전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	제주지역 수요자원시장 분리운영을 위한 개정(안)	제22-1차 (2022. 5. 20)
2	재생에너지 직접전력거래 정산금 관련 규칙개정(안)	상동
3	중앙급전전기저장장치 용량정산금 산정기준 규칙개정(안)	상동
4	RPS 의무이행비용 정산 절차 개선(안)	상동
5	지역별 가격결정 시행시기 조정(안)	상동
6	연료전환성과계수 개정(안)	상동
7	기준용량가격 용어정의 명확화(안)	상동
8	판매사업자의 채무불이행시 조치관련 규칙개정(안)	상동

Ⅱ. 개정 내용

□  제주지역 수요자원시장 분리 운영을 위한 규칙개정(안)

1. 제안취지

□ 현재 DR제도는 수도권, 비수도권(제주 포함)으로만 구분하고 있어 제주지역 수급비상시 수요자원을 비상자원으로 활용이 어려우며,제주지역 특성을 고려한 DR제도로 개편 필요

* 제주 수요특성, 출력제어 상황을 고려한 신뢰성DR, 자발적DR 운영방식 개편

2. 주요 개정내용

□ (제주DR 신설 및 등록기준 개정) 제주권 지역(제주DR) 신설 및 등록기준 완화*

* 제주DR은 고객종별, 등록용량 등의 제한을 폐지

□ (DR 프로그램별 제주지역 기준안 신설) 제주지역의 신뢰성DR, 경제성DR, 피크수요DR 발령 및 보상 기준 개정, 플러스DR 당일시장* 운영기준 개정

* 별도 입찰 없이 당일 3시간 전 실시간 기준 출력제어량 이상 예상시 발령하여 참여

□ (가격 및 RCP 부문 개정) 제주지역은 별도 최고발전기 가격, SMP, RCP 등 적용

□ (플러스DR 실시간 시장 운영) 별도 입찰없이 당일 출력제어 발생예상시 3시간 전 발령

<규칙개정안 요약>

구 분		현행	개정안
비상DR	신뢰성DR	육지만 운영 (수도권, 비수도권(제주포함))	제주지역 신설 (수도권, 비수도권, 제주권)
자발적 DR	경제성DR
	피크수요DR
국민DR		지역구분 없이 운영	육지/제주 지역 구분
플러스DR		하루 전에만 발령	당일 3시간 발령 추가

3. 개정 효과

□ 제주지역 특성에 맞는 DR제도 운영으로 비상대응 강화 및 제도 활성화

□ 플러스DR 발령 정확도 제고에 따른 풍력발전 출력제어량 저감

□  재생에너지 직접전력거래 정산금 관련 규칙개정(안)

1. 제안취지

□ 재생에너지전기공급사업자가 전기사용자에게 재생에너지를 직접 공급하는 재생에너지직접전력거래(이하 직접PPA) 도입에 따른 전력시장 후속조치 필요

ㅇ 직접PPA 제도는 전기사업법·시행령 개정('21.10) 후 전력시장운영규칙 개정 (5.30일 예정)을 거쳐 7.1일 부로 시행할 예정

ㅇ 직접PPA 거래에 따른 부가정산금, 전력량 및 용량 정산금 산정기준 마련 필요

2. 주요 개정내용

□ 직접전력거래에 따른 관련 부가정산금 등 정산관련 규정 개정

① (부가정산금 정산) 직접PPA 전력거래에 적용하는 부가정산금*에 대한 단가 산정 및 정산 방안 마련

* 모든 전기사용자가 전력시장에 납부하는 부가정산금을 직접PPA 사용자에게도 부과

** 비용평가위원회에서 의결된 직접구매자 부가정산금단가 기준 활용

② (직접구매자 기준용량가격) 직접구매자에 적용하는 기준용량가격을 당해연도 전체 발전기 기준용량가격의 평균값으로 적용

* (사유) 당해연도 기준용량가격(현행) 적용하면 직접구매자는 가장 높은 값을 적용받게 됨

③ (정산금 산정시점 명확화) 직접PPA 초과발전 및 부가정산금에 대한 지급절차 마련

* (사유) 시간대별 전기사용자 소비량(한전 정보)과 직접전력거래 발전기의 발전량(KPX 정보) 정보교환 주기를 고려하여 확정

다. 개정 효과

□ 재생에너지 직접구매 참여자에 대한 명확한 시장 시그널 제공

□ 합리적 직접PPA 운영을 통한 재생에너지 확산 및 RE100 목표 달성에 기여

□ 중앙급전전기저장장치 용량정산금 산정기준 규칙개정(안)

1. 제안취지

□‘21년 3차 양수발전기 용량정산금 규칙개정 당시 전기저장장치의 용량요금을 양수발전기와는 별도로 산정하라는 실무협의회 의견*에 따라,

☞ 현행 양수발전기는 일반발전기와 동일기준으로 CP를 지급하되 펌핑시간(01~08시)은 제외

* ‘양수발전소 용량정산금 산정기준 개정’ 안건 실무협의회 검토의견(‘21.08.23)

: 전기저장장치의 발전지시이행가능시간대는 연구과제 수행 후 추가 개정 필요

□ 전력계통 기여도와 전기저장장치의 기술적 특성을 고려한 전기저장장치의 용량정산금 산정기준을 신설하고자 함

2. 주요 개정내용

□ (실효용량 신설) 양수와 달리 발전지시 이행가능시간대 고정이 불필요하므로 방전지속가능시간에 따라 실효용량*을 차등하여 용량정산금을 지급

ㅇ (실효용량비율 산정) 전기저장장치와 전통 발전자원의 계통신뢰도(LOLE) 기여도 비교분석을 통해 산정하며, 배터리용량에 따른 기여도 차이를 반영하기 위해 방전지속시간별로 구분

<전기저장장치의 실효용량비율 예시>

ESS의 방전지속시간		1h	2h	3h	4h
실효용량 [%]	National Grid(영국)	38.70%	65.79%	79.33%	92.88%
	PJM(미국)	19.35%	38.70%	58.05%	77.40%

□ (TCF 삭제) 시간대별 가격계수는 피크발생확률 즉 피크기여도를 고려한 계수로, 실효용량비율 산정시 이미 피크기여도를 고려하기 때문에 해당계수 삭제

<양수발전기와 전기저장장치 용량정산금 산식비교>

구 분	양수발전기	전기저장장치
용량정산금	용량 × 용량가격지급여부 × HCF	용량 × 실효용량비율 × HCF
비 고	· 용량가격지급여부 : 1시부터 8시까지는 ‘0’, 그 외의 시간은 ‘1’ · HCF = RCP × RCF × TCF × FSF	· 실효용량비율 : 방전지속시간에 따라 공급용량으로 인정되는 비율 · HCF = RCP × RCF× TCF × FSF

3. 개정 효과

□ 전력계통 기여도를 고려한 용량정산금 목적에 부합하는 지급기준으로 전기저장장치 용량정산금 지급방안 확보 및 투자 인센티브 강화

□  RPS 의무이행비용 정산 절차 개선(안)

1. 제안취지

□ 전력거래 정산과 달리 연간 의무이행비용은 정산결과의 확인과 정산금 산정 결과에 대한 조정신청 등 절차의 부재로 정확한 정산금 산정에 어려움이 있음

☞ RPS의무이행비용은 연단위 별도정산되고 있어 초기정산 공표 등 일반 정산절차가 미적용 중

□ 또한, 일부 공급의무자가 제출기일이 경과한 이후 추가 또는 수정자료를 제출하는 사례가 지속적으로 발생하고 있어 이에 따른 정산 일정의 차질이 우려됨

☞ RPS의무이행비용은 전체 REC의 가중평균으로 산정되므로 1건의 REC 단가 변경시 전체 정산금을 재산정해야함

□ 그리고 공급인증서 거래 참여자 급증으로 회원가입 및 정산계좌 등록 관련 서류업무가 늘고 있어 해당 업무에 대한 효율적 운영이 필요

2. 주요 개정내용

개정 구분			세부 내용
정산		프로세스 신설	· 초기정산 및 정산결과에 대한 조정신청 절차 신설
자료 제출	이행비용 정산	제출기한 미준수 방지	· 이행비용은 제출기일 이내의 자료를 기준으로 산정함을 명시 · 추가 또는 수정자료 제출기한을 두어 공급의무자 책임성 강화
	시장운영	전자화	· 공급인증서 거래시장 참여자 등록 및 현물시장 정산계좌 등록·변경 자료에 대한 전자접수 명시
		접수기준	· 참여자 및 정산계좌 등록·변경 시 회원사 동의 절차 신설 · 이의신청기간을 두어 참여자 책임성 강화
자료 보관		의무 부여	· 제출서류 원본을 공급인증서 거래기간 및 회원 탈퇴 이후 일정기간(5년) 보관토록 책무 부여

3. 개정효과

□ 이행비용 정산 절차에 공급의무자 검토 및 자료 제출기한 미준수 방지 규정을 신설하여 정산 정확성 제고

□ 회원가입 서류접수 전자화로 업무 처리기간 단축, 신청자가 진행사항을 확인할 수 있도록 함으로써 고객 만족도 제고

□ 지역별 가격결정 시행시기 조정(안)

1. 제안취지

□ 비동기계통임에도 불구하고 제주발전기가 육지SMP를 결정하는 상황이 발생하여 가격신호를 왜곡하므로, 실계통기반 하루전시장 도입을 위한 규칙개정 시(제20-6차) 제주와 육지를 구분하는 별도 가격결정 방안을 병합하여 개정*함

□ 그러나, 실계통기반 하루전시장 도입 관련 시스템 개선 지연 등으로 해당 규칙개정의 시행시기를 6개월 이연하기로 결정(제21-4차) 제주-육지 별도 가격결정 방안도 함께 이연 됨.

□ 최근 제주발전기의 육지SMP 결정빈도가 급격히 상승하고 있어, 가격신호 왜곡 방지 및 소비자 보호를 위해 제주-육지 별도 가격결정 방안 즉시 시행 필요

2. 주요 개정내용

□ 실계통기반 하루전시장 도입을 위한 규칙개정에 적용된 1년 6개월간의 경과조치 적용대상 중, 지역별 가격결정 관련 조항 제외

<규칙개정안 요약>

현 행	개정안
제주발전기가 육지 SMP 결정 불가 (단, 실계통시장이 도입되는 7.1이후 시행)	좌동 (규칙개정 완료 직후 시행)

3. 개정 효과

□ 제주발전기가 육지SMP를 결정하는 상황을 방지하여, 가격신호 왜곡방지 및 전기소비자 보호

□ 연료전환성과계수 개정(안)

1. 제안취지

□ 연료전환성과계수 내 환경기여도는 『온실가스 감축을 통한 기후변화에 효과적 대응』을 목적으로 도입(‘16.10)하였으며, 발전기의 온실가스 배출계수를 용량가격에 반영하여 차등하는 계수임

□ 그러나 최근 동일한 목적으로 온실가스 배출권 거래비용을 발전기의 열량단가에 반영하는 제도(배출권열량단가 제도)가 시행(‘22.1)되고 있으므로 온실가스 배출관련 시장 제도를 일원화할 필요가 있음

□ 또한 온실가스 배출은 발전기의 발전량과 밀접한 관련이 있으므로 용량가격보다 열량단가에 반영함이 합리적이므로, 온실가스 배출관련 시장제도는‘배출권열량단가’로 일원화 할 필요가 있음

2. 주요 개정내용

□ (성과연동형용량가격계수로 개정) 연료전환성과계수의 환경기여도를 삭제, 발전기여도만을 고려하여 산정한 용량가격계수

<연료전환성과계수 산정기준>

현 행	개정안
환경기여도(탄소배출기준) 20% 발전기여도 80%	발전기여도 100%

3. 개정 효과

□ 온실가스 배출 관련 전력시장 제도를 일원화하여 온실가스 배출비용과 시장 가격신호의 정합성을 제고하고, 기후변화에 효과적 대응

□  기준용량가격 용어정의 명확화(안)

1. 제안취지

□ 기준용량가격은 고정비 연금액을 회수할 수 있도록 설정된 보상가격으로 현재 기준발전기의 변동비 마진이 없음*을 고려하여 기준발전기의 건설투자비, 운전유지비 등 비용으로만 산정

* 기준발전기의 변동비가 정산상한가격으로 설정(규칙 제2.4.4조)되어 있어, 기준발전기는 변동비 마진이 발생하지 않음

□ 그러나 재생에너지 증가에 대비하여 예비력용량가치 정산금* 등 예비력 및 보조서비스 관련 다양한 제도개편이 진행 중이며, 관련 정산금 역시 확대될 예정에 있음.

□ 기준발전기 또한 이러한 정산금을 통해 고정비 연금액의 일부를 회수 가능하므로 기준용량가격 산정 시 이를 차감하고 산정함이 타당*

* 미국, 유럽, 일본 등의 용량시장에서도 용량가격 산정시 순진입비용 개념
(Net-CONE, ‘고정비-전력시장기대이익’)을 도입하고 있음

2. 주요 개정내용

□ (기준용량가격 용어 명확화) 기준용량가격 산정 시 전력시장에서 얻은 이익을 제외하여 고정비 회수 필요금액을 산정

3. 개정 효과

□ 적정 용량가격 책정으로 가격신호 왜곡 방지

□  판매사업자의 채무불이행시 조치관련 규칙개정(안)

1. 제안취지

□ 한전은 최근 에너지가격 급등, 금리상승 등으로 인해 유래 없는 유동성 위기에 직면, 채무불이행이 발생할 수 있는 상황

□ 현 규칙은 판매사업자의 채무불이행 시 채무불이행 결정 당일부터 전력시장에서의 거래가 정지되도록 규정하고 있음

□ 전력시장 전체 거래량의 99% 이상을 구입하는 한전에 대한 거래정지는 전력시장 마비로 인한 국가적 혼란을 야기할 수 있으므로 안정적 전력시장 운영을 위한 예외규정 신설 필요

2. 주요 개정내용

□ 판매사업자 채무불이행에 따른 거래자격 정지 처분 보류조항 신설

ㅇ (현행) 채무불이행 결정 당일 자정(24:00)에 전력시장 거래자격 정지

ㅇ (개정) 채무불이행 예정 사실을 차수별 결재일 이전에 통지하고 채무불이행 해소계획을 제출한 경우, 30일간 거래자격 정지 처분 보류

3. 개정 효과

□ 판매사업자의 일시적 유동성 문제로 인한 전력계통 파급 영향 최소화

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□  제주지역 수요자원시장 분리 운영을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제1장	총칙

제1절	통칙

제1.1.2조(용어의 정의)

1~125. 생 략

126. “전력부하증대거래량”이라 함은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하증대량을 합한 것이며, 자발적 수요증대에 따른 전력부하증대거래량(이하 “계획증대량”)을 말한다.

제5장	전력계통 운영

제3절	급전지시

제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ 생략

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만 제4호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다.

1∼4. <생략>

5. <신 설>

제12장  수요반응자원의 거래

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제1절  통칙

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

1~10. <생략>

<신설>

12~23. 생 략

24. “자발적 수요증대”라 함은 전력부하증대량 거래를 위한 수요반응자원의 수요증대를 말한다.

25. 생 략

26. <신 설>

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

제12.2.2조(수요반응자원의 등록)

① 제12.2.1조에 따라 전력거래자로 등록한 수요관리사업자 중 수요반응자원을 등록하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 신청기간 종료일까지 제3항에 따른 ‘등록 신청서류’를 전력거래소에 제출하여야 한다.

1. 표준DR, 중소형DR, 주파수DR, 플러스DR

초기등록 신청기간	초기등록 완료일	초기 전력거래기간
10월20일∼10월31일	11월30일	12월1일∼다음해 11월 30일

② 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항 또는 제4항의 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다.

1. 생략

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

3. 1개 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표와 같다.

구분	의무감축용량
표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하
국민DR	제한없음
주파수DR	1MW 이상 (감축예상용량)

4. 표준DR, 중소형DR, 국민DR은 10개 이상, 주파수DR, 플러스DR은 1개 이상의 수요반응참여고객으로 구성되어야 한다.

<중략>

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 다음 각 호에 따라 수요반응자원을 추가하여 등록신청을 할 수 있다

1. 표준DR 또는 중소형DR <개정 2019.11.07.>

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 전력거래기간
4월20일∼4월30일	5월31일	6월1일∼11월30일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록)

① 중략

1. 표준DR, 중소형DR, 플러스DR

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

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다.

1~4 생략

5. 표준DR 또는 중소형DR에 등록하는 수요반응참여고객은 전력거래소 요구기준에 따라 사용전력량 감시기기를 설치하고 5분 단위 실시간 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다.

6~7 생략

8. 표준DR 또는 중소형DR의 수요반응참여고객은 수요반응자원의 지역별 구분과 수요반응참여고객의 주소가 일치하여야 한다.

⑤ 수요관리사업자는 초기 등록한 표준DR 또는 중소형DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 거래에서 감축시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 날이 2회일 경우, 자신의 타 수요반응자원으로 수요반응참여고객을 이동시킬 수 없다.

제3절  등록시험 및 감축시험

제1관  등록시험

제12.3.1.2조(검증항목 및 일시)

① 생략

② 전력거래소는 등록시험의 감축지속시간을 3시간∼4시간으로 적용한다. 단, 중소형DR의 감축지속시간은 1시간을 적용한다.

③ 생략

④ 등록시험은 평일 09시부터 20시 사이(12시~13시 제외)에 시행한다. [신설 2019.12.13.]

