전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	수요반응자원 활용도 제고를 위한 규칙개정(안)	제22-3차 (2022. 6. 17)
2	실계통기반 하루전시장 도입을 위한 발전계획 수립절차 및 정보공개 등 개정(안)	상동

Ⅱ. 개정 내용

□  수요반응자원 활용도 제고를 위한 규칙개정(안)

1. 제안취지

□ 현재 수급비상 시에만 신뢰성DR 발령이 가능하여 수급비상 전 예비력 저하시 수급 안정을 위한 신뢰성DR 활용이 불가함

□ 이에 신뢰성DR의 발령기준을 완화하여 수요반응자원의 활용도를 제고하고 시장참여 기회를 확대하고자 함

ㅇ 하계 수급의 어려움이 예상되어 긴급 규칙개정으로 추진

2. 주요 개정내용

□ 신뢰성DR의 발령기준 완화

ㅇ 기존 : 공급예비력 5,500MW미만 또는 운영예비력 4,500MW미만시

ㅇ 개선 : 공급예비력 6,500MW*미만 또는 운영예비력 4,500MW미만시

* 수급비상 “관심”단계 4,500MW + 속응성자원 2,000MW

- 속응성자원 소진 이전에 신뢰성DR 활용이 가능하도록 조정

3. 개정 효과

□ 신뢰성DR의 발령기준 완화로 DR활용도 제고 및 안정적 계통운영

□  실계통기반 하루전시장 도입을 위한 발전계획 수립절차 및 정보공개 등 개정(안)

1. 제안취지

□ 21-4차 규칙위 의견*에 따라 실계통기반 하루전시장 도입을 위한 발전계획 수립기준·절차 규정화, 정보공개 항목 확대로 공정하고 투명한 시장운영을 도모하고자 함

< 제21-4차 규칙개정위원회 검토의견(‘21.12.6) >

◾ 발전계획 세부절차를 내부지침이 아닌 규칙으로 명문화

◾ 시범운영 기간 동안 발전계획에 송전제약 반영내역, 정보공개 방법 등의 이슈사항을 충분히 검토하여 방안을 마련

2. 주요 개정내용

□ 발전계획 수립기준·절차 규정화, 정보공개 항목 강화, 수요반응자원의 피크DR 발령기준 보완 및 기타 규정 보완 등 실계통기반 하루전시장 관련 규정 보완

< 주요 개정내용 >

구 분	세부 개정내용
발전계획 수립기준 ·절차 규정화	⦁(수립기준) 발전계획 수립 목적, 제약반영 기준 등 수립기준 명확화 ⦁(수립절차) 입찰(11h) → 수요예측(13h) → DR, 송전제약(14h) → 계획발표(17h) → 조정발전계획(17h~) ⦁(시간변경*) 입찰마감 14h→11h, 계획발표: 18h→17h * 변경사유 : 자료검증 시간 확보 및 회원사에 결과 확인시간 제공
발전계획 공개항목 강화	⦁(정보공개 항목 확대) 예비력계획, 가격결정 제외 사유, 송전제약 반영사항 등
수요반응자원 피크DR 발령기준 보완	⦁조정발전계획 수립 시 수요변동에 따른 피크수요 DR 추가 확보
규정 보완	⦁제21-4차 규칙개정 당시 일부 누락 사항에 대한 보완

다. 개정 효과

□ 발전계획수립 세부절차를 명문화하고 정보공개 항목을 강화함에 따라 공정하고 투명한 실계통기반 하루전시장 운영 도모

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□  수요반응자원 활용도 제고를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제5장 전력계통 운영 제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 하루전발전계획은 송전단 기준 거래일 하루전 최초로 수립하여 통지되는 발전계획으로, 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다. (생 략) 제5.3.1조(급전지시) (생 략) 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. [신설 2014.11.3.] <개정 2019.11.07., 2019.12.31> 1. 제5.1.4조 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당되거나 예상되는 경우 2. <삭제 2019.12.31.>	제5장 전력계통 운영 제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 하루전발전계획은 송전단 기준 거래일 하루전 최초로 수립하여 통지되는 발전계획으로, 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 가, 나 목 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다. (생 략) 제5.3.1조(급전지시) (생 략) 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. [신설 2014.11.3.] <개정 2019.11.07., 2019.12.31> 1. 공급예비력이 6,500MW 미만이거나 예상되는 경우 2. 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 예상되는 경우	·문구 명확화 ·신뢰성DR 발령기준 변경

