC)을 적용한다(kW)

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정

TCFd : 예방정비일정 조정 후 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계

TCFbd : 예방정비일정 조정 전 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계

AOHD : 조정 후 예방정비기간(시간단위)

FSFi : 연료전환성과계수

ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 전력거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 “1”, 그렇지 않으면 “0”임

ζi : 양수발전기별 용량가격지급률이며 이 계수의 결정 절차는 제2장 제2절에 따른다.

β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장 제2절에 따른다.

각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi,t)은 다음과 같다.

[eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}]

부 칙 (0000. 00. 00.)

<신  설>

제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조 ~ 에 따라 다음 사항을 심의□조정□의결한다.

(생략)

9. 양수발전기 및 중앙급전전기저장장치별 용량가격지급률

[별표 1]

기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
ECPFit	용량가격 표시기 (Energy storage resource Capacity Payment Flag)		용량가격 지급 여부 표시기

약어	기호 및 변수명	단위	내용
ζi	양수발전기별 용량가격 지급률		양수발전소별 용량가격지급률

[별표 2]

정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량에 대한 정산

<중 략>

2. 공급가능용량에 대한 정산

<중 략>

다. 양수발전기

양수 발전기의  용량정산금(TPCPi) 은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉,

TPCPi,t = RAi,t × (HCFi,t +β) × ECPFi,t × 1000

여기서,

ECPFi,t = 용량가격 지급 여부 표시기로서 거래시간 1시부터 8시까지는 ‘0’, 그 외의 시간은 ‘1’

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정

FSFi : 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.]

<삭 제>

<삭 제>

라. 전기저장장치

➀ 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 대한 정산은 양수발전의 공급가능용량에 대한 정산규칙을 준용한다.

➁ 1항의 정산과 관련하여, 용량가격 표시기는 전기저장장치 저장용량(최대 용량 충방전시간)을 고려하여 비용평가위원회에서 결정한다.

➂ 또한, 전기저장장치의 용량가격보정계수는 양수발전의 용량가격보정계수를 준용한다.

<중 략>

11. 예방정비 일정 변경에 대한 정산

<중 략>

다. 양수발전기

양수 발전기의  계획예방정비계획 조정시에는 다음 식에 따라 조정 전 예방정비기간 동안 거래시간 단위로 추가용량요금(ACPi,t)을 지급한다. 즉,

ACPi,t = PMAi × (DCFi + β) ×ECPFi,t × ACTF × 1,000

여기서,

ECPFi,t = 용량가격 지급 여부 표시기로서 거래시간 1시부터 8시까지는 ‘0’, 그 외의 시간은 ‘1’

DCFi = RCPi × RCFi × [Max{(TCFd − TCFbd)÷AOHD,0}] × FSFi

ACPi,t : 계획예방정비계획 조정으로 인한 시간대별 추가용량요금

PMAi : 예방정비용량으로 예방정비 개별 발전기의 최대발전용량(MGC)을 적용한다(kW)

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

RCFi : 적정 설비예비력을 고려한 지역별 가중치이며, 본 가중치는 비용위원회에서 결정

TCFd : 예방정비일정 조정 후 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계

TCFbd : 예방정비일정 조정 전 예방정비기간의 시간대별용량가격계수 합계

AOHD : 조정 후 예방정비기간(시간단위)

FSFi : 연료전환성과계수

ACTF : 계획예방정비계획 조정 플래그이며, 전력거래소가 계획예방정비계획을 조정하면 “1”, 그렇지 않으면 “0”임

<삭 제>

β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장 제2절에 따른다.

각 발전기의 거래일 추가용량정산금(ACPi,t)은 다음과 같다.

[eqn: rm ACP_i = SUM from { t } ACP_{i,t}]

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)의 개정사항은 2021년 11월 1일부터 적용한다.

·비용위원회 기능 수정

·용량가격표시기 정의 신설

·용량가격지급률 삭제

·용량정산금 정산식의 지급률 삭제

·용량정산금 정산식을 발전지시 이행 가능시간에 대한 정산식으로 개정

·양수발전기별 거래일 발전실적 가중평균 TCF 삭제

·용량정산금 용량가격지급률 결정절차 삭제

· 전기저장장치의 용량정산금 산식이 양수 발전을 준용하도록 문구 변경

·계획예방정비 일정변경에 대한 용량정산금 정산식의 지급률 삭제

· 시스템 보완 후 시행일로부터 1개월 이내 시행