제2관  감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

가. 감축시험은 12월 및 6월 1~2주에, 감축재시험은 12월 및 6월 3~4주에 시행함을 원칙으로 하며, 감축지속시간은 1~4시간으로 한다.

제4절	수요반응자원의 거래

제1관  전력거래기간

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

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

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

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

FFSFm : 수요반응자원의 거래월별 고정연료전환성과계수

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

제2관 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래요건) ① ~ ③ 생략

<신 설>

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

1~2 생략

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.

②~③ 생략

④ <삭제 2021.9.18.>

제3관  실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청) ① 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청에는 수요반응자원별 다음 각 호의 내용을 포함하고 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 전력수요 의무감축요청 대상에서 제외한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

<신 설>

2. 국민DR

평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 6시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

② 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청은 수요반응자원별 아래 표에 따라 이루어져야 하며 중소형DR에 대한 일일 전력수요 의무감축요청은 비연속적으로 이루어져야 한다.

구분	표준DR	중소형DR	국민DR
전력수요 의무감축요청 발령시각 (감축준비시간)	감축시작 시각 최소 60분 전	좌 동	감축시작 시각 최소 30분 전
일일 전력수요 의무감축요청 한도	2회	2회	1회
의무감축지속시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	좌 동
전력거래기간 내 총 감축시간 한도 (추가등록 자원)	60시간 (30시간)	좌 동	해당사항 없음

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR 또는 중소형DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다.

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 다음 각 호의 기준에 따라 거래시간별 고객기준부하를 산정한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요관리사업자가 수요반응참여고객 등록 시 선택한 참여고객별 고객기준부하 산정방식 및 옵션에 따라 수요반응참여고객별 산정한다.

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

제12.5.2.1조에 따라 거래시간별 수요반응참여고객단위 고객기준부하를 산정 후 거래시간별 실제 부하감축시간동안 수요반응참여고객의 사용전력량을 차감하여 산출한다

③ 감축일 감축시간대에 수요반응참여고객의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우, 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. [신설 2020.7.8.]

1. 표준DR, 중소형DR, 주파수DR

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

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하감축량을 제12.5.2.3조에 따라 산정 후 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

제6절  정산

제1관  수요관리사업자에 대한 정산

제12.6.1.1조(전력부하감축거래량 등에 대한 실적정산금 정산) ① 전력거래소는 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표8 및 별표26에 따라 정산한다. <개정 2019.12.31>

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량 <개정 2019.12.31>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량 <개정 2019.12.31>

3. SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

4. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량 [신설 2020.11.01.]

5. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량 [신설 2021.1.1.]

6.  <신 설>

제4관	발전사업자의 수요반응자원에 대한 정산 [본관신설 2021.1.1.]

제12.6.4.1조(생 략)

제12.6.4.2조 <신 설>

제7절  수요반응자원의 전력부하증대량 거래

[본절신설 2021.1.1]

제2관	자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2021.1.1.]

제12.7.2.1조(발전사업자의 전력거래 요건) ① 발전사업자로서 전력부하증대량 구매를 하고자 하는 자는 별지 제122호서식의 등록신청서를 갖추어 플러스DR의 전력거래 개시 1개월 전까지 전력거래소에 전력부하증대량 구매자의 등록을 신청하여야 한다.

② 제1항에 따라 등록을 완료한 발전사업자가 폐업 등 부득이한 사유로 거래를 종료하고자 할 경우 별지 제122호서식의 신청서를 갖추어 전력거래소에 해지 신청하여야 하고, 전력거래소는 특별한 사정이 없는 한 신청 접수일 익월 1일부터 해지하여야 한다.

제3관  <신 설>

제12.7.2.2조(수요관리사업자의 전력거래 요건) 수요반응자원의 자발적 수요증대에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. 매일의 거래시간 9시에서 18시까지에 대해서 입찰할 수 있다. <개정 2021.4.30.>

2. 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 증대가능용량은 0.01MW-h 이상이어야 한다.

3. 표준DR, 중소형DR, 국민DR, 주파수DR은 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다.

제12.7.2.3조(입찰서의 제출)

제12.7.2.4조(입찰서의 내용)

제12.7.2.5조(마감시간 이후 입찰 자료의 변경)

제12.7.2.6조(입찰 자료를 제출받지 아니한 경우)

제12.7.2.7조(플러스DR 기준출력제어량 산정)

제12.7.2.8조(증대계획량 산정) ④ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에도 불구하고 동일 시간대에 표준DR 또는 중소형DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 해당 거래시간 모든 수요반응자원의 증대계획량을 “0”으로 조정하고, 조정내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하여야한다. [신설 2021.1.1.]

제4관  <신 설>

<부칙>

신 설

[별표 1]

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
MGPt	최고발전가격 (Maximum Generating Unit Price)	원/MWh	수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>

[별표 4]

입찰 운영 절차

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

6.3.8.1	생략

6.3.8.1.1	수요관리사업자는 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 제주지역 수요반응참여고객을 제외하고 입찰하여야 한다. [신설 2021.1.1.]

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

7.2.1  생략

7.2.2   수급경보 발령에 따른 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다. 전력거래소는 전력계통 안정운영에 책임을 가지며, 송전, 판매사업자, 전 발전사업자 및 수요관리사업자는 전력계통 운영에 협조하여야 한다. [2014.11.3.]

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

1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령하여 전력부하감축을 시행한다.

2~9 생략

[별표 26]

수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행

에 대한 정산

가. 표준DR 또는 중소형DR

나. 국민DR

3~7. 생  략

8. <신 설>

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

자발적 수요감축에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래

시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축요청이행량에 대해 우선적으로 정산한다.

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

하루전발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 수요반응자원의 종류에 따라 다음 각 목과 같이 정산금을 산정한다.

가. 표준DR 또는 중소형DR

전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 MGP로 정산한다.

(중략)

나. 국민DR

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

DRPi,t = [ DLRi,t × {SMPt × DRTFi,t + MGPt × (1 – DRTFi,t)} × (1-RDFi) + Max(DRi,t, 0)× {(RBPy / MRT) + MGPt } × RDFi ] × RTWFi × 1000

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

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

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

단, <삭제 2020.7.8.>

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

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

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

RHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi.

RTWFi = 1 + { (60 / RTi) / 10 } × RDFi

여기서,

DRPi,t	: 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액

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

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량(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

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

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

4. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산

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

(중략)

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

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

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산

(중략)

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금

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

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 육지의 중앙급전발전기의 용량가격

5. 위약금에 대한 정산

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1., 2021.9.18.>

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

[시행일 : 2022. 7. 1. 이내 시행예정]

6~7. 생 략

8. <신 설>

Ⅳ. 발전사업자의 전력거래에 대한 정산 [신설 2021.1.1.]

발전사업자가 부담해야 할 거래시간별 계획증대량 정산금은 거래시간별 계획증대량 정산금 총액에 전력부하증대량을 거래하는 전체 신재생발전기의 발전량에 대한 해당 발전사업자 신재생발전기의 발전량 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm SISG _{k,t} =( sum _{i} ^{} SLIP _{i,t} ) TIMES {MGO` _{k,t}} over {sum _{k} ^{} MGO` _{k,t}}]

단, SINGFt = 1일 경우

[eqn: rm SISG _{k,t} =( sum _{i} ^{} SLIP _{i,t} ) TIMES {CGLI` _{k}} over {sum _{k} ^{} CGLI` _{k}}]<개정 2021.4.30.>

여기서,

SISGk,t : 자발적 수요증대에 따른 거래에 대한 발전사업자의 거래시간별 계획증대량정산금

SLIPi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

DISGk,t : 신  설

DLIPi,t :  신  설

MGOk,t : 전력부하증대량을 구매하는 발전회원의 계량설비로부터 취득한 거래시간별 발전 전력량(MW-h)

SINGFt : 자발적 수요증대 거래시간별 미발전 표시기(전력부하증대량을 거래하는 하나 이상의 발전기의 해당시간 발전량이 0인 경우 1, 그 외의 경우 0)<개정 2021.4.30.>

CGLIk : 전력부하증대량을 구매하는 발전기별 등록 설비용량<개정 2021.4.30.>

[별표 28]

고객기준부하 산정 기준

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.1    비정상근무일 옵션

2.1.1   목적

표준DR 또는 중소형DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 생산설비 고장, 창립기념일 및 일시적인 생산조정 등 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태와 매우 다른 날이 참고일에 포함되어 고객기준부하 산정의 왜곡이 발생하는 것을 방지하기 위함이다.

(중략)

2.2  감축일의 전기소비형태 반영 옵션

2.2.1   목적

표준DR 또는 중소형DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 유사일과 감축일의 기온오차 등에 따른 전기소비형태 변화를 고객기준부하 산정에 반영하여 고객기준부하가 감축일의 수요반응참여고객의 전기소비형태를 정확하게 예측하기 위함이다.

(중략)

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.1    제12.2.3조에 따른 표준DR 또는 중소형DR의 수요반응참여고객 등록신청 시 수요관리사업자는 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태를 분석하여 감축일의 전기소비형태를 정확하게 예측할 수 있는 고객기준부하 산정방식과 SAA옵션을 선택하여 수요반응참여고객을 등록하여야 한다.

3.2    실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 전력부하감축량 산정 시 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청(등록시험 및 감축시험 포함)에 따른 감축일, 자발적 수요감축에 따른 감축일, 주파수 하락에 따른 감축일, 자발적 수요증대에 따른 증대일은 최대참고일에 포함하지 아니한다.

(중략)

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

[별지 제101호서식]

수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
수요반응자원 종류		□ 표준DR □ 중소형DR □ 국민DR □ 주파수DR □ 플러스DR
표준/중소형DR만 해당	지역구분	□ 수도권 □ 비수도권
	의무감축용량(kW)
주파수DR만 해당	감축예상용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102호서식]

□ 신규 □ 변경 □ 해지	수요반응참여고객 등록신청서
수요반응참여고객명
수요관리사업자명
수요반응자원명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약종별 (주파수DR 제외)
계열사 구분		자체		동일 계열사			외부
전력부하감축량 산정방식 (표준DR 또는 중소형DR일 경우)		고객기준부하		옵션
				비정상근무일			SAA
				○(필수)
고객번호				전기사용자 고객번호 (참여고객이 개별부하일 경우)
계량기번호
자가용발전기로 수요감축시		병렬운전조작합의서 체결여부	상용		비상용
			감축용량 (kW)		감축용량 (kW)	운전방식
						독립운전		계통연계
						CTTS( ) ATS( ) 기타( )		CTTS( ) 기타( )
* CTTS(Closed Transition Transfer Switch) : 무정전절체스위치 * ATS(Automatic Transfer Switch) : 자동절체스위치 전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제103호서식][시행일 : 2022.7.1. 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	원원
24 기본위약금 241 고정기본위약금 과세분 비과세분 242 차등기본위약금 과세분 비과세분	원원원원
3. 수수료	원
31 전력거래수수료	원

[별지 제104호서식][시행일 : 2022.7.1. 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 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][시행일 : 2022.7.1. 이내 시행예정]

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2 실적정산금 21 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 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

제1장	총칙

제1절	통칙

제1.1.2조(용어의 정의)

1~125. 생 략

126. “전력부하증대거래량”이라 함은 수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객의 거래시간별 전력부하증대량을 합한 것이며, 자발적 수요증대에 따른 전력부하증대거래량(이하 “계획증대량”), 실시간 전력수요 증대요청에 따른 전력부하증대거래량(이하 “전력수요 증대이행량”)으로 구분한다. <개정 2022.0.0.>

제5장	전력계통 운영

제3절	급전지시

제5.3.1조(급전지시) ① ~ ⑤ 생략

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만 제4호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다.

1∼4. <생략>

5. 단, 의무감축요청 대상 수요반응자원은 제12.2.2조의 규정에 따라 육지계통은 수도권과 비수도권으로 등록한 수요반응자원으로, 제주계통은 제주권으로 등록한 수요반응자원으로 한정한다. [신설 2022.0.0.]

제12장 수요반응자원의 거래 ∙

제12장  수요반응자원의 거래

제1절  통칙

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

1~10. <생략>

11. “제주 수요반응자원(이하 ‘제주DR’이라 한다)”이라 함은 제주지역 전기사용자가 제주계통의 판매사업자 또는 구역전기사업자와 체결한 전기사용계약 종별에 대한 제한 없이 모든 계약 종별의 전기사용자를 참여고객으로하는 수요반응자원을 말한다. [신설 2022.0.0.]

12~23. 생 략

24. “자발적 수요증대”라 함은 하루전발전계획에 따른 전력부하증대량 거래를 위한 수요반응자원의 수요증대를 말한다. <개정 2022.0.0.>

25. 생 략

26. “플러스DR 당일 기준출력제어량”이라 함은 수요반응자원의 실시간 전력수요 증대요청을 위해 기준이 되는 출력제어량(MW-h)을 말한다. [신설 2022.0.0.]

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록

제12.2.2조(수요반응자원의 등록)

① 제12.2.1조에 따라 전력거래자로 등록한 수요관리사업자 중 수요반응자원을 등록하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 신청기간 종료일까지 제3항에 따른 ‘등록 신청서류’를 전력거래소에 제출하여야 한다.

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 주파수DR, 플러스DR <개정 2022.0.0.>

초기등록 신청기간	초기등록 완료일	초기 전력거래기간
10월20일∼10월31일	11월30일	12월1일∼다음해 11월 30일

② 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항 또는 제4항의 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다.

1. 생략

2. 표준DR, 중소형DR, 국민DR 또는 제주DR은 지역별(수도권, 비수도권, 제주권)로 구분하여 등록하여야한다. <개정 2022.0.0.>

3. 1개 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표와 같다.<개정 2022.0.0.>

구분	의무감축용량
표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하
제주DR	2㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
국민DR	제한없음
주파수DR	1MW 이상 (감축예상용량)

4. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 국민DR은 10개 이상, 주파수DR, 플러스DR은 1개 이상의 수요반응참여고객으로 구성되어야 한다. <개정 2022.0.0.>

<중략>

④ 수요관리사업자 중 신규 수요반응자원을 확보한 자는 다음 각 호에 따라 수요반응자원을 추가하여 등록신청을 할 수 있다

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

추가 등록 신청 기간	추가 등록 완료일	추가 전력거래기간
4월20일∼4월30일	5월31일	6월1일∼11월30일

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록)

① 중략

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 플러스DR <개정 2022.0.0.>

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

② 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 등록 신청기간 종료일로부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다.

1~4 생략

5. 표준DR, 중소형DR, 제주DR 에 등록하는 수요반응참여고객은 전력거래소 요구기준에 따라 사용전력량 감시기기를 설치하고 5분 단위 실시간 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. <개정 2022.0.0.>

6~7 생략

8. 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 수요반응참여고객은 수요반응자원의 지역별 구분과 수요반응참여고객의 주소가 일치하여야 한다. <개정 2022.0.0.>

⑤ 수요관리사업자는 초기 등록한 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 거래에서 감축시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 날이 2회일 경우, 자신의 타 수요반응자원으로 수요반응참여고객을 이동시킬 수 없다. <개정 2022.0.0.>

제3절  등록시험 및 감축시험

제1관  등록시험

제12.3.1.2조(검증항목 및 일시)

① 생략

② 전력거래소는 등록시험의 감축지속시간을 3시간∼4시간으로 적용한다. 단, 중소형DR, 제주DR의 감축지속시간은 1시간을 적용한다. <개정 2022.0.0.>

③ 생략

④ 표준, 중소형DR 등록시험은 평일 09시부터 20시 사이(12시~13시 제외)에 시행하며, 제주DR 등록시험은 평일 10시부터 21시 사이에 시행한다. <개정 2022.0.0.>

제2관  감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다.

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

가. 감축시험은 12월 및 6월 1~2주에, 감축재시험은 12월 및 6월 3~4주에 시행함을 원칙으로 한다. 표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, 중소형DR 또는 제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다.<개정 2022.0.0.>

제4절	수요반응자원의 거래

제1관  전력거래기간

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다.  <개정 2022.0.0.>

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

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

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCP : 육지지역 기준용량가격

FFSFm : 수요반응자원의 거래월별 고정연료전환성과계수

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

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

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCP : 제주지역 기준용량가격

FFSFm : 수요반응자원의 거래월별 고정연료전환성과계수

DRT : 제주 지역 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(10~21시)

제2관 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래요건) ① ~ ③ 생략

④ 제주DR은 제주의 하루전발전계획의 가격결정에 따른 수요반응자원의 거래와 제주의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에만 참여할 수 있으며, 제주순편익가격이 산정 가능한 월에만 자발적 수요감축에 참여할 수 있다.  [신설 2022.0.0.]

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

1~2 생략

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, 국민DR, 제주DR은 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다.<개정 2022.0.0.>

②~③ 생략

④ 단, 제12.7.2.8조에 따른 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 증대계획량이 ‘0’을 초과하여 배분된 경우 해당 거래시간을 포함하는 거래일의 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 제주DR 및 제주권 국민DR 수요반응자원의 거래별 감축계획량은 ‘0’으로 조정한다. <삭제 2021.9.18.> <개정 2022.0.0.>

제3관  실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청) ① 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청에는 수요반응자원별 다음 각 호의 내용을 포함하고 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 전력수요 의무감축요청 대상에서 제외한다.

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

2. 제주DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 10시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) [신설 2022.0.0.]