□  실계통기반 하루전시장 도입을 위한 발전계획 수립절차 및 정보공개 등 개정(안)

ㅇ 발전계획 수립절차 명문화 및 정보공개 항목 강화

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

제1장 총칙

제1.1.2조(용어의 정의)

(생  략)

127. “하루전발전계획” 이라 …, 거래전일 18시까지 발표함을 원칙으로 한다.

128. “조정발전계획”이라 함은 하루전발전계획 이후 계통 여건의 변동을 고려하여 변경 수립한 거래일의 발전계획을 말한다.

(생  략)

제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 … 거래일 전일 14시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

(생  략)

제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 18시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

(생  략)

제2.4.2조의 2(계통한계가격의 공개) ① 전력거래소는 지역별 계통한계가격을 거래전일 18시까지 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개함을 원칙으로 하되,

(생  략)

제2.5.6조(조정손실계수의 산정) 가격결정발전계획 및 정산을 위한 조정손실계수(ASTLFi)는 (생  략)

제1장 총칙

제1.1.2조(용어의 정의)

(생  략)

127. “하루전발전계획” 이라 …, 거래전일 17시까지 발표함을 원칙으로 한다.

128. “신뢰도발전계획”이라 함은 하루전발전계획 이후 계통 여건의 변동을 고려하여 변경 수립한 거래일의 발전계획을 말한다.

(생  략)

제2.3.1조(입찰서의 제출) ① 중앙급전발전기 또는 중앙급전전기저장장치를 보유한 발전사업자는 … 거래일 전일 11시(이하 "마감시간"이라 한다)까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

(생  략)

제2.3.7조(수요예측 결과통지) ① 전력거래소는 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 전력수요예측 결과를 거래일 전일 17시까지 전기사업자 및 수요관리사업자에게 통지하여야 한다.

(생  략)

제2.4.2조의 2(계통한계가격의 공개) ① 전력거래소는 지역별 계통한계가격을 거래전일 17시까지 제8.2.3.7조의 규정에 따라 공개함을 원칙으로 하되,

(생  략)

제2.5.6조(조정손실계수의 산정) 하루전발전계획 및 정산을 위한 조정손실계수(ASTLFi)는 (생  략)

·발표시간 시간변경

(18시 → 17시)

·발전계획 명칭변경

(조정→신뢰도)

* 사외TF 의견 반영

·입찰마감 시간변경

(14시 → 11시)

·발표시간 시간변경

(18시 → 17시)

* 한수원의견 수용

·발표시간 시간변경

(18시 → 17시)

·미비점 보완

(가격결정 → 하루전)

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.1조(발전계획의 수립) ① 전력거래소는 일간발전계획프로그램을 사용하여 발전계획을 거래일 1일전에 수립하며, 효율적인 실시간 계통운영과 한계가격 산출을 위하여 제2.1.1.3조의 규정에 의하여 결정된 중앙급전발전기 발전비용자료, 제2.3.1조, 제2.3.8조 및 제15.2조의 규정에 의하여 발전기 또는 전기저장장치를 보유한 발전사업자가 제출한 입찰 및 발전계획자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 규정에 따라 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 제출한 입찰자료, 제2.3.5조의 규정에 의한 전력계통의 수요예측, 비중앙발전기의 예측발전량, 제12.4.2.8조 제1항 제2호의 기준수요 초과 및 제3호의 미세먼지 저감을 위한 수요반응자원의 거래에서 배분된 감축계획량, 제12.7.2.8조 제1항의 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에서 배분된 증대계획량, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호의 제약사항을 고려하여야 한다.

1. 발전사업자가 입찰시 제출한 열공급 및 연료제약

2. 전력거래소에 의하여 평가되는 송전제약

3. 기타 제약

가. 전력거래소에 의하여 결정되는 전압조정, 무효전력 및 주파수조정

나. 전력계통의 안정도

다. 중앙급전발전기, 중앙급전전기저장장치 및 시운전발전기의 기술적특성

라. 예비력 수준

마. 수력 및 양수발전기의 발전계획량, 중앙급전전기저장장치의 방전계획량과 양수발전기의 양수계획량, 중앙급전전기저장장치의 충전계획량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정

바. 발전기의 시험과 시운전 발전기 발전계획량

사. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위한 제약사항 등을 고려하되, 기후·환경제약(가동중단, 상한제약 등) 발전기의 비상대기예비력은 제외(단, 운영예비력 저하 등 필요시 비상대기예비력을 고려할 수 있음)

아. 최대부하 삭감 및 예비력 확보 등을 위한 수요반응자원의 전력수요 의무감축요청량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정

② 제1항 각호의 규정에 의한 제약은 수요반응자원의 감축계획량 및 증대계획량, 열공급, 연료제약, 송전제약, 기타제약 등이 고려되어야 하며 발전계획수립에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 9와 같다.

③ 전력거래소는 제1항의 예비력 수준을 고려시 송전사업자의 전기저장장치에 의한 주파수조정용량을 반영하여 발전계획을 수립하여야 한다.

④ 송전사업자는 별표4의 전자입찰시스템 또는 별지서식 제31호의2, 제33호의2에 의거하여 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부를 전력거래소에 제출하여야 한다.

⑤ 중앙급전 구역전기발전기는 구역수요 초과 공급가능용량을 제5.1.4조에 해당시 발전계획 수립용 발전단 공급가능용량으로 반영할 수 있다.

⑥ 발전계획은 수립 시점과 목적에 따라 다음 각 호로 구분한다.

1. 하루전발전계획 : 제5.1.1조의 규정에 따라 거래일에 대하여 최초로 수립 및 통지되는 발전계획을 말한다.

2. 조정발전계획 : 제5.1.3조의 규정에 따라 하루전발전계획 통지 이후에 변경 수립되는 발전계획을 말한다.

제5.1.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조의 규정에 의한 발전계획 중 하루전발전계획의 결과를 거래전일 18시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 거래일이 휴일 및 연휴이거나, 시스템 장애 등 부득이한 경우 별표 9에 따라 24시까지 통지할 수 있다.  ② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각호의 사항을 포함하여야 한다.

1. 해당 발전기 및 전기저장장치의 계통연결 및 분리시각

2. 해당 발전기 및 전기저장장치의 시간대별 발전계획

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

3. 기타 발전기 및 전기저장장치의 운전과 관련된 사항 등

<신  설>

③ 제1항 내지 제2항 이외의 발전계획에 관한 정보공개는 제8.2.3.7조에 따른다.

(생  략)

제5.1.3조(조정발전계획의 수립 및 통지)  ① 전력거래소는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 하루전발전계획 이후 다음 각 호의 계통운영 여건의 변동상황을 추가적으로 고려하여 제5.1.2조의 규정에 의한 통지 이후에도 발전계획을 변경할 수 있다.