3. 국민DR

평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 6시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

단, 제주권 국민DR 수요반응자원은 상기 시간 중 자발적 수요증대 또는 실시간 전력수요 증대요청 거래시간을 제외하고 가능 <개정 2022.0.0.>

② 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청은 수요반응자원별 아래 표에 따라 이루어져야 하며 중소형DR,  제주DR에 대한 일일 전력수요 의무감축요청은 비연속적으로 이루어져야 한다. <개정 2022.0.0.>

구분	표준DR	중소형DR	제주DR	국민DR
전력수요 의무감축요청 발령시각 (감축준비시간)	감축시작 시각 최소 60분 전	좌 동	좌 동	감축시작 시각 최소 30분 전
일일 전력수요 의무감축요청 한도	2회	2회	2회	1회
의무감축지속시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	1시간	좌 동
전력거래기간 내 총 감축시간 한도 (추가등록 자원)	60시간 (30시간)	좌 동	좌 동	해당사항 없음

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 7일 후(실근무일 기준)까지 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. <개정 2022.0.0.>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 다음 각 호의 기준에 따라 거래시간별 고객기준부하를 산정한다.

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

수요관리사업자가 수요반응참여고객 등록 시 선택한 참여고객별 고객기준부하 산정방식 및 옵션에 따라 수요반응참여고객별 산정한다.

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

제12.5.2.1조에 따라 거래시간별 수요반응참여고객단위 고객기준부하를 산정 후 거래시간별 실제 부하감축시간동안 수요반응참여고객의 사용전력량을 차감하여 산출한다

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

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 주파수DR <개정 2022.0.0.>

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

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다.

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하감축량을 제12.5.2.3조에 따라 산정 후 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

제6절  정산

제1관  수요관리사업자에 대한 정산

제12.6.1.1조(전력부하감축거래량 등에 대한 실적정산금 정산) ① 전력거래소는 다음 각 호의 내용을 고려하여 별표8 및 별표26에 따라 정산한다. <개정 2019.12.31>

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량 <개정 2019.12.31>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량 <개정 2019.12.31>

3. SMP 결정 시 제외된 수요반응자원에 대한 추가정산

4. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량 [신설 2020.11.01.]

5. 자발적 수요증대에 따른 계획증대량 [신설 2021.1.1.]

6. 실시간 전력수요 증대요청에 따른 전력수요 증대이행량 [신설 2022.0.0.]

제4관	발전사업자의 수요반응자원에 대한 정산 [본관신설 2021.1.1.]

제12.6.4.1조(생 략)

제12.6.4.2조(실시간 전력수요 증대요청에 따른 전력수요 증대이행량에 대한 정산) 발전사업자에게 적용할 시간대별 전력수요 증대이행량에 대한 정산금액은 별표26의 정산기준에 따라 계산한 전체 수요관리사업자의 시간대별 전력수요 증대이행량에 대한 정산금액을 전력부하증대량을 거래하는 발전사업자의 거래시간별 발전량 비율에 따라 배분한 값으로 한다. [신설 2022.0.0.]

제7절  수요반응자원의 전력부하증대량 거래

[본절신설 2021.1.1]

제2관  전력부하증대량 구매자 등록 [본관명칭변경 2022.0.0.]

제12.7.2.1조(발전사업자의 전력거래 요건) ① 발전사업자로서 전력부하증대량 구매를 하고자 하는 자는 별지 제122호서식의 등록신청서를 갖추어 플러스DR의 전력거래 개시 1개월 전까지 전력거래소에 전력부하증대량 구매자의 등록을 신청하여야 한다.

② 제1항에 따라 등록을 완료한 발전사업자가 폐업 등 부득이한 사유로 거래를 종료하고자 할 경우 별지 제122호서식의 신청서를 갖추어 전력거래소에 해지 신청하여야 하고, 전력거래소는 특별한 사정이 없는 한 신청 접수일 익월 1일부터 해지하여야 한다.

제3관	자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2022.0.0.]

제12.7.3.1조(전력거래 요건) 수요반응자원의 자발적 수요증대에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. 매일 9시에서 18시까지에 대해서 입찰할 수 있다. <개정 2021.4.30., 2022.0.0>

2. 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 증대가능용량은 0.01MW-h 이상이어야 한다.

3. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 국민DR, 주파수DR은 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. <조번호변경 2022.0.0.>, <개정 2022.0.0>

제12.7.3.2조(입찰서의 제출) 현행과 동일 <조번호변경 2022.0.0.>

제12.7.3.3조(입찰서의 내용) 현행과 동일 <조번호변경 2022.0.0.>

제12.7.3.4조(마감시간 이후 입찰 자료의 변경) 현행과 동일 <조번호변경 2022.0.0.>

제12.7.3.5조(입찰 자료를 제출받지 아니한 경우) 현행과 동일 <조번호변경 2022.0.0.>

제12.7.3.6조(플러스DR 기준출력제어량 산정) 현행과 동일 <조번호변경 2022.0.0.>

제12.7.3.7조(증대계획량 산정) ④ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에도 불구하고 동일 시간대에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 해당 거래시간 모든 수요반응자원의 증대계획량을 “0”으로 조정하고, 조정내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하여야한다. [신설 2021.1.1.] <개정 2022.0.0> <조번호변경 2022.0.0.>

제4관	실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2022.0.0.]

제12.7.4.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청) 수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청은 플러스DR을 대상으로 제주 신재생예측시스템을 통해 예측된 거래일 당일의 출력제어량이 플러스DR 당일 기준출력제어량 이상일 경우 다음 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 동일 시간대에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 기 발령된 실시간 전력수요 증대요청을 취소할 수 있다.[신설 2022.0.0.]

1. 매일 9시에서 18시 사이 중 제12.7.3.7조 제3항에 의해 산정된 증대계획량이 0보다 큰 거래시간을 제외한 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

2. 전력수요 증대요청 발령시각(증대준비시간) : 증대시작시각 최소 180분 전

3. 일일 전력수요 증대요청 최소 지속시간은 1시간, 일일 증대요청 한도는 없음

제12.7.4.2조(플러스DR 당일 기준출력제어량 산정) ① 전력거래소는 제주 신재생예측시스템의 출력제어 예측 정확도 및 전력계통 운영여건 등을 고려하여 플러스DR 당일 기준출력제어량을 산정하고, 매월 시작일로부터 2일전(실 근무일 기준)까지 공지하여야 한다. <개정 2021.4.30.>

② 기준출력제어량은 제1항에 따라 매월 산정하는 것을 원칙으로 하되, 필요시 변경일 2일전(실 근무일 기준)까지 공지하여 변경할 수 있다. <개정 2021.4.30.>

<부칙>

제1조(제주권 수요반응자원의 기준감축시간 산정 경과조치) 별표26의 제주권 수요반응자원의 기준감축시간은 11차년도수요자원시장 거래종료일(2025년 11월 30일)까지 수도권, 비수도권 수요반응자원의 기준감축시간과 동일하게 완화하여 적용한다.

제2조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 다만 관련시스템을 보완하여 제5장, 제12장, 별표4, 별표12, 별표26, 별표28의 제주지역 수요반응자원 분리 운영과 관련된 개정사항과 제12장, 별표26의 플러스DR 당일 시장과 관련된 개정사항은 규칙개정 공고일로부터 7개월 이내에 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

제3조(제주권 수요반응자원의 제주지역 RCP 적용 경과조치)  9차년도 수요자원시장 거래시작(2022년 12월 1일) 전일까지 제주지역 RCP 재산정이 되지 않을 경우, 재산정 시점까지 별표26의 제주권 수요반응자원의 RCP는 육지지역 RCP를 적용한다.

[별표 1]

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
MGPt	최고발전가격 (Maximum Generating Unit Price)	원/MWh	수요반응자원이 전력수요 의무감축요청된 시간별로 운전된 육지, 제주 계통별 중앙급전발전기(최소운전출력의 110% 이내로 발전한 발전기제외) 중 최고 변동비를 해당 발전기 출력으로 나눈 가격
DIi,t	실시간 전력수요 증대요청 증대이행량 (Dispatched load Increase)	MWh	실시간 전력수요 증대요청에 따른 전력부하증대량
DLIFi,c,t	시간대별 실시간 전력수요 증대요청에 따른 거래 지수 (Dispatched Load Increase Flag)	(1,0)	실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수
DLIPi,t	실시간 전력수요 증대요청에 따른 거래시간별 증대이행량정산금 (Scheduled Load Increase Payment)	원	실시간 전력수요 증대요청에 따른 거래시간별 증대이행량에 대한 정산금액
DASIFi,c,t	하루 전 계획 된 시간대별 수요증대 거래 지수 (Day Ahead Scheduled load Increase Flag)	(1,0)	하루 전 계획 된 시간대별 수요증대 거래 지수

[별표 4]

입찰 운영 절차

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

6.3.8.1	생략

6.3.8.1.1	<삭제 2022.0.0.>

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차 <개정

7.2.1  생략

7.2.2 수급경보 발령에 따른 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다. 전력거래소는 전력계통 안정운영에 책임을 가지며, 송전, 판매사업자, 전 발전사업자 및 수요관리사업자는 전력계통 운영에 협조하여야 한다. [2014.11.3.]

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

1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령하여 전력부하감축을 시행한다.

단, 제주수요반응 자원의 경우, ‘제주지역 전력수급분야 위기대응 현장조치 매뉴얼’의 예비력저하 또는 예상시 조치절차에 따라 조치한다. <개정2022.0.0.>

2~9 생략

[별표 26]

수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행

에 대한 정산

가. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

나. 국민DR

3~7. 생  략

8. 실시간 전력수요 증대요청에 따른 전력수요 증대이행량에 대한 정산 [신설 2022.0.0.]

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. 자발적 수요감축에 따른 계획감축량에 대한 정산

자발적 수요감축에 따른 감축계획량에 포함된 계획감축량은 지역별 SMP로 정산한다. 단, 감축계획량을 배분받은 거래시간과 의무감축용량에 대한 실시간 전력수요 의무감축요청이 발령된 거래시간이 중복되는 경우에는 전력수요 의무감축요청이행량에 대해 우선적으로 정산한다. <개정 2022.0.0.>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

하루전발전계획의 감축계획량에 포함되지 않았지만, 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따라 전력부하감축을 시행한 경우, 수요반응자원의 종류에 따라 다음 각 목과 같이 정산금을 산정한다.

가. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.0.0.>

전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 MGP로 정산한다.

(중략)

나. 국민DR <개정 2022.0.0.>

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

DRPi,t = [ DLRi,t × {SMPt × DRTFi,t + MGPt × (1 – DRTFi,t)} × (1-RDFi) + Max(DRi,t, 0)× {(RBPy / MRT) + MGPt } × RDFi ] × RTWFi × 1000

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

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

(RDCBLi,t – RDMEi,t) × RDFi} ÷ 1000

단, <삭제 2020.7.8.>

DCLRi,c,t = DCBLi,c,t – MEi,c,t

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

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

RHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi.

RTWFi = 1 + { (60 / RTi) / 10 } × RDFi

여기서,

DRPi,t	: 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산금액

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

DRi,t : 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축이행량(MW-h)

RSOi,t : 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래시간대별 전력수요 의무감축요청량(MW-h)

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

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

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

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

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

4. 의무감축용량에 대한 정산

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산 <개정 2022.0.0.>

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

(중략)

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대

(육지 : 09~12시, 13~20시 / 제주 : 10~21시)

ORCi,t : 수요반응자원의 시대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 지역별 기준용량가격

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산 <개정 2022.0.0.>

(중략)

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대

(육지 : 09~12시, 13~20시 / 제주 : 10~21시)

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 지역별 기준용량가격

5. 위약금에 대한 정산

가. 자발적 수요감축 미이행에 대한 실적위약금 정산 <개정 2021.1.1., 2021.9.18.>

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

[시행일 : 2022. 7. 1. 이내 시행예정]

6~7. 생 략

8. 실시간 전력수요증대요청에 따른 전력수요증대요청이행량에 대한 정산 [신설 2022.0.0]

전력거래소의 실시간 전력수요 증대요청에 따라 전력수요증대를 시행한 경우 실시간 전력수요 증대이행량에 대하여 다음 식에 따라 각 시간대별 제주지역 계통한계가격으로 지급한다. 단, 전일 예측을 통해 자발적 수요증대가 예정되어 있는 시간대에는 제외한다.

[eqn: rm DLIP _{i,t} =MAX(DI _{i,t} `,`0) TIMES S MP _{t} TIMES 1000]

[eqn: rm DI _{i,t} = LEFT { sum _{c IN i} ^{} CLI _{i,c,t} TIMES (1-RDF _{i} ) TIMES (1-DASIF _{i,c,t} ) RIGHT } DIVIDE 1000]

[eqn: rm CLI _{i,c,t} =MAX(ME _{i,c,t} -ICBL _{i,c,t} `,`0) TIMES DLIF_{i,c,t}]

여기서,

DIi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 수요반응자원의 거래시간별 수요증대량

DLIPi,t : 실시간 전력수요증대요청에 따른 거래시간별 수요증대량에 대한 정산금액

CLIi,c,t : 수요반응참여고객의 전력부하증대량(kW-h)

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

ICBLi,c,t : 플러스DR의 수요증대량을 산출하기 위해 별표28의 규정에 따라 산출한 수요반응참여고객의 거래시간별 고객기준부하(kW-h)

MEi,c,t : 수요반응참여고객의 거래시간별 사용전력량(kW-h)

DLIFi,c,t : 시간대별 실시간 전력수요증대요청에 따른 수요증대에 참여한 수요반응참여고객 지수(참여한 경우 1, 아니면 0)

DASIFi,c,t : 하루 전 계획 된 시간대별 수요증대 거래 지수(증대계획량 존재할 경우 1, 아니면 0)

Ⅳ. 발전사업자의 전력거래에 대한 정산 [신설 2021.1.1.] <개정 2022.0.0.>

발전사업자가 부담해야 할 거래시간별 계획증대량 정산금은 거래시간별 증대이행량 정산금 총액에 전력부하증대량을 거래하는 전체 신재생발전기의 발전량에 대한 해당 발전사업자 신재생발전기의 발전량 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm SISG _{k,t} =( sum _{i} ^{} SLIP _{i,t} ) TIMES {MGO` _{k,t}} over {sum _{k} ^{} MGO` _{k,t}}]

단, INGFt = 1일 경우

[eqn: rm SISG _{k,t} =( sum _{i} ^{} SLIP _{i,t} ) TIMES {CGLI` _{k}} over {sum _{k} ^{} CGLI` _{k}}]<개정 2021.4.30., 2022.0.0.>

또는 [eqn: rm DISG _{k,t} =( sum _{i} ^{} DLIP _{i,t} ) TIMES {MGO` _{k,t}} over {sum _{k} ^{} MGO` _{k,t}}]

단, INGFt = 1일 경우

[eqn: rm DISG _{k,t} =( sum _{i} ^{} DLIP _{i,t} ) TIMES {CGLI` _{k}} over {sum _{k} ^{} CGLI` _{k}}]

여기서,

SISGk,t : 자발적 수요증대에 따른 거래에 대한 발전사업자의 거래시간별 계획증대량정산금

SLIPi,t : 자발적 수요증대에 따른 거래시간별 계획증대량에 대한 정산금액

DISGk,t : 실시간 전력수요 증대요청에 따른 거래에 대한 발전사업자의 거래시간별 증대이행량정산금

DLIPi,t : 실시간 전력수요 증대요청에 따른 거래시간별 증대이행량에 대한 정산금액

MGOk,t : 전력부하증대량을 구매하는 발전회원의 계량설비로부터 취득한 거래시간별 발전 전력량(MW-h)

INGFt : 수요증대 거래시간별 미발전 표시기(전력부하증대량을 거래하는 하나 이상의 발전기의 해당시간 발전량이 0인 경우 1, 그 외의 경우 0)<개정 2021.4.30., 2022.0.0.>

CGLIk : 전력부하증대량을 구매하는 발전기별 등록 설비용량<개정 2021.4.30.>

[별표 28]

고객기준부하 산정 기준

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.1    비정상근무일 옵션

2.1.1   목적

표준DR, 중소형DR, 제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 생산설비 고장, 창립기념일 및 일시적인 생산조정 등 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태와 매우 다른 날이 참고일에 포함되어 고객기준부하 산정의 왜곡이 발생하는 것을 방지하기 위함이다.<개정 2022.0.0.>

(중략)

2.2  감축일의 전기소비형태 반영 옵션

2.2.1   목적

표준DR, 중소형DR, 제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 유사일과 감축일의 기온오차 등에 따른 전기소비형태 변화를 고객기준부하 산정에 반영하여 고객기준부하가 감축일의 수요반응참여고객의 전기소비형태를 정확하게 예측하기 위함이다. <개정 2022.0.0.>

(중략)

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.1    제12.2.3조에 따른 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 수요반응참여고객 등록신청 시 수요관리사업자는 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태를 분석하여 감축일의 전기소비형태를 정확하게 예측할 수 있는 고객기준부하 산정방식과 SAA옵션을 선택하여 수요반응참여고객을 등록하여야 한다.<개정 2022.0.0.>

3.2    실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 전력부하감축량 및 실시간 전력수요증대요청에 의한 전력수요증대량 산정 시 전력거래소의 실시간 전력수요 의무감축요청(등록시험 및 감축시험 포함)에 따른 감축일, 자발적 수요감축에 따른 감축일, 주파수 하락에 따른 감축일, 자발적 수요증대, 실시간 전력수요증대요청에 따른 증대일은 최대참고일에 포함하지 아니한다. <개정 2022.0.0.>

(중략)

3.4.2  표준DR, 중소형DR, 제주DR, 플러스DR의 고객기준부하 산정을 위한 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다. <개정 2022.0.0.>

[별지 제101호서식]

수요반응자원 등록신청서
수요반응자원명
수요관리사업자명
수요반응자원 종류		□ 표준DR □ 중소형DR □ 제주DR □ 국민DR □ 주파수DR □ 플러스DR
표준/중소형/제주DR만 해당	지역구분	□ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
	의무감축용량(kW)
국민DR만 해당	지역구분	□ 수도권/비수도권 □ 제주권
주파수DR만 해당	감축예상용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102호서식]

□ 신규 □ 변경 □ 해지	수요반응참여고객 등록신청서
수요반응참여고객명
수요관리사업자명
수요반응자원명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약종별 (주파수DR 제외)
계열사 구분		자체		동일 계열사			외부
전력부하감축량 산정방식 (표준DR,중소형DR 또는 제주DR일 경우)		고객기준부하		옵션
				비정상근무일			SAA
				○(필수)
고객번호				전기사용자 고객번호 (참여고객이 개별부하일 경우)
계량기번호
자가용발전기로 수요감축시		병렬운전조작합의서 체결여부	상용		비상용
			감축용량 (kW)		감축용량 (kW)	운전방식
						독립운전		계통연계
						CTTS( ) ATS( ) 기타( )		CTTS( ) 기타( )
* CTTS(Closed Transition Transfer Switch) : 무정전절체스위치 * ATS(Automatic Transfer Switch) : 자동절체스위치 전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제103호서식][시행일 : 2022.7.1. 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 137 실시간 전력수요 증대요청에 따른 증대량 정산금 과세분 비과세분	원원원원원원원원원원원원원원
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	원원
24 기본위약금 241 고정기본위약금 과세분 비과세분 242 차등기본위약금 과세분 비과세분	원원원원
3. 수수료	원
31 전력거래수수료	원

[별지 제104호서식][시행일 : 2022.7.1. 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 27 실시간 전력수요 증대요청에 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][시행일 : 2022.7.1. 이내 시행예정]

전력거래대금 등	○ 청구요청서
	○ 수정청구요청서

문서번호 : 제○○○○-○○○○-D○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

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

1. 청구금액	원(VAT 포함)
	금액	VAT	합계
2 실적정산금 21 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 27 실시간 전력수요 증대요청에 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

플러스DR 당일시장 개설에 따른 용어 명시

전력수요의무감축 요청 급전지시 시행시 수도권/비수도권과 제주권을 분리하여 요청할 수 있는 규정 명시

수요자원 지역구분에 제주권을 추가함에 따라 제주지역 고객이 참여하는 수요반응자원인 제주DR 용어정의 신설

플러스DR 당일시장 개설에 따른 자발적 수요증대 구분

플러스DR 당일 시장 발령기준이 되는 용어정의 신설

제주DR 등록일정 명시

수요자원의 지역구분 세분화(제주지역 추가)

제주DR 의무감축용량 적용 규정 명시

제주DR 자원구성 요건 명시

제주DR 참여고객 등록 일정 및 요건 명시

제주DR 감축 지속시간 명시

등록시험 시 제주DR 발령시간 추가

감축시험 시 제주DR 감축지속시간 추가

제주, 육지 지역별 RCP, DRT 구분 적용

제주수요반응자원의경제성DR, 피크수요DR 참여가능 명시, NBTP산정이 가능한 월에만 경제성DR에 참여가능 명시

제주DR은 미세먼지DR 참여 불가 명시

플러스DR이 개설 된 날에는 자발적DR이 낙찰되지 않도록 규정

제주 수요반응자원

가용시간(10시~21시) 명시

호 번호 변경

플러스DR 개설시 제주지역 국민DR 발령 불가 명시

제주DR 의무감축요청 비연속적 명시

제주DR 감축준비시간, 일일 의무감축요청 한도, 지속시간을 규정

제주DR 전력거래 제한 규정 명시

제주DR 고객기준부하 산정 규정 명시

제주DR 감축량평가 규정 명시

플러스DR 당일시장 개설에 따른 용어 명시

플러스DR 실시간 증대요청에 따른 정산 항목을 규정

발전사업자 정산 추가

관 번호 변경

거래시간 문구 삭제

플러스DR이 개설된 시간에 신뢰성DR이 발령되는 경우 플러스DR을 취소하고 신뢰성DR로 운영함을 규정

플러스DR 당일시장 도입에 따른 거래 추가

제주지역 자발적DR 참여 시작초기인 점을 고려하여 기준감축시간 증가 적용시점 3년간 유예

(3년간 40시간 적용 후 4년차부터 47시간으로 증가)

전력거래시스템 보완에 따른 개정사항별 시행일 공고

제주지역 RCP 재산정 기간을 고려하여 제주지역 RCP 적용시점 명시

육지와 제주를 구분하여 MGP 산정

제주지역 고객의 자발적DR 참여제한 문구 삭제

제주DR 신뢰성DR 발령의 근거가 되는 예비력 기준 명시

(준비단계 : 예비력 100MW 미만 예상 시)

정산 적용기준에 제주DR 적용기준 추가

감축량 정산시 육지, 제주 SMP 별도 적용 규정

신뢰성DR 감축량 정산시 육지, 제주를 구분하여 MGP 산정

문구명확화

제주DR 신설에

따른 추가

육지, 제주 계통별

MGP 적용규정 명시

기본정산금 산정시 육지, 제주지역별 발전기 기준용량가격 적용 명시

차등기본정산금 정산시 육지, 제주 RCP 별도 적용

오류 수정

(수식의 괄호 추가)

플러스DR 당일시장 운영에 따른 정산식 규정

문구명확화

플러스DR 당일시장운영으로 하나 이상의 풍력발전기의 출력이 0인 경우(INGFt = 1 인 경우) 정산방법 규정

비정상 근무일 옵션 선택에  제주DR 추가

SAA 옵션 선택에 제주DR 추가

제주DR의 고객기준부하 산정방식, SAA옵션 필수 등록 조항 추가

플러스DR 당일시장 제도신설에 따른 문구 추가

데이터 누락 시

참고일 선정 기준에

제주DR, 플러스DR 추가

지역구분, 자원종류에 제주DR, 제주권 추가

제12.2.2.2조 제2항 변경사항 반영

제12.5.2.1조 제1항 제1호 변경사항 반영

□  재생에너지 직접전력거래 정산금 관련 규칙개정(안)

현행	개정(안)	개정사유
제1장 총칙 제2절 전력거래자 및 발전기 등록 제1.2.1조(등록의무) ① 전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래자”라 한다)는 다음 각 호의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다. 1. ~ 7. (생략) 8. (신설) ② 전력거래자가 제1항 각 호의 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다.	제1장 총칙 제2절 전력거래자, 재생에너지전기공급사업자 및 발전기 등록 제1.2.1조(등록의무) ① 전력시장에서 전력거래를 하고자 하는 자(이하 “전력거래자”라 한다)와 직접전력거래를 하고자 하는 재생에너지전기공급사업자는 다음 각 호의 분류에 의하여 전력거래소에 그 자격 및 설비에 대한 등록을 하여야 한다. 1. ~ 7. (생략) 8. 재생에너지전기공급사업자 ② 전력거래자 및 재생에너지전기공급사업자가 제1항 각 호의 2가지 이상의 자격으로 전력거래를 하고자 할 경우에는 2가지 이상의 자격에 대하여 각각 별도로 등록을 하여야 한다.	□ 재생에너지 공급사업자에 대한 관리를 위하여 전력거래소에 등록하도록 함 □ 재생에너지 공급사업자가 발전설비를 소유한 경우 발전사업자의 자격으로 별도 등록 필요

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1.2.2조(등록신청) ① ~ ④(생략) ⑤ (신설) 제1.2.3조(등록 신청서류) ① ~ ②(생략) ③ (신설)	제1.2.2조(등록신청) ① (생략) ⑤ 재생에너지전기공급사업자의 등록을 하고자 하는 자는 제1.2.3조 제2항의 등록 신청서류를 갖추어 해당 계약에 따른 최초 전력공급 예정일로부터 최소 6개월전까지 전력거래소에 재생에너지전기공급사업자의 등록을 신청하여야 한다. 제1.2.3조(등록 신청서류) ① ~ ②(생략) ③ 재생에너지전기공급사업자의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 단, 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본, 시장은행 통장 사본 및 사용 인감 증명서는 별표8에 따라 전자문서로 제출하는 것을 원칙으로 한다. 1. 별지 제78-1호 서식의 등록신청서 2. 전기사업법 시행규칙 제7조의2 제6항에 따른 전기신사업등록증 사본 3. 부가가치세법 제5조 제2항에 의한 사업자등록증 사본 4. 시장은행 통장 사본 및 인감증명서(인감 이미지파일 포함)	□ 재생에너지 공급사업자의 등록신청 시점 기준 마련 □ 재생에너지 공급사업자의 등록을 위한 신청서류 및 제출방안

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1.2.5(등록 및 최초 거래승인) ① 전력거래소는 제1.2.2조 제1항의 전력거래자 등록신청에 대하여 다음 각 호의 경우를 제외하고는 전력거래개시 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우 2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우 3. 법 및 규칙에서 정한 전력거래에 관한 요건을 갖추지 아니한 경우 제1.2.6조(등록변경에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.5조에 관한 규정은 전력거래자, 발전기 및 전기저장장치 등록변경에 관하여 이를 준용한다. 단, 집합전력자원의 등록변경은 중개시장운영규칙 제26조의 규정에서 정한 바에 따른다.	제1.2.5(등록 및 최초 거래승인) ① 전력거래소는 제1.2.2조 제1항의 전력거래자 및 재생에너지전기공급사업자 등록신청에 대하여 다음 각 호의 경우를 제외하고는 전력거래개시 예정 3일 전까지 등록을 완료하여야 한다. 1. 신청서의 첨부서류가 제출되지 아니한 경우 2. 신청서에 기재한 내용이 첨부서류와 일치하지 아니한 경우 3. 법, 규칙 및 고시에서 정한 전력거래에 관한 요건을 갖추지 아니한 경우 제1.2.6조(등록변경에 대한 준용) 제1.2.1조 내지 제1.2.5조에 관한 규정은 전력거래자, 재생에너지전기공급사업자, 발전기 및 전기저장장치 등록변경에 관하여 이를 준용한다. 단, 집합전력자원의 등록변경은 중개시장운영규칙 제26조의 규정에서 정한 바에 따른다.	□ 재생에너지 공급사업자의 전력거래를 위한 등록 관련 규정 마련

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제3장 전력의 거래 제2절 직접구매자의 전력구매 제1관 직접구매 가격의 적용 제3.2.1.4조(손실계수) ① 송전망에서 발생하는 송전손실계수(TLFC)는 제2.5.3조에 따라 산정한 정적손실계수를 적용하며, 배전망에서 발생한 배전손실계수(DLFC)는 연간 일정비율을 모든 직접구매자에게 동일하게 적용한다. 제3.2.1.8조(직접구매 용량보정계수의 결정) 제3.2.1.2조의 규정에 의한 직접구매용량보정계수는 비용위원회에서 별도로 정한다. 제3절 구역전기사업자의 전력거래 제2관 구매가격의 적용 제3.3.2.4조(손실계수) ① 송전망에서 발생하는 송전손실계수(TLFL)는 제2.5.3조에 따라 산정한 정적손실계수를 적용하며 배전망에서 발생한 배전손실계수(DLFL)는 연간 단일치를 정하여 모든 구역전기사업자에게 동일하게 적용한다.	제3장 전력의 거래 제2절 직접구매자의 전력구매 제1관 직접구매 가격의 적용 제3.2.1.4조(손실계수) ① 송전망에서 발생하는 송전손실계수(TLFC)는 제2.5.3조에 따라 산정한 정적손실계수를 적용하며, 배전망에서 발생한 배전손실계수(DLFC)는 매년 6월까지 산정하여 당해연도 7월부터 1년간 일정비율을 모든 직접구매자에게 동일하게 적용한다. 제3.2.1.8조(직접구매 용량보정계수의 결정) 제3.2.1.2조의 규정에 의한 직접구매용량보정계수는 매년 6월까지 산정하여 비용위원회에서 별도로 정하며, 당해연도 7월부터 1년간 모든 직접구매자에게 동일하게 적용한다. 제3절 구역전기사업자의 전력거래 제2관 구매가격의 적용 제3.3.2.4조(손실계수) ① 송전망에서 발생하는 송전손실계수(TLFL)는 제2.5.3조에 따라 산정한 정적손실계수를 적용하며 배전망에서 발생한 배전손실계수(DLFL)는 매년 6월까지 산정하여 당해연도 7월부터 1년간 모든 구역전기사업자에게 동일하게 적용한다.	□ 직접구매자 배전손실계수 산정 및 적용 시기 명확화 □ 직접구매자 용량보정계수 산정 및 적용 시기 명확화 □ 구역전기사업자 배전손실계수 산정 및 적용시기 명확화

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정 산 제2관 판매사업자에 대한 정산 제4.2.2.3조(부가정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정 산 제2관 판매사업자에 대한 정산 제4.2.2.3조(부가정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액과 [별표2] 정산규정에 따라 산정한 모든 재생에너지전기공급사업자에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 판매사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.	□ 판매사업자와 구역전기사업자에게 부가정산금을 적용하는 경우 전력시장에서 발생한 ①총 부가정산금에서 ②직접구매자 부가정산금과 ③직접전력거래 부가정산금을 차감한 후 판매사업자와 구역전기사업자 시장구매 비율에 따라 배분 (기존) ① - ② ➞ (개정) ① -(② + ③))

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제4관 구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산 제4.2.4.3조(부가정산금에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. <개정 2014.11.3., 2021.1.1.>	제4관 구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산 제4.2.4.3조(부가정산금에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용하는 시간대별 부가정산금에 대한 정산금액은 발전사업자에 대한 정산기준에 따라 산정한 시간대별 부가정산금에 대한 정산금 총액(시간대별 발전정산금 총액에서 시간대별 전력량 정산금과 시간대별 가용능력 정산금을 차감한 정산금)에서 제4.2.3.3조의 규정에 따라 산정한 모든 직접구매자에 대한 시간대별 부가정산금 총액과 [별표2] 정산규정에 따라 산정한 모든 재생에너지전기공급사업자에 대한 시간대별 직접전력거래 부가정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관 제4.3.2조(거래대금 결제) ① (생략) ② 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자는 제1항에서 결정된 전력거래 차수별 결제일 1영업일전 15시까지 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 시장참여자 정산계좌에 결제금액을 입금하여야 한다. ③ 전력거래소는 전력거래차수별 결제일 1영업일전에 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌에서 거래차수별 결제금액을 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 전력거래소 결제계좌에 이체하도록 시장은행에게 지시하며, 전력거래소 결제계좌에 이체된 금액을 전력거래차수별 결제일 15시까지 발전사업자와 수요관리사업자 정산계좌에 이체하도록 시장은행에게 지시한다.	제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관 제4.3.2조(거래대금 결제) ① (생략) ② 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자는 제1항에서 결정된 전력거래 차수별 결제일 1영업일전 15시까지 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 시장참여자 정산계좌에 결제금액을 입금하여야 한다. ③ 전력거래소는 전력거래차수별 결제일 1영업일전에 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자 정산계좌에서 거래차수별 결제금액을 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 전력거래소 결제계좌에 이체하도록 시장은행에게 지시하며, 전력거래소 결제계좌에 이체된 금액을 전력거래차수별 결제일 15시까지 발전사업자와 수요관리사업자 정산계좌에 이체하도록 시장은행에게 지시한다.	□ 재생에너지 전기공급사업자에 대한 부가정산금 및 수수료 부과를 위해 결제관련 조항 마련

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제4.3.6조(시장은행 계좌) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1 ~ 5. (생략)

6. (신설)

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.

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

③ (중략)

④ 제1.2.3조에 따른 판매사업자, 발전사업자, 구역전기사업자, 직접구매자의 경우 정산계좌 변경은 별표8의 7.11의 규정을 따른다.

제4.3.6조(시장은행 계좌) ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1 ~ 5. (생략)

6. 재생에너지전기공급사업자에 대한 직접전력거래 부가정산금 정산계좌

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다.

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

③ (중략)

④ 제1.2.3조에 따른 판매사업자, 발전사업자, 구역전기사업자, 직접구매자, 중개사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 경우 정산계좌 변경은 별표8의 7.11의 규정을 따른다.

□  직접전력거래 부가정산금에 대한 정산계좌 신설 및 계좌 변경이 가능한 사업자에 중개사업자와 재생에너지 공급사업자 추가

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
부칙 (2022. 05. 00) (신설)	부칙 (2022. 5. 00) 제1조(재생에너지 직접전력거래의 정산금 관련 규칙개정에 대한 경과조치) ① 제1장, 제3장, 제4장, 별표1, 별표2, 별표8의 재생에너지 직접전력거래 관련된 규정은 전산시스템이 완비되는 시점을 고려하여 규칙 개정일로 부터 6개월 이내에 적용한다. 단, 별표2에 따른 부가정산금에 대한 정산은 관련 시스템이 완비된 후 재생에너지전기공급사업자의 직접전력거래 개시일로부터 소급하여 적용한다.	□ 직접PPA 거래량 확정(발전 및 소비 정보 취득 완료) 후 정산을 위한 전산시스템 개발이 필요하므로 개발기간 동안 지급하지 못하는 부가정산금은 소급하여 지급하도록 함 □ 단, 발전사업자에게 지급하는 초과발전의 경우 현행 시스템을 활용하여 정산 가능

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별표1] 기호 및 변수의 정의

(신설)

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
USRk,t	거래시간별 직접전력거래 부가정산금 (Uplift Settlement of energy traded by Renewable energy supplier)	원	직접전력거래의 거래시간에 대한 부가정산금
USRk	거래일별 직접전력거래 부가정산금 (Uplift Settlement of energy traded by Renewable energy supplier)	원	직접전력거래의 거래일에 대한 부가정산금
UPR	직접전력거래 부가정산금단가 (Uplift Price of energy traded through Renewable energy supplier)	원/kWh	직접전력거래에 적용되는 부가정산금단가
SRCk,t	전기사용자 직접전력거래 공급량 (Supplied Renewable energy for a Consumer)	MWh	직접전력거래 초과발전량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 직접전력거래 전력량
EEOFk	직접전력거래 초과발전 표시기 (Excess Energy On Flag)	(1,0)	직접전력거래에 대한 초과발전 여부 표시기
TUC	직접구매자 부가정산금 총액 (Total Uplift cost for a Consumer)	원	비용위원회에서 심의 및 의결을 통해 직접구매자에 대한 부가정산금단가 산정에 활용되는 부가정산금 총액
CDOFi,k	직접전력거래 데이터 확정 표시기 (Certified Data On Flag)	(1,0)	직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기
TESC	판매사업자 계약체결 전력량 (Traded Energy through Sales Company)	MWh	판매사업자와 전력구매계약(PPA)을 체결한 발전사업자의 발전량과 전기사업법 시행령 제19조 제1항 제3호에 따른 전력거래계약을 통해 전기사용자가 공급받은 연간 전력량의 합계

□ 직접전력거래 관련

약어 개정 및 신설

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 사. 직접전력거래 발전기 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP로 정산한다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )] [eqn: EEC _{i,t}] [eqn: =( sum _{i} ^{} MGO _{i,t} -` sum _{k} ^{} TRS _{k,t} ) TIMES {MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} MGO _{i,t}}] (중략) (신설)	[별표2] Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산 사. 직접전력거래 발전기 직접전력거래 발전기가 전력시장에 공급한 전력량은 SMP로 정산한다. 즉, [eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )] [eqn: EEC _{i,t}] [eqn: =( sum _{i} ^{} MGO _{i,t} -` sum _{k} ^{} TRS _{k,t} ) TIMES {MGO _{i,t}} over {sum _{i} ^{} MGO _{i,t}} TIMES CDOF _{i,k}] (중략) CDOFi,k(Certified Data On Flag) : 직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비와 전기사용자 전력량 정보가 취득된 후 직접전력거래 거래량 데이터가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0	□ 직접전력거래발전기 초과발전량은 직접PPA에 참여하는 시간대별 발전량 및 전기사용자의 소비량 정보가 모두 취득되어 거래량이 확정되는 경우 결정

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산 3. 부가정산금에 대한 정산<개정 2021.1.1.> 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자의 거래시간에 대한 부가정산금을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매 사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm USS _{t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} t- sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, (중략) (신설)	[별표2] Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산 3. 부가정산금에 대한 정산 판매사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자 및 재생에너지전기공급사업자의 거래시간별 부가정산금을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 판매 사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉, [eqn: rm USS _{t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} - sum _{k} ^{} USR _{k,t} ) TIMES {PES _{t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, (중략) USRk,t(Uplift Settlement of energy traded by Renewable energy supplier) : 직접전력거래의 거래시간에 대한 부가정산금	□ 판매사업자가 부담하는 부가정산금 산정시 부가정산금 총액(US)에서 모든 직접구매자부가정산금(USC) 및 재생에너지 공급사업자의 부가정산금(USR)을 제외한 값을 전체 시장거래량에서 직접구매자의 거래량을 차감한 값에서 판매사업자가 시장에서 구매한 전력량 비율을 곱하도록 정산수식 변경

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산 3. 부가정산금에 대한 정산<개정 2021.1.1> 구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자의 거래시간별 부가정산금을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. [eqn: rm USLS _{d,t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, (중략) (신설)	Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산 3. 부가정산금에 대한 정산 구역전기사업자가 부담해야 할 거래시간별 부가정산금은 해당 거래시간에 발생한 전체 부가정산금 총액에서 모든 직접구매자 및 재생에너지전기공급사업자의 거래시간별 부가정산금을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다. [eqn: rm USLS _{d,t} =(US _{t} - sum _{k} ^{} USC _{k,t} - sum _{k} ^{} USR _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}] 여기서, (중략) USRk,t(Uplift Settlement of energy traded by Renewable energy supplier) : 직접전력거래의 거래시간에 대한 부가정산금	□ 구역전기사업자가 부담하는 부가정산금 산정시 부가정산금의 총액(US)에서 모든 직접구매자 부가정산금(USC) 및 재생에너지 공급사업자 부가정산금(USR)을 제외한 값을 전체 시장거래량에서 직접구매자의 거래량을 차감한 값에서 구역전기사업자가 시장에서 구매한 전력량 비율을 곱하도록 산식 변경

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산 기준 Ⅰ~Ⅵ. ---- 현행과 동일 ---- Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산 2. 용량가격에 대한 정산 (중략) [eqn: rm CSC _{k,t} =CPC _{t} TIMES RP _{k} TIMES PFC _{k,t} TIMES 1,000] 여기서, CPCt = HCFi,t × CFCP HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi RCPi : 직접구매자의 기준용량가격(RCPi)은 당해연도 기준용량가격을 적용한다.	[별표2] 정산 기준 Ⅰ~Ⅵ. ---- 현행과 동일 ---- [목차 신설] Ⅶ. 직접전력거래 부가정산금에 대한 정산 Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산 2. 용량가격에 대한 정산 (중략) [eqn: rm CSC _{k,t} =CPC _{t} TIMES RP _{k} TIMES PFC _{k,t} TIMES 1,000] 여기서, CPCt = HCFi,t × CFCP HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi RCPi : 직접구매자의 기준용량가격(RCPi)은 당해연도 전체 육지 발전기 기준용량가격을 설비용량으로 가중평균한 값을 적용한다. 다만, 제주지역의 직접구매자에 적용하는 기준용량 가격은 당해연도 전체 제주 발전기 기준용량가격을 설비용량으로 가중평균 한 값을 적용한다.	· 직접구매자에 대한 기준용량가격 적용은 육지 직접구매자는 육지발전기의 기준용량가격을 설비용량으로 가중평균한 값으로 적용하고, 제주 직접구매자는 제주발전기의 기준용량을 설비용량으로 가중평균한 값을 적용함

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
(신설)	Ⅶ. 직접전력거래 부가정산금에 대한 정산 1. 직접전력거래 부가정산금 산정 직접전력거래로 재생에너지전기공급사업자가 부담해야 하는 거래시간별 부가정산금은 직접전력거래에 적용하는 부가정산금단가에 직접전력거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량을 곱한 금액으로 한다. 즉, USRk,t = UPR × SRCk,t × 1,000 × CDOFi,k 여기서, SRCk,t = [eqn: sum _{i} ^{} MGO _{i-k,t}] - [eqn: sum _{i} ^{} EEC _{i-k,t}] × EEOFk USRk,t(Uplift Settlement of energy traded by Renewable energy supplier) : 직접전력거래의 거래시간에 대한 부가정산금 UPR(Uplift Price of energy traded through Renewable energy supplier) : 직접전력거래에 적용되는 부가정산금단가(원/kwh) SRCk,t(Supplied Renewable energy for a Customer) : 직접전력거래 초과발전량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 직접전력거래 전력량	· 직접전력거래 부가정산금 산정식으로 직접전력거래량에 부가정산금 단가를 곱하여 부가정산금 금액을 산정하며,직접PPA에 참여하는 시간대별 발전량 및 전기사용자의 소비량 정보가 모두 취득되는 경우에 확정

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
(신설)	CDOFi,k(Certified Data On Flag) : 직접전력거래 데이터 확정 여부 표시기로써, 직접전력거래에 참여하는 발전설비와 전기사용자 전력량 정보가 취득된 후 직접전력거래 거래량 데이터가 확정되는 경우 1, 그렇지 않으면 0 [eqn: MGO _{i-k,t}] : 전기사용자 k와 직접전력거래계약이 체결된 i 발전기의 시간대별 계량전력량 [eqn: EEC _{i-k,t}](Excess Energy for a Consumer): 직접전력거래로 공급되는 발전사업자의 시간대별 계량전력량이 전기사용자의 시간대별 구매전력량을 초과하여 전력시장으로 공급된 전력량 EEOFk(Excess Energy On Flag) : 직접전력거래에 대한 초과발전 여부 표시기로써, 초과발전이 발생하는 경우 1, 그렇지 않으면 0 직접전력거래를 통해 거래된 개별 전기사용자의 거래일에 대하여 재생에너지전기공급사업자가 부담하는 부가정산금은 다음과 같다. [eqn: USR _{k} `=` sum _{t} ^{} USR _{k,t}]

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
(신설)	2. 직접전력거래 부가정산금단가의 산정기준 가. 직접전력거래의 부가정산금단가는 제2.2.1.4조에 따라 비용위원회에서 심의 및 의결된 직접구매자에 대한 부가정산금단가에 적용되는 각 항목을 조정하여 산정한다. 그 방법은 비용평가 세부운영규정 제11장 제11.3.1조 제1항의 부가정산금 총액에서 지역자원시설세와 비상대기예비력 정산금을 제외한 금액을 동 규정 제11장 제11.3.1조 제2항의 총 거래량과 직접전력거래로 전기사용자에게 공급되는 전력량, 판매사업자와 전력구매계약 체결 및 전기사업법 시행령 제1항 제3호에 따라 거래된 발전량을 합한 값으로 나누어 산정한다. 나. 직접전력거래 부가정산금 단가는 매년 6월까지 산정하여, 당해연도 7월부터 1년간 모든 재생에너지전기공급사업자에게 동일하게 적용한다. [eqn: rm UPR _{} = {TUC`-`( sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} LPT _{i,t} +` sum _{i} ^{} sum _{t} ^{} ECRP _{i,t} )} over {sum _{t} ^{} TET _{t} `+ sum _{k} ^{} ` sum _{t} ^{} SRC _{k,t} +TESC}] UPR(Uplift Price of energy traded by Renewable energy supplier) : 직접전력거래에 적용되는 부가정산금단가(원/kWh) TUC(Total Uplift cost for a Consumer) : 비용위원회에서 심의 및 의결을 통해 직접구매자에 대한 부가정산금단가 산정에 활용되는 부가정산금 총액 LPTi,t(Local Plant Tax) : 화력발전기에 대한 시간대별 지역자원시설세 정산금 ECRPi,t(Emergency Capacity Reserve Payment) : 기후□환경 제약에 의해 가동이 제한된 석탄발전기가 입찰한 비상대기예비력에 대해 지급하는 정산금 TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량 SRCk,t(Supplied Renewable energy for a Customer) : 직접전력거래 초과발전량을 제외하고 개별 전기사용자에게 공급되는 시간대별 직접전력거래 전력량 TESC,(Traded Energy through Sales Company) : 판매사업자와 전력구매계약(PPA)을 체결한 발전사업자의 발전량과 전기사업법 시행령 제19조 제1항 제3호에 따른 전력거래계약 통해 전기사용자가 공급받은 연간 전력량의 합계	· 직접전력거래 부가정산금단가에 대한 산정기간 및 적용시점을 추가하였으며, 단가 산정기준을 마련하였음 ① 직접PPA, 한전PPA, 제3자PPA(장외거래)도 전력시장에서 발생한 부가정산금을 발생시키므로 직접PPA에 대한단가 산정기준 마련 (직접구매자 부가정산금 산정 기준 활용) ② 그 방법은 비용평가세부운영규정에 명시되어있는 직접구매자 부가정산금 항목 중 지역자원시설세와 비상대기예비력 정산금을 제외한 금액을 시장거래량과 직접PPA거래량 및 한전PPA, 제3자PPA 발전량을 합산한 값으로 나누어 산정

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표8] 5. 용어의 정의 5.6 청구서 전력시장에 참여한 회원과 전력거래소간 지급받고자 하는 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제40호서식을 말한다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구서는 별지 제105호서식을 말한다. 5.7 청구요청서 전력시장에 참여한 회원이 전력거래소에 청구할 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제41호서식을 말하며, 회원의 청구서 작성과 세금계산서 발행의 근거가 된다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구요청서는 별지 제105호서식을 말한다.	[별표8] 5. 용어의 정의 5.6 청구서 전력시장에 참여한 회원 및 재생에너지전기공급사업자와 전력거래소간 지급받고자 하는 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제40호서식을 말한다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구서는 별지 제105호서식을 말한다. 5.7 청구요청서 전력시장에 참여한 회원 및 재생에너지전기공급사업자가 전력거래소에 청구할 금액을 내역별로 기재한 것으로서 별지 제41호서식을 말하며, 회원의 청구서 작성과 세금계산서 발행의 근거가 된다. 단, 수요반응자원의 전력거래에 관한 청구요청서는 별지 제105호서식을 말한다.	·재생에너지 전기공급사업자 직접PPA 부가정산금 납부를 위한 청구서 및 청구요청서 신설

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1.1 한계가격, 정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 7.1.2 발전전력량(MGO), 유효구매전력량, 전력펌핑사용전력량(SD), 직접전력거래 초과발전량(EEC), 직접전력거래 거래량(TRS), 직접전력거래 공급량(SRS), 직접전력거래 공급량 조정값(ASRS)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(Wh까지 계산) 7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지 7.8.1 전력거래소 정산담당자는 전력거래 수수료를 산정하기 위한 각 회원의 거래 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정 한다. 단, 수요관리사업자에 대해서는 전력부하감축거래량 또는 전력부하증대거래량을 기준으로 한다. <개정 2014.11.3., 2021.1.1.>	[별표8] 정산 및 결제 절차 7.0 절차 7.1.1 한계가격, 정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP), 직접전력거래 부가정산금단가(UPR)는 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 7.1.2 발전전력량(MGO), 유효구매전력량, 전력펌핑사용전력량(SD), 직접전력거래 초과발전량(EEC), 직접전력거래 거래량(TRS), 직접전력거래 공급량(SRS), 직접전력거래 공급량 조정값(ASRS), 전기사용자 직접전력거래 공급량(SRC), 판매사업자 계약체결 전력량(TESC)은 MWh를 기준으로 소수점 일곱째자리에서 거래시간별로 반올림 처리한다.(Wh까지 계산) 7.8 전력거래수수료, 연회비 및 직접구매수수료 내역 통지 7.8.1 전력거래소 정산담당자는 전력거래 수수료를 산정하기 위한 각 회원의 거래 전력량에 전력거래소가 별도로 정하는 수수료율을 곱하여 산정 한다. 단, 수요관리사업자에 대해서는 전력부하감축거래량 또는 전력부하증대거래량을 기준으로 하며, 재생에너지전기공급사업자에 대해서는 직접전력거래량을 기준으로 한다.	·소수점 처리규정 신설 ·직접PPA 거래에 부과하는 수수료 산정은 직접PPA 거래량을 기준으로 적용함

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록·변경 및 채권양도 등 7.11.1.4 (신설) 7.11.2 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 전력거래대금 결제 7.11.2.1 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자는 거래차수별 결제일 1영업일전 15:00까지 7.9.1.1의 전력거래대금 청구서에 기록된 결제금액을 시장은행에 개설된 해당 회원 정산계좌에 입금하여야 한다. 7.11.2.2 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 자기의 정산계좌에 결제금액 입금시 양수동력정산금 등 전력거래소로부터 정산 받아야 할 금액을 차감하여 입금한다.	7.11 전력거래대금 결제, 정산계좌 등록 변경 및 채권양도 등 7.11.1.4 전력거래소는 7.11.1의 조항에도 불구하고 직접전력거래에 참여하는 발전사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 전력거래대금, 부가정산금은 7.12(정산 및 결제 일정표)의 4차에 총괄하여 월 1회 정산한다. 7.11.2 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자 전력거래대금 결제 7.11.2.1 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자는 거래차수별 결제일 1영업일전 15:00까지 7.9.1.1의 전력거래대금 청구서에 기록된 결제금액을 시장은행에 개설된 해당 회원 정산계좌에 입금하여야 한다. 7.11.2.2 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자가 자기의 정산계좌에 결제금액 입금시 양수동력정산금 등 전력거래소로부터 정산 받아야 할 금액을 차감하여 입금한다.	· 직접전력거래 발전기 초과발전량 및 재생에너지 전기공급사업자의 부가정산금에 대한 정산금은 거래차수 4차에 정산 · 전력거래대금 결제주체에 재생에너지 전기공급사업자 추가

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
7.11.3 전력거래소 결제담당자 결제금액 이체지시 7.11.3.1 전력거래소 결제담당자는 7.11.2.1에서 정한 시간 직후 전력거래대금 결제이체시스템을 이용하여 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자의 결제대금이 정상적으로 해당 회원 정산계좌에 입금되어 있는지를 확인한다.	7.11.3 전력거래소 결제담당자 결제금액 이체지시 7.11.3.1 전력거래소 결제담당자는 7.11.2.1에서 정한 시간 직후 전력거래대금 결제이체시스템을 이용하여 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자의 결제대금이 정상적으로 해당 회원 정산계좌에 입금되어 있는지를 확인한다.

□ 중앙급전전기저장장치 용량정산금 산정기준 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1.1.2조(용어의 정의) (중 략) <신 설> <신 설> (중 략) 제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조 ~ 에 따라 다음 사항을 심의□조정□의결한다. (중 략) <신 설> (중 략) 제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) (중 략) ④ 3. 공급용량은 최대부하 시현기간이 하계인 경우 6월말을 기준으로 하고, 동계인 경우 11월말을 기준으로 하며, 중앙급전발전기 및 전력시장 참여 비중앙발전기 용량과 수요반응자원의 의무감축용량을 합하여 산출한다. 4. 최대부하는 직전 최대부하 시현기간의 최대부하 시점의 중앙급전발전기 거래량, 전력시장 참여 비중앙발전기 거래량 및 수요반응자원의 전력부하감축거래량을 합한 값에 직전 3년간의 최대부하 평균 증가율(기하평균)을 곱하여 산출한다. (중 략) ⑥ 제4항의 공급용량계수 산정에 필요한 용량은 다음의 각호에 따라 산출하며, 비용위원회의 검토와 조정을 거쳐야 한다. 1. 구역전기발전기를 제외한 중앙급전발전기의 용량은 법 제61조에 의한 인가용량에서 직전 3년간 평균 소내전력률을 인가용량에 곱하여 산정한 소내소비전력을 차감하여 적용한다. (중 략) <신 설> (중 략) <신 설>	제1.1.2조(용어의 정의) (중 략) 137. “실효용량”이라 함은 전기저장장치가 입찰한 공급가능용량 중 공급용량으로 인정되어 용량정산금이 지급되는 용량으로 입찰한 공급가능용량에 실효용량비율을 곱하여 산정되는 값을 말한다. 138. “실효용량비율”이라 함은 공급신뢰도 기여도 분석을 통해 전기저장장치 설비용량 중 공급용량으로 실효성이 인정되는 비율을 말한다. (중 략) 제2.2.1.4조(기능) 비용위원회는 제2.1.1.1조 ~ 에 따라 다음 사항을 심의□조정□의결한다. (중 략) 26. 전기저장장치의 실효용량비율 (중 략) 제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개) (중 략) ④ 3. 공급용량은 최대부하 시현기간이 하계인 경우 6월말을 기준으로 하고, 동계인 경우 11월말을 기준으로 하며, 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치와 전력시장 참여 비중앙발전기 용량과 수요반응자원의 의무감축용량을 합하여 산출한다. 4. 최대부하는 직전 최대부하 시현기간의 최대부하 시점의 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치 거래량, 전력시장 참여 비중앙발전기 거래량, 수요반응자원의 전력부하감축거래량을 합한 값에 직전 3년간의 최대부하 평균 증가율(기하평균)을 곱하여 산출한다. (중 략) ⑥ 제4항의 공급용량계수 산정에 필요한 용량은 다음의 각호에 따라 산출하며, 비용위원회의 검토와 조정을 거쳐야 한다. 1. 구역전기발전기 및 중앙급전전기저장장치를 제외한 중앙급전발전기의 용량은 법 제61조에 의한 인가용량에서 직전 3년간 평균 소내전력률을 인가용량에 곱하여 산정한 소내소비전력을 차감하여 적용한다. (중 략) 6. 중앙급전전기저장장치의 용량은 당해연도 전기저장장치의 실효용량으로 산정한다. (중 략) 부 칙 (2022. . .) 제x조(중앙급전전기저장장치 용량정산금 산정기준에 대한 경과조치) 제1장, 제2장, 별표1, 별표2의 중앙급전전기저장장치 용량정산금 산정기준과 관련된 규정은 6개월 이내에 비용평가위원회에서 실효용량비율 산정기준 의결후 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다	·실효용량에 대한 용어정의 ·실효용량비율 용어정의 ·의결항목에 실효용량비율추가 ·공급용량계수의 공급용량 산정시 ESS 용량 추가 ·공급용량계수의 최대부하 산정시 ESS 거래량 추가 ·ESS는 실효용량을 반영해야 하므로 별도로 산정토록 제외하고, ·ESS의 용량은 실효용량을 반영 ·적용시점 명기

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

[별표1] 기호 및 변수의 정의

<신  설>

[별표2]

정산 기준

Ⅰ.2. 공급가능용량에 대한 정산

(중  략)

라. 전기저장장치

① 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 대한 정산은 양수발전의 공급가능용량에 대한 정산규칙을 준용한다.

<신  설>

<신  설>

<신  설>

② 1항의 정산과 관련하여, 용량가격 표시기는 전기저장장치 저장용량(최대 용량 충방전시간)을 고려하여 비용평가위원회에서 결정한다.

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
EFFCi	실효용량비율 (Equlvalent Firm Capacity Rate)	%	공급신뢰도 기여도 분석을 통해 산정한 실효용량비율로, 공급가능용량에 실효용량비율을 적용하여 실효용량을 산정
EHCFi,t	전기저장장치 용량가격 (Energy Storage Hourly Capacity Fee)	원/㎾-h	전기저장장치의 거래시간별 용량단가

[별표2]

정산 기준

Ⅰ.2. 공급가능용량에 대한 정산

(중  략)

라. 전기저장장치

① 중앙급전전기저장장치의 용량정산금(TPCPi,t)은 아래와 같이 정산한다.

TPCPi,t = RAi,t × EFCRi × (EHCFi,t +β) × 1000

여기서,

EFCRi : 비용평가위원회에서 결정한 실효용량비율

EHCFi,t = RCPi × RCFi × FSFi

EHCFi,t : 전기저장장치의 거래시간별 용량가격

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

FSFi : 연료전환성과계수

β : 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 제2장제2절에 따른다.

각 중앙급전전기저장장치의 거래일 용량정산금(CPi)은 다음과 같다.

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

② 1항의 정산과 관련하여, 실효용량비율은 전기저장장치의 최대방전용량과 최대저장전력량을 고려하여 비용평가위원회에서 결정한다.

□ 직접전력거래 관련

약어 개정 및 신설

·연구과제 결과를
준용하여 ESS CP 산정기준 개정

·실효용량비율
(EFCR) 신설

·ESS 용량가격
(EHCF) 신설

□  RPS 의무이행비용 정산 절차 개선(안)

현행	개정(안)	비고
제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.4조(등록) ➀ 공급인증서를 거래할 수 있는 자로서 모든 거래시장에 참여자로 등록을 하고자 하는 자는 신재생 원스톱 사업정보통합포털에 회원가입을 신청하여야 한다. 단, 사업자등록증 상 대표자 외의 사용자가 회원가입을 신청하는 경우 다음 각 호의 서류를 신재생에너지 공급인증서 시스템에 등록해야 한다. 가. 별지 제96호 서식의 위임장 나. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본	제11장 공급인증서 거래 제1절 공급인증서 거래시장의 운영 제11.1.4조(등록) ➀ 공급인증서를 거래할 수 있는 자로서 공급인증서 거래시장에 거래회원으로 등록을 하고자 하는 자는 다음 각 호의 서류를 갖추어 신재생 원스톱 사업정보통합포털에 회원가입을 신청하여야 한다. 단, 다음 각 호의 서류는 신재생 원스톱 사업정보통합포털에 전자문서로 제출하는 것을 원칙으로 하며, 별지 제96호 서식의 위임장 제출시에는 전자서명법에 의한 사업자용도의 인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다. 1. 대표자가 회원가입을 신청하는 경우 가. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본 2. 대표자 외의 사용자가 회원가입을 신청하는 경우 가. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본 나. 별지 제96호 서식의 위임장	□전자문서를 제출할 수 있는 근거 조항 신설

현행	개정(안)	비고
➁ 현물시장에 참여하고자 하는 자는 다음 각 호의 서류를 우편으로 제출하고, 신재생에너지 공급인증서 거래시스템에 동일한 사업자정보를 입력하여 등록을 신청하여야 한다. 가. 별지 제97호 서식의 계좌이체약정서 원본 나. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본 다. 시장은행 통장 사본 및 별지 제97-1호 서식의 사용인감계 원본 (인감증명서 원본 포함) ➂ <생략>	➁ 현물시장에 참여하고자 하는 자는 신재생에너지 공급인증서 거래시스템에 사업자정보 및 계좌정보를 입력하고, 다음 각 호의 서류를 갖추어 정산계좌 등록을 신청하여야 한다. 단, 다음 각 호의 서류는 전자문서로 제출하는 것을 원칙으로 하며, 전자서명법에 의한 사업자용도의 인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다. 1. 별지 제97호 서식의 계좌이체약정서 사본 2. 부가가치세법 제8조 제6항에 의한 사업자등록증 사본 3. 시장은행 통장 사본 4. 인감증명서 사본 및 별지 제97-1호 서식의 사용인감계 사본 ➂ <좌동>	□전자문서를 제출할 수 있는 근거 조항 신설

현행	개정(안)	비고
제11.1.7.조(계약시장의 매매거래 방식) ① 계약시장에서 매매거래를 하려는 모든 계약당사자는 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 통해 별지 제89호, 제89-1호, 89-2호 또는 제90호 서식에 따라 매매계약을 등록, 검토 해야하며 반드시 전자서명법에 의한 공인인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다. ② <삭제 2020.7.8.> ③ 제1항에 따른 계약체결 후 설비확인서가 발급된 경우 계약당사자는 설비확인서 발급일로부터 30일 이내에 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 통해 변경계약을 체결하여야 한다. ④ 제1항에 따른 계약체결 또는 제2항에 따른 변경계약 체결 후 계약사항의 변경이 발생한 경우 계약당사자는 30일 이내에 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 통해 계약을 체결하여야 한다.	제11.1.7.조(계약시장의 매매거래 방식) ① 계약시장에서 매매거래를 하려는 모든 계약당사자는 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 통해 별지 제89호, 제89-1호, 89-2호 또는 제90호 서식에 따라 매매계약을 등록, 검토 해야하며 반드시 전자서명법에 의한 사업자용도의 인증서를 사용하여 전자서명을 실시하여야 한다. ② <삭제 2020.7.8.> ③ <좌동> ④ 제1항에 따른 계약체결 또는 제3항에 따른 변경계약 체결 후 계약사항의 변경이 발생한 경우 계약당사자는 30일 이내에 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 통해 계약을 체결하여야 한다.	□인증서명칭 변경 및 참조조항 정정

현행	개정(안)	비고
제11.2.1조(자료의 제출) ① <생략> ② 연간정산을 받고자 하는 공급의무자는 매년 4월 10일까지 다음의 각 호를 전력거래소에 제출하여야 한다. 1. 별지 제92호 서식에 따른 연간정산 신청서 2. 제1호에 따른 공급인증서 세부 자료(단, 자체건설 발전기의 공급인증서인 경우 가격산정에 관한 증빙 자료 포함) 제11.2.2조(공급의무자에 대한 의무이행비용 정산) 공급의무자에 대한 의무이행비용 정산은 [별표 25]에서 정한 공급의무자의 의무이행비용에 따라 정산한다.	제11.2.1조(자료의 제출) <좌동> 제11.2.2조(공급의무자에 대한 의무이행비용 정산) ① 공급의무자에 대한 의무이행비용 정산은 [별표 25]에서 정한 공급의무자의 의무이행비용에 따라 정산한다. ② 의무이행비용 산정은 공급의무자가 제11.2.1조 제2항에 명시된 제출기한 이내에 RPS 정산시스템에 입력된 자료를 기준으로 산정함을 원칙으로 한다. ③ 제11.2.1조 제2항에 명시된 제출기한이 경과한 이후 비용 정산에 반영하여야 할 추가 또는 수정자료를 제출하는 경우 해당자료의 추가 또는 수정사유와 함께 제출기한으로부터 실근무일 5일 이내에 제출하여야 한다.	□의무이행비용 산정원칙 명시

현행	개정(안)	비고
<신설> <신설> <신설>	제11.2.5조(산정검토안 통지) 전력거래소는 6월10일까지 연간정산을 위한 산정검토안을 공급의무자에게 통지하여야 한다. 단, 비용평가위원회 일정 등 여건을 고려하여 전력거래소는 통지시기를 조정할 수 있다. 제11.2.6조(산정검토안에 대한 조정신청) 공급의무자는 제11.2.4조의 규정에 의한 산정검토안 통지일로부터 실근무일 5일 이내에 전력거래소에 조정신청을 할 수 있다. 단, 비용평가위원회 일정 등 여건을 고려하여 전력거래소가 조정신청 기간을 별도로 정할 수 있다. 제11.2.7조(정정통지) 전력거래소는 산정검토안 통지 후 시스템 오류, 단순 오기 등에 의한 명백한 오류를 발견하였을 경우, 이를 정정하고 지체없이 그 결과를 해당 공급의무자에게 통지한다.	□산정검토안 통지조항 신설 □산정검토안에 대한 조정신청절차 신설 □명백한 오류 발견시 조치조항 신설

현행	개정(안)	비고
[별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 1.0~5.18 <생략> 6.0 공급인증서 거래시장의 운영 6.1 <삭제> 6.1.1 거래회원 등록절차 <신설>	[별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차 1.0~5.18 <좌동> 6.0 공급인증서 거래시장의 운영 6.1 거래회원 등록 및 현물시장 정산계좌 등록·변경절차 6.1.1 거래회원 등록절차 6.1.1.1 거래회원 등록은 신재생에너지 원스톱 사업정보 포털을 이용하여 진행함을 원칙으로 한다. 6.1.1.2 신재생에너지 원스톱 사업정보 포털을 이용하여 거래회원 등록 시 필요 서류를 전자문서로 변환하여 제출하여야 하며, 전자문서로 변환하지 않은 경우 그 서류는 제출되지 아니한 것으로 본다. 다만, 신재생에너지 원스톱 사업정보 포털에 장애가 있는 경우 등 거래소가 인정하는 경우는 예외로 한다.	□거래회원 등록 절차 신설

현행	개정(안)	비고
6.1.2 현물시장 정산계좌 등록, 변경절차 <신설>	6.1.1.3 6.1.1.2항에 따라 제출된 전자문서에 오류가 있거나 누락된 경우 전력거래소는 신재생에너지 원스톱 사업정보 포털 등을 통해 거래회원 등록신청을 한 자에 통지하고 통지를 받은 자는 서류를 보완하여 제출하여야 한다. 6.1.1.4 대표자 외의 사용자가 신재생에너지 원스톱 사업정보 포털을 이용하여 위임장을 제출할 경우 전자서명법에 의한 사업자 용도의 인증서로 전자서명을 해야 하며, 이에 대한 동의절차를 거쳐야 한다. 6.1.2 현물시장 정산계좌 등록, 변경절차 6.1.2.1 현물시장 정산계좌 등록 및 변경은 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 이용하여 진행함을 원칙으로 한다. 6.1.2.2 신재생에너지 공급인증서 거래시스템을 이용하여 현물시장 정산계좌 등록 및 변경 시 필요 서류를 전자문서로 변환하여 제출하여야 하며, 전자문서로 변환하지 않은 경우 그 서류는 제출되지 아니한 것으로 본다. 다만, 신재생에너지 공급인증서 거래시스템에 장애가 있는 경우 등 거래소가 인정하는 경우는 예외로 한다.	□거래회원 등록 절차 신설 □정산계좌 등록,변경절차 신설

현행	개정(안)	비고
[별표 25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차	6.1.2.3 6.1.2.2항에 따라 제출된 전자문서에 오류가 있거나 누락된 경우 전력거래소는 신재생에너지 공급인증서 거래시스템 등을 통해 정산계좌 등록신청을 한 자에 통지하고 통지를 받은 자는 서류를 보완하여 제출하여야 한다. 6.1.2.4 6.1.2.2항에 따라 전자문서를 제출할 경우 전자서명법에 의한 사업자 용도의 인증서로 전자서명을 해야 하며, 이에 대한 동의절차를 거쳐야 한다. 6.1.2.5 6.1.2.2항에 따라 제출된 전자문서에 대해 거래회원이 해당 전자문서 제출에 대한 전자서명을 한 날 이후에 거래회원은 제출하고자 한 문서와 공급인증서 거래시스템에 등재된 전자문서 사이의 동일성에 관하여 이의를 제기할 수 없다. 6.1.2.6 거래회원은 6.1.2.2항에 따라 제출된 전자문서의 원본을 공급인증서 거래기간 동안 보관하고, 신재생 원스톱 사업정보 통합포털 회원 탈퇴 시 제출된 전자문서의 원본을 5년 동안 보관하여야 한다.	□정산계좌 등록,변경절차 신설

현행

개정(안)

비고

신재생에너지 공급의무화제도 계약시장 거래내용 정산요청 확인서
거래당사자	매도자	상 호 명		발전소명
		주 소
		사업자등록번호		대 표 자
		전 화 번 호
	매수자	상 호 명
		주 소
		사업자등록번호		대 표 자
		전 화 번 호
거래정보	설 비 용 량		kW	에너지원
	계 약 번 호			정산요청일
	거 래 량		REC
	R E C 가 격		원/REC
	거 래 대 금		원 (부가세 별도)
	매 도 수 수 료		원 (부가세 별도)
	매 수 수 수 료		원 (부가세 별도)
「전력시장운영규칙」별표25 6.3.1.1에 의거하여 상기와 같이 거래내용을 통보합니다. 년 월 일 한국전력거래소 이사장 (인)

신재생에너지 공급의무화제도 계약시장 거래내용 정산요청 확인서
거래당사자	매도자	상 호 명		발전소명
		주 소
		사업자등록번호		대 표 자
		전 화 번 호
	매수자	상 호 명
		주 소
		사업자등록번호		대 표 자
		전 화 번 호
거래정보	설 비 용 량		kW	에너지원
	계 약 번 호			정산요청일
	거 래 량		REC
	계 약 가 격		원/(REC, SMP+REC, SMP+가중치*REC)
	거 래 대 금		원 (부가세 별도)
	매 도 수 수 료		원 (부가세 별도)
	매 수 수 수 료		원 (부가세 별도)
「전력시장운영규칙」별표25 6.3.1.1에 의거하여 상기와 같이 거래내용을 통보합니다. 년 월 일 한국전력거래소 이사장 (인)

□별지 제94호 서식

현행

개정(안)

비고

	위 임 장
	수 임 자 직책 및 관계 : 성 명 : 연락처 : ID : 위 임 자 사업등록번호 : 성 명 : 연락처 : 위 사람에게 공급인증서(REC) 거래시스템 사용에 따른 일체의 권한을 위임합니다. 20 년 월 일 위 임 자 : (인)
	한국전력거래소 이사장 귀중

	위 임 장
	수 임 자 대표자와의 관계 : 성 명 : 연락처 : ID : 위 임 자 사업등록번호 : 성 명 : <삭제> 위 사람에게 공급인증서(REC) 거래시스템 사용에 따른 일체의 권한을 위임합니다. 20 년 월 일 위 임 자 : 전자서명
	한국전력거래소 이사장 귀중

□별지 제96호 서식

현행

개정(안)

비고

계좌이체약정서 (사업자용)

한국전력거래소 앞

귀사와 계좌이체거래를 함에 있어 다음의 계좌이체약정서를 따를 것임을 확약합니다.

20    년    월    일

￭ 상    호 :

￭ 대 표 자 :

￭ 사업자등록번호 :

￭ 주    소 :

￭ 전화번호 :

￭ 계좌이체 거래은행                                                     (인감)

․ 은 행 명 :                         은행

․ 계좌번호 :

․ 예 금 주 :

￭ 구    분 :   □ 신규등록   □ 변경등록

※ 통장에 날인된 인감이 인감증명서 상의 인감과 동일할 경우, (인감) 란에 인감만 날인

※ 통장에 날인된 인감이 인감증명서 상의 인감과 동일하지 않거나 서명일 경우, (인감) 란에 인감 날인 후 옆의 빈 공란에 통장

인감 추가 날인 또는 서명

1. (계좌의 조정) 채권자의 거래은행은 원칙적으로 채권자가 임의로 선정합니다. 다만, 당사의 사정에 따라 이체방법 등을 변경하여야 할 사유가 있을 때에는 채권자와 사전합의 후 변경할 수 있습니다.

2. (수수료의 부담) 계좌이체시 송금수수료 및 통신료가 발생할 경우에는 채권자의 부담으로 합니다.

3. (차감계산) 당사가 지급할 금액에서 당사가 수납할 유보금, 연체료 등과 채권자가 부담할 송금수수료 및 통신료는 지급할 금액에서 우선 공제한 후 채권계좌에 이체하여 드립니다.

4. (계산승인) 채권자가 계좌에 입금이체를 받은 금액에 대하여 이의가 있을 경우에는 입금일로부터 10일 이내에 당사에 그 구체적인 사실을 통보하고 확인을 받아야 합니다. 만일 10일이 경과하여도 이의 통보가 없을 때에는 이체금액 수령에 이상이 없는 것으로 간주합니다.

5. (면책) ①본 약정서에 명시된 거래은행, 계좌번호, 예금주명에 의하여 대가를 계좌입금한 이후에 발생한 손해에 대하여는 당사는 일체 그 책임을 지지 않습니다.

②채권자가 본 약정서에 명시된 약정사항을 준수하지 아니함으로써 발생한 손해에 대하여도 당사는 그 책임을 지지 않습니다.

6. (신고사항의 변경) ①본 약정서에 기입된 주소, 예금주명, 계좌번호 등에 변경이 있을 때에는 즉시 서면으로 당사에 신고하여 계좌이체에 틀림이 없도록 소정의 절차를 밟아야 합니다.

②전 항의 신고 전에 신고사항의 변경으로 인한 손해에 대하여는 당사는 책임을 지지 않습니다.

7. (해지) 본 계좌이체거래는 채권자 또는 당사의 사정에 따라 서면통지로 해지할 수 있습니다. 다만, 채권자의 해지통보는 당사가 서면접수 후 승인한 경우에 그 효력이 발생합니다.

8. (기타) 본 약정의 체결을 확실히 하기 위하여 첨부의 서류를 제출하여야 합니다. 다만, 거래빈도수가 극히 적은 경우(선수금 환불 등)에는 계약담당부서의 인감대조원의 인감대조확인으로 인감증명서를 대신할 수 있습니다.

※ 첨부 : 거래통장 사본 1부, 인감증명서 원본 1부, 사업자등록증 사본 1부

계좌이체약정서 (사업자용)

한국전력거래소 앞

귀사와 계좌이체거래를 함에 있어 다음의 계좌이체약정서를 따를 것임을 확약합니다.

20    년    월    일

￭ 상    호 :

￭ 대 표 자 :

￭ 사업자등록번호 :

￭ 주    소 :

￭ 전화번호 :

￭ 계좌이체 거래은행                                                     (인감)

․ 은 행 명 :                         은행

․ 계좌번호 :

․ 예 금 주 :

￭ 구    분 :   □ 신규등록   □ 변경등록

※ 통장에 날인된 인감이 인감증명서 상의 인감과 동일할 경우, (인감) 란에 인감만 날인

※ 통장에 날인된 인감이 인감증명서 상의 인감과 동일하지 않거나 서명일 경우, (인감) 란에 인감 날인 후 옆의 빈 공란에 통장

인감 추가 날인 또는 서명

1. (계좌의 조정) 채권자의 거래은행은 원칙적으로 채권자가 임의로 선정합니다. 다만, 당사의 사정에 따라 이체방법 등을 변경하여야 할 사유가 있을 때에는 채권자와 사전합의 후 변경할 수 있습니다.

2. (수수료의 부담) 계좌이체시 송금수수료 및 통신료가 발생할 경우에는 채권자의 부담으로 합니다.

3. (차감계산) 당사가 지급할 금액에서 당사가 수납할 유보금, 연체료 등과 채권자가 부담할 송금수수료 및 통신료는 지급할 금액에서 우선 공제한 후 채권계좌에 이체하여 드립니다.

4. (계산승인) 채권자가 계좌에 입금이체를 받은 금액에 대하여 이의가 있을 경우에는 입금일로부터 10일 이내에 당사에 그 구체적인 사실을 통보하고 확인을 받아야 합니다. 만일 10일이 경과하여도 이의 통보가 없을 때에는 이체금액 수령에 이상이 없는 것으로 간주합니다.

5. (면책) ①본 약정서에 명시된 거래은행, 계좌번호, 예금주명에 의하여 대가를 계좌입금한 이후에 발생한 손해에 대하여는 당사는 일체 그 책임을 지지 않습니다.

②채권자가 본 약정서에 명시된 약정사항을 준수하지 아니함으로써 발생한 손해에 대하여도 당사는 그 책임을 지지 않습니다.

6. (신고사항의 변경) ①본 약정서에 기입된 주소, 예금주명, 계좌번호 등에 변경이 있을 때에는 즉시 공급인증서 거래시스템

으로 당사에 신고하여 계좌이체에 틀림이 없도록 소정의 절차를 밟아야 합니다.

②전 항의 신고 전에 신고사항의 변경으로 인한 손해에 대하여는 당사는 책임을 지지 않습니다.

7. (해지) 본 계좌이체거래는 채권자 또는 당사의 사정에 따라 서면통지로 해지할 수 있습니다. 다만, 채권자의 해지통보는 당사가 서면접수 후 승인한 경우에 그 효력이 발생합니다.

8. (기타) 본 약정의 체결을 확실히 하기 위하여 첨부의 서류를 제출하여야 합니다. 다만, 거래빈도수가 극히 적은 경우(선수금 환불 등)에는 계약담당부서의 인감대조원의 인감대조확인으로 인감증명서를 대신할 수 있습니다.

※ 첨부 : 사업자등록증 사본 1부 , 거래통장 사본 1부, 인감증명서 사본 1부

□별지 제97호 서식

□ 지역별 가격결정 시행시기 조정(안)

현  행

개  정 (안)

비   고

제2.4.2조(계통한계가격의 결정) ① 전력거래소는 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 각 거래시간에 대한 지역별(육지 및 제주) 계통한계가격을 계산하여야 한다.
<개정 2021.1.1.> [시행일 : 2022. 7. 1. 이내 시행예정]

<중 략>

⑤ 한계가격의 결정기준은 다음 각호와 같다.

1. 계통한계가격

⑤ 지역별 계통한계가격은 지역별 각 발전기의 유효가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다.

1. 계통한계가격(SMPt)은 각 발전기의 유효발전가격(SPi,t) 중 가장 높은 값으로 결정한다.

SMPt = Max(SPi,t)

다만, 제주지역의 계통한계가격은 다음 각 목의 경우 전체 발전기의 유효 발전가격 중 가장 높은 가격으로 한다.

가. 육지-제주간 송전제약이 없는 경우

나. 제주지역 계통한계가격을 구할 수 없는 경우

2. 계통한계가격(SMPt)은 각 발전기의 유효발전가격(SPi,t) 중 가장 높은 값

<중 략>

<개정 2021.1.1.>  [시행일 : 2022. 7. 1. 이내 시행예정]

2.4.2조(계통한계가격의 결정) ① 전력거래소는 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 각 거래시간에 대한 지역별(육지 및 제주) 계통한계가격을 계산하여야 한다.

<개정 2021.1.1.> <삭 제>

<중 략>

<삭 제>

2. 계통한계가격

⑤ 지역별 계통한계가격은 지역별 각 발전기의 유효가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다.

1. 계통한계가격(SMPt)은 각 발전기의 유효발전가격(SPi,t) 중 가장 높은 값으로 결정한다.

SMPt = Max(SPi,t)

다만, 제주지역의 계통한계가격은 다음 각 목의 경우 전체 발전기의 유효 발전가격 중 가장 높은 가격으로 한다.

가. 육지-제주간 송전제약이 없는 경우

나. 제주지역 계통한계가격을 구할 수 없는 경우

<개정 2021.1.1.> <삭 제>

2. 계통한계가격(SMPt)은 각 발전기의 유효발전가격(SPi,t) 중 가장 높은 값

<중 략>

<개정 2021.1.1.>  [시행일 : 2022. 7. 1. 이내 시행예정]

· 시행시기 조정

· 호번호 변경

· 시행시기 조정

· 시행시기 조정

□ 연료전환성과계수 개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제1장  총칙

제1장 총칙 ∙

제1절  통칙

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

93. “연료전환성과계수(FSFi)”라 함은 전력수급의 안정을 위한 적정 설비용량의 유지와 온실가스 감축을 통한 기후변화에 효과적 대응을 목적으로 개별 발전기와 수요반응자원의 발전기여도와 환경기여도를 고려하여 산정한 용량가격계수를 말한다.

131. “기준발전기여도”라 함은 연료전환성과계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 이용률에 따라 산정한 발전기여도 산정의 기준이 되는 지표를 말한다.

132. “운전기여도”라 함은 연료전환성과계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 제약입찰량 초과 운전시간과 계통제약 운전시간을 평가하여 산정한 지표를 말한다. [신설 2021.7.1.]

133. “응동유연성기여도”라 함은 연료전환성과계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 기술특성자료를 평가하여 산정한 지표를 말한다. [신설 2021.7.1.]

134. “기동기여도”라 함은 연료전환성과계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 기동횟수를 평가하여 산정한 지표를 말한다. [신설 2021.7.1.]

<신 설>

제2.2.1.4조(기능)

① 심의 및 의결사항

23. 발전기의 연료전환성과계수 [신설 2016.10.31.] <개정 2019.12.31.>

② 검토 및 조정사항

2. 기준용량가격, 용량가격계수, 연료전환성과계수 산정시 적용될 변수 선정 <개정 2006.12.26., 2016.10.31.>

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)

② 각 대상 설비의 시간대별 용량가격은 기준용량가격에 용량가격계수, 시간대별용량가격계수, 연료전환성과계수를 반영하며, 용량가격계수와 시간대별용량가격계수의 산정 및 적용시기는 아래 각 호와 같다. 단, 기준용량가격, 용량가격계수, 시간대별용량가격계수, 연료전환성과계수를 산정기준 변경 등의 사유 발생으로 비용위원회에서 재산정을 결정한 경우에는 재산정일 이후부터 다르게 반영할 수 있다.<개정 2011.6.30., 2016.10.31.>

⑧ 연료전환성과계수(FSFi)는 다음 각 호를 고려하여 비용위원회에서 결정한다.

[신설 2016.10.31.]

1. 연료전환성과계수는 개별발전기의 발전기여도와 환경기여도를 감안하여 산정하며, 산정에 관한 세부기준 및 절차는 비용위원회에서 별도로 정한다.

2. 발전기여도는 발전기의 제약사유를 고려하여 산출할 수 있으며, 전력거래소는 필요시 제약사유 입력과 관련한 증빙자료를 발전사업자에게 요구할 수 있다.

3. 환경기여도는 배출권거래법의 온실가스 배출량을 이용하여 산출하며, 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 이행연도 온실가스 배출량 자료를 차기연도 6월10일까지 제출하여야 한다.

4. 전력수급의 적정 신뢰도 확보를 위한 최소 목표 예비율 수준 이내의 발전기는 발전기여도를 충족한 것으로 본다.

5. 연료전환성과계수는 각 부문별 가중치를 감안한 발전기여도와 환경기여도를 합산한 계수의 용량가중평균이 1이 되도록 산출한다.

제3장  전력의 거래

제1절  판매사업자의 전력구매

제3.1.2조(용량가격의 적용) 판매사업자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격(기준용량가격 보정계수 포함)에 시간대별 용량가격계수(TCFt), 용량가격계수(RCFi), 연료전환성과계수(FSFi)를 적용한다. <개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2016.10.31.>

제2절  직접구매자의 전력구매

제1관  직접구매 가격의 적용

제3.2.1.2조(용량가격) ① 직접구매자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격에 시간대별용량가격계수(TCFt), 직접구매용량보정계수, 용량가격계수(RCFi), 연료전환성과계수(FSFi) 등을 적용한다. <개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2016.10.31.>

제3절 구역전기사업자의 전력거래

제1관 구역전기사업자의 전력거래 관리

제3.3.2.2조(용량가격의 적용) 구역전기사업자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격에 시간대별 용량가격계수(TCFt)와 용량가격계수(RCFi), 연료전환성과계수(FSFi)를 적용한다.<개정 2006.12.26., 2016.10.31.>

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

제1관  전력거래기간

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR 또는 중소형DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.7.8.>

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.

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

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

FFSFm : 수요반응자원의 거래월별 고정연료전환성과계수

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

<신 설>

(별표 1) 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
DFSFim	수요반응자원의 차등연료전환성과계수(Differential Fuel Switching Factor)		발전기여도와 환경기여도를 고려한 수요반응자원의 차등연료전환성과계수
FFSFi	수요반응자원의 고정연료전환성과계수(Fixed Fuel Switching Factor)		발전기여도와 환경기여도를 고려한 수요반응자원의 고정연료전환성과계수
FSFi	연료전환성과계수(Fuel Switching Factor)		발전기여도와 환경기여도를 고려한 발전기별 용량가격계수

(별표 2) 정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

2. 공급가능용량에 대한 정산

가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기)

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

FSFi : 연료전환성과계수

나. 수력발전기

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

FSFi : 연료전환성과계수

다. 양수발전기

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

FSFi : 연료전환성과계수

라. 전기저장장치

① 중앙급전전기저장장치의 용량정산금(TPCPi,t)은 아래와 같이 정산한다.

EHCFi,t = RCPi × RCFi × FSFi

FSFi : 연료전환성과계수

사. 중앙급전 구역전기발전기

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

FSFi : 연료전환성과계수

11. 예방정비 일정 변경에 대한 정산

가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기)

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

FSFi : 연료전환성과계수

나. 복합 및 수력발전기

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

FSFi : 연료전환성과계수

다. 양수발전기

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

FSFi : 연료전환성과계수

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

2. 용량가격에 대한 정산 <개정 2006.12.26.>

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

FSFi : 직접구매자의 연료전환성과계수는 1로 적용한다.

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅰ~Ⅴ (생략)

Ⅵ. 수요반응자원의 연료전환성과계수 산정기준

[신설 2019.12.31.] <번호변경 20201.1.1>

1. 고정연료전환성과계수의 산정

2. 차등연료전환성과계수의 산정

(생략)

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. (생략)

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2020.7.8., 2021.1.1.>

나. 국민DR

RHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

RHCFi,t : 국민DR의 시간대별 용량 단가

단, 각 적용 계수는 거래 월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 국민DR의 FSF는 1을 적용

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 [신설 2020.11.01.]

가. 주파수연계 감축량에 대한 정산

FHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × FSFi

FHCFi,t : 주파수DR의 시간대별 용량 단가. 단, 각 적용 계수는 거래월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 시간대별 TCF 및 FSF는 1을 적용

(생략)

4. 의무감축용량에 대한 정산 <번호변경 2020.11.01.>

(중략)

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2021.1.1>

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

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

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

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

(중략)

FFSFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정연료전환성과계수

(중략)

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산 <개정 2020.7.8.>

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

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

× DBPFm

DBPi,m,k =

[eqn: sum _{t} ^{DRT} LEFT { ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} TIMES `(DFSF _{i,m,k} -`FFSF _{i,m,k} ) RIGHT } `]

× (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

(중략)

FFSFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정연료전환성과계수

DFSFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등연료전환성과계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 월별 기본위약금(BPCi,m)은 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 기본위약금 산정을 위한 연료전환성과계수(BPFSFi)와 전력수요 의무감축요청 미이행량을 곱하고, 전력거래기간의 감축시간 한도에 전체 거래월 수로 나눈 값을 나누어 기본위약금계수를 곱한 값으로 정산한다. 이때 수요반응자원의 거래월의 기본정산금을 초과하는 기본위약금에 대해서는 다음 거래월 기본위약금에 가산하여 정산한다. 다만, 국민DR은 기본위약금을 면제한다. <개정 2017.12.29., 2018.6.15., 2020.7.8.>

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

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

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

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

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

IBPCi,m,k =

[eqn: {sum _{t} ^{DRT} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPFSF _{i,m,k}} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}} ` TIMES ` sum _{t} ^{k} DRD _{i,t`} ` TIMES `BPCF`` TIMES (1-RDF _{i} )` TIMES `1,000]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

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

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

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

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

(중략)

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

(중략)

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 2021.9.18.>

1. 수요반응자원의 고정연료전환성과계수의 산정 <개정 2020.7.8.>

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

2. 수요반응자원의 차등연료전환성과계수의 산정 <개정 2020.7.8.>

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

3. 수요반응자원의 발전기여도

(중략)

가. 수요반응자원의 기준감축시간

수요반응자원의 기준감축시간은 해당 거래기간의 발령가능시간 합에 공휴일을 제외한 직전연도 동·하계 기간의 일수와 6시간을 곱한 값을 연간 시간으로 나누고 30% 출력의 운전을 가정하여 산정한다. 이때 기준감축시간의 산정 결과는 일의 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 단 공휴일과 동·하계 기간은 비용평가세부운영규정 제24장 연료전환성과계수 산정기준과 동일하게 적용한다. 또한 수요반응자원 거래기간의 마지막 거래월 실적을 포함하여 차등연료전환성과계수를 산정하는 경우 재산정 기준감축시간은 최대감축가능시간과 기준감축시간 중 작은 값을 적용한다.

(중략)

3. 수요반응자원의 환경기여도

수요반응자원의 환경기여도는 1로 한다.

제1장  총칙

제1절  통칙

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

93. “성과연동형용량가격계수(PCFi)”라 함은 전력수급의 안정을 위한 적정 설비용량의 유지와 온실가스 감축을 통한 기후변화에 효과적 대응을 목적으로 개별 발전기와 수요반응자원의 발전기여도(삭제)를 고려하여 산정한 용량가격계수를 말한다.

131. “기준발전기여도”라 함은 성과연동형용량가격계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 이용률에 따라 산정한 발전기여도 산정의 기준이 되는 지표를 말한다. <개정 2022.5.31.>

132. “운전기여도”라 함은 성과연동형용량가격계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 제약입찰량 초과 운전시간과 계통제약 운전시간을 평가하여 산정한 지표를 말한다. <개정 2022.5.31.>

133. “응동유연성기여도”라 함은 성과연동형용량가격계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 기술특성자료를 평가하여 산정한 지표를 말한다.  <개정 2022.5.31.>

134. “기동기여도”라 함은 성과연동형용량가격계수의 발전기여도 산정에 적용하는 값으로 발전기의 기동횟수를 평가하여 산정한 지표를 말한다. <개정 2022.5.31.>

제2.1.1.1조(발전기 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

⑧ 중앙급전발전기를 보유한 발전사업자는 직전년도 온실가스 배출량 자료를 차기연도 6월10일까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

제2.2.1.4조(기능)

① 심의 및 의결사항

23. 발전기의 성과연동형용량가격계수(PCFi) [신설 2016.10.31.] <개정 2019.12.31., 2022.5.31.>

② 검토 및 조정사항

2. 기준용량가격, 용량가격계수, 성과연동형용량가격계수 산정시 적용될 변수 선정 <개정 2006.12.26., 2016.10.31., 2022.5.31. >

제2.4.3조(용량가격의 결정 및 공개)

② 각 대상 설비의 시간대별 용량가격은 기준용량가격에 용량가격계수, 시간대별용량가격계수, 성과연동형용량가격계수를 반영하며, 용량가격계수와 시간대별용량가격계수의 산정 및 적용시기는 아래 각 호와 같다. 단, 기준용량가격, 용량가격계수, 시간대별용량가격계수, 성과연동형용량가격계수를 산정기준 변경 등의 사유 발생으로 비용위원회에서 재산정을 결정한 경우에는 재산정일 이후부터 다르게 반영할 수 있다.<개정 2011.6.30., 2016.10.31.>

⑧ 성과연동형용량가격계수(PCFi)는 다음 각 호를 고려하여 비용위원회에서 결정한다.

[신설 2016.10.31.]

1. 성과연동형용량가격계수는 개별발전기의 발전기여도(삭제)를 감안하여 산정하며, 산정에 관한 세부기준 및 절차는 비용위원회에서 별도로 정한다.

2. 발전기여도는 발전기의 제약사유를 고려하여 산출할 수 있으며, 전력거래소는 필요시 제약사유 입력과 관련한 증빙자료를 발전사업자에게 요구할 수 있다.

3. (삭제)

4. 전력수급의 적정 신뢰도 확보를 위한 최소 목표 예비율 수준 이내의 발전기는 발전기여도를 충족한 것으로 본다.

5. 연료전환성과계수는 발전기여도에 의한 용량가중평균이 1이 되도록 산출한다.

제3장  전력의 거래

제1절  판매사업자의 전력구매

제3.1.2조(용량가격의 적용) 판매사업자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격(기준용량가격 보정계수 포함)에 시간대별 용량가격계수(TCFt), 용량가격계수(RCFi), 성과연동형용량가격계수(PCFi)를 적용한다. <개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2016.10.31.>

제2절  직접구매자의 전력구매

제1관  직접구매 가격의 적용

제3.2.1.2조(용량가격) ① 직접구매자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격에 시간대별용량가격계수(TCFt), 직접구매용량보정계수, 용량가격계수(RCFi), 성과연동형용량가격계수(PCFi) 등을 적용한다. <개정 2006.12.26., 2009.06.30., 2016.10.31.>

제3절 구역전기사업자의 전력거래

제1관 구역전기사업자의 전력거래 관리

제3.3.2.2조(용량가격의 적용) 구역전기사업자에 대한 거래시간별 용량가격은 제2.4.3조의 규정에 따라 정한 기준용량가격에 시간대별 용량가격계수(TCFt)와 용량가격계수(RCFi), 성과연동형용량가격계수(PCFi)를 적용한다.<개정 2006.12.26., 2016.10.31.>

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래

제1관  전력거래기간

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR 또는 중소형DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.7.8.>

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다.<개정 2022.0.0.>

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

DRHCFt = RCP × RCF × TCFt

여기서,

DRHCFt : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

FPCFm : 수요반응자원의 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

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

부 칙 (2000. 0. 00.)

제00조(연료전환성과계수 개정에 대한 경과조치) 본 규칙 개정 사항은 부칙(2021.1.1.) 제7조(실계통기반 하루전 시장 도입을 위한 규칙개정 사항에 대한 경과조치) 시행일과 동일한 날로부터 시행한다.

(별표 1) 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내용
DPCFim	수요반응자원의 차등성과연동형용량가격계수(Differential Performance Capacity Factor)		발전기여도를 고려한 수요반응자원의 차등성과연동형용량가격계수
FPCFi	수요반응자원의 고정성과연동형용량가격계수(Fixed Performance Capacity Factor)		발전기여도를 고려한 수요반응자원의 고정성과연동형용량가격계수
PCFi	성과연동형용량가격계수(Performance Capacity Factor)		발전기여도를 고려한 발전기별 용량가격계수

(별표 2) 정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

2. 공급가능용량에 대한 정산

가. 일반발전기(수력 및 양수를 제외한 발전기)

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

PCFi : 성과연동형용량가격계수

나. 수력발전기

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

PCFi : 성과연동형용량가격계수

다. 양수발전기

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

PCFi : 성과연동형용량가격계수

라. 전기저장장치 [신설 2016.5.12.]

① 중앙급전전기저장장치의 용량정산금(TPCPi,t)은 아래와 같이 정산한다.

EHCFi,t = RCPi × RCFi × PCFi

PCFi : 성과연동형용량가격계수

사. 중앙급전 구역전기발전기

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RCPi : 비용위원회에서 결정한 기준용량가격

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

PCFi : 성과연동형용량가격계수

11. 예방정비 일정 변경에 대한 정산

가. 일반발전기(복합, 수력 및 양수를 제외한 발전기)

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

PCFi  : 성과연동형용량가격계수

나. 복합 및 수력발전기

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

PCFi : 성과연동형용량가격계수

다. 양수발전기

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

PCFi : 성과연동형용량가격계수

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

2. 용량가격에 대한 정산

HCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

PCFi : 직접구매자의 성과연동형용량가격계수는 1로 적용한다.

[별표 26] 수요반응자원의 정산 기준

[목차]

Ⅰ~Ⅴ (생략)

Ⅵ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 산정기준

[신설 2019.12.31.] <번호변경 2021.1.1, 개정 2022.0.0.>

1. 고정성과연동형용량가격계수의 산정

2. 차등성과연동형용량가격계수의 산정

(생략)

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

1. (생략)

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2020.7.8., 2021.1.1., 2022.0.0.>

나. 국민DR

RHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

RHCFi,t : 국민DR의 시간대별 용량 단가

단, 각 적용 계수는 거래 월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 국민DR의 PCF는 1을 적용

(생략)

3. 주파수 하락에 따른 주파수연계 감축량에 대한 정산 [신설 2020.11.01.] <개정 2022.0.0.>

가. 주파수연계 감축량에 대한 정산

FHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt × PCFi

FHCFi,t : 주파수DR의 시간대별 용량 단가. 단, 각 적용 계수는 거래월 기준 확정된 값을 활용하되 확정된 값이 없을 경우 직전년도 값을 사용하며 시간대별 TCF 및 PCF는 1을 적용

(생략)

4. 의무감축용량에 대한 정산 <번호변경 2020.11.01.>

(중략)

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2021.1.1., 2022.0.0.>

수요반응자원의 고정기본정산금(DRFBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 고정성과연동형용량가격계수(FPCFi,m,k)를 곱한 값으로 정산한다.

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

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

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

(중략)

FPCFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

(중략)

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2022.0.0.>

수요반응자원의 차등기본정산금(DRDBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 차등성과연동형용량가격계수(DPCFi,m,k)와 고정성과연동형용량가격계수(FPCFi,m,k)의 차이를 곱한 값으로 정산한다. 단, 차등기본정산금(DRDBPi)은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

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

× DBPFm

DBPi,m,k =

[eqn: sum _{t} ^{DRT} LEFT { ORC _{i,t} ` TIMES `DRHCF _{i,t} TIMES `(DPCF _{i,m,k} -`FPCF _{i,m,k} ) RIGHT } `]

× (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

(중략)

FPCFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

DPCFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등성과연동형용량가격계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

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

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산 <개정 2022.0.0.>

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 월별 기본위약금(BPCi,m)은 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 기본위약금 산정을 위한 성과연동형용량가격계수(BPPCFi)와 전력수요 의무감축요청 미이행량을 곱하고, 전력거래기간의 감축시간 한도에 전체 거래월 수로 나눈 값을 나누어 기본위약금계수를 곱한 값으로 정산한다. 이때 수요반응자원의 거래월의 기본정산금을 초과하는 기본위약금에 대해서는 다음 거래월 기본위약금에 가산하여 정산한다. 다만, 국민DR은 기본위약금을 면제한다. <개정 2017.12.29., 2018.6.15., 2020.7.8.>

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

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

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

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

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

IBPCi,m,k =

[eqn: {sum _{t} ^{DRT} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPPCF _{i,m,k}} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}}][eqn: ` TIMES ` sum _{t} ^{k} DRD _{i,t`} ` TIMES `BPCF`` TIMES (1-RDF _{i} )` TIMES `1,000]

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

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

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

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

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

(중략)

BPPCFi,m,k : 기본위약금 산정을 위한 거래월별 성과연동형용량가격계수로 1을 적용

(중략)

Ⅵ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 [신설 2019.12.31.] <번호변경 2021.1.1., 개정 2022.0.0.>

수요반응자원의 성과연동형용량가격계수는 고정성과연동형용량가격계수와 차등성과연동형용량가격계수로 나누어 발전기여도를 고려하여 산정한다. <개정 2021.9.18.>

1. 수요반응자원의 고정성과연동형용량가격계수의 산정 <개정 2020.7.8.>

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

2. 수요반응자원의 차등성과연동형용량가격계수의 산정 <개정 2020.7.8.>

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

3. 수요반응자원의 발전기여도

(중략)

가. 수요반응자원의 기준감축시간

수요반응자원의 기준감축시간은 해당 거래기간의 발령가능시간 합에 공휴일을 제외한 직전연도 동·하계 기간의 일수와 6시간을 곱한 값을 연간 시간으로 나누고 30% 출력의 운전을 가정하여 산정한다. 이때 기준감축시간의 산정 결과는 일의 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 단 공휴일과 동·하계 기간은 비용평가세부운영규정 제24장 연료전환성과계수 산정기준과 동일하게 적용한다. 또한 수요반응자원 거래기간의 마지막 거래월 실적을 포함하여 차등성과연동형용량가격계수를 산정하는 경우 재산정 기준감축시간은 최대감축가능시간과 기준감축시간 중 작은 값을 적용한다.

(중략)

3. <삭제 2022.0.0.>

배출권열량단가 산정을 위해 관련 자료 제출 규정 조항 이동의견 수용

발전사 의견 반영

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

시스템 개선 관련 경과규정 반영의견에 따라 부칙 신설

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

FSF → PCF

FSF→PCF

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

환경기여도 삭제 및 문구 수정

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

연료전환성과계수 → 성과연동형용량가격계수

환경기여도 삭제

□  기준용량가격 용어정의 명확화(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제1장 총칙 제1장 총칙 ∙ 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 6. “기준용량가격”이라 함은 용량가격 결정기준 발전기가 기본 운영조건에서 해당 고정비 연금액을 회수할 수 있도록 설정된, 단위시간 및 단위출력당 보상가격(원/kWh)을 말한다.	제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 이 규칙에서 사용하는 용어의 정의는 다음과 같다. 6. “기준용량가격”이라 함은 용량가격 결정기준 발전기가 기본 운영조건에서 순진입비용을 회수할 수 있도록 설정된 단위시간 및 단위출력당 보상가격(원/kWh)을 말한다. 여기서 순진입비용이란 고정비 연금액에서 전력시장에서의 기대이익을 제외한 비용을 말한다. 부 칙 (0000. 00. 00.) 제1조(시행일) 이 규칙은 부칙(2021.1.1) 제7조에 따른 실계통기반 하루전시장 시행일 또는 규칙 공고일로부터 6개월 이내 중 늦은 일자를 기준으로 시행한다.

□  판매사업자의 채무불이행시 조치관련 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제3장 전력의 거래 <본장제목개정 2005.1.21.> 제1절 판매사업자의 전력구매 (생략) 제3.1.4조(채무불이행시 조치) ① 판매사업자가 제4.3.2조 제2항의 규정을 위반하는 채무불이행이 발생한 것으로 본다. <개정 2003.5.7., 2018.12.12.> ② 판매사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다. 1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보 2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 채권확보를 위한 모든 행위를 수행<개정 2003.5.7> 3. 제1호에서 정한 기한까지 판매사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우 당일 자정(24:00)에 거래정지가 이뤄짐을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보<개정 2003.5.7> 4. 거래정지 통지를 발송한 후 즉시 관련된 시장참여자에게 거래정지통지 사본을 통보 5. 거래정지 통지를 받은 판매사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지 ③ 판매사업자가 채무불이행에 대한 의무를 이행하고 거래정지 해지를 요청하는 경우 전력거래소는 특별한 사유가 없는 한 거래정지를 해지한 후 해당 판매사업자와 관련 시장참여자에게 그 사실을 즉시 통보한다. <신 설>	제3장 전력의 거래 <본장제목개정 2005.1.21.> 제1절 판매사업자의 전력구매 (생략) 제3.1.4조(채무불이행시 조치) ① 판매사업자가 제4.3.2조 제2항의 규정을 위반하는 채무불이행이 발생한 것으로 본다. <개정 2003.5.7., 2018.12.12.> ② 판매사업자에게 채무불이행이 발생한 경우에 전력거래소는 지체없이 다음 각호의 1의 조치를 이행하여야 한다. 1. 채무불이행을 확정하고 채무불이행 발생시각으로부터 24시간 이내에 이를 해소하도록 채무불이행 통지를 별지 제17호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보 2. 제1호에서 정한 기한까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 채권확보를 위한 모든 행위를 수행<개정 2003.5.7> 3. 제1호에서 정한 기한까지 판매사업자가 채무불이행을 해소하지 못하는 경우 당일 자정(24:00)에 거래정지가 이뤄짐을 알리는 거래정지 통지를 별지 제18호서식에 따라 팩스 또는 전화 등을 이용하여 통보<개정 2003.5.7> 4. 거래정지 통지를 발송한 후 즉시 관련된 시장참여자에게 거래정지통지 사본을 통보 5. 거래정지 통지를 받은 판매사업자에 대한 전력시장에서의 거래자격 정지 ③ 판매사업자가 채무불이행에 대한 의무를 이행하고 거래정지 해지를 요청하는 경우 전력거래소는 특별한 사유가 없는 한 거래정지를 해지한 후 해당 판매사업자와 관련 시장참여자에게 그 사실을 즉시 통보한다. ④ 제2항의 규정에도 불구하고 정부가 100분의 51 이상을 출자한 판매사업자가 채무불이행 예정 사실과 채무불이행 해소를 위한 계획을 차수별 결제일 1영업일 전까지 전력거래소로 통지한 경우에 한해, 제2항 각호의 조치를 30일간 보류할 수 있다.	판매사업자의 채무불이행 조치 보류 기준 신설