1. 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

2. 예상하지 못한 송변전설비의 장애

3. 중대한 예측수요의 변화

4. 수시변동성 및 조건부제약 등 고려되지 않은 제약 반영

5. 기타 발전계획의 수정을 필요로 하는 중요한 사안의 발생

(생  략)

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 발전계획이 변경됨에 따라 계통연결 또는 계통분리 시각 등이 변경될 때에는 이를 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 즉시 통지하여야 한다

(생  략)

<신  설>

부  칙 (2022. 0. 0)

<신  설>

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.1조(하루전발전계획의 수립) ① 전력거래소는 거래일의 계통한계가격과 자원의 발전계획량을 산출하기 위하여 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 하는 하루전발전계획을 수립한다. 하루전발전계획은 송전단 기준 거래일 하루전 최초로 수립하여 통지되는 발전계획으로, 제2.1.1.3조의 발전비용자료, 제2.3.1조부터 제2.3.4조의 입찰자료, 제12.4.2.2조 제1항 제1호의 수요반응자원 입찰자료, 제2.3.5조의 전력수요예측자료, 제12.4.2.8조 제1항 제2호 및 제3호의 수요반응자원 감축계획량, 비중앙급전발전기 발전실적, 발전기별 정적손실계수 및 다음 각 호를 고려하여 수립한다.

1. 별표3 1.0의 운영예비력

2. 하루전발전계획 송전제약 검토서

<삭  제>

<삭  제>

<삭  제>

<삭  제>

<삭  제>

3. 수력 및 양수발전기의 발전계획량, 중앙급전전기저장장치의 방전계획량과 양수발전기의 양수계획량, 중앙급전전기저장장치의 충전계획량은 전력계통의 신뢰성 및 경제성을 고려하여 조정

<삭  제>

<삭  제>

<삭  제>

② 제1항에 관한 세부사항은 별표9를 따른다.

③ 전력거래소는 제1항의 운영예비력 수준을 고려시 송전사업자의 전기저장장치에 의한 주파수조정용량을 반영하여 발전계획을 수립하여야 한다.

④ 송전사업자는 별표4의 전자입찰시스템 또는 별지서식 제31호의4, 제33호의4에 의거하여 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부를, 별지서식 제31호의5, 제33호의5에 의거하여 제1항 제2호의 하루전발전계획 송전제약검토서에 기재된  FACTS 설비의 운전가능여부를 거래일 전일 11시까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

<삭  제>

<삭  제>

제5.1.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조에 의한 하루전발전계획 결과를 거래전일 17시까지 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 통지함을 원칙으로 한다. 다만, 거래일이 휴일 및 연휴이거나, 시스템 장애 등 부득이한 경우 별표 9에 따라 24시까지 통지할 수 있다.

② 제1항의 규정에 의한 통지는 다음 각 호와 같다.

<삭  제>

1. 해당 발전기, 전기저장장치의 하루전발전계획

2. 해당 발전기, 전기저장장치의 하루전예비력계획

(주파수제어예비력, 1차예비력, 2차예비력, 운전상태 3차예비력을 공개하되, 정지상태 3차예비력 및 속응성자원은 신뢰도발전계획에서 통지)

3. 해당 발전기, 전기저장장치의 가격결정제외사유

(송전제약: 계통운영발전기표시기, 발전기 자기제약: 비한계발전기표시기)

4. 하루전발전계획 송전제약검토서

5. 전체 하루전예비력계획

6. 7.1.8의 비중앙급전자원 입력자료

7. 7.4.3의 양수발전기 입력자료

8. 기타 통지가 필요한 사항

③ 제2항 외에 다음 각 호의 사항은 거래일로부터 2일 후 11시 30분까지 발전사업자에게 통지하는 것을 원칙으로 한다.

1. 전체 발전기, 전기저장장치의 시간대별 총 하한, 고정, 상한제약 입찰량 합계

④ 제2항 내지 제3항 이외의 발전계획에 관한 정보공개는 제8.2.3.7조에 따른다.

(생  략)

제5.1.3조(신뢰도발전계획의 수립 및 통지)  ① 전력거래소는 안정적인 실시간 계통운영을 효율적으로 수행하기 위하여 하루전발전계획 통지 이후 다음 각 호의 계통운영 여건의 변동 상황을 추가적으로 고려하여 신뢰도발전계획을 수립할 수 있다.

1. 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

2. 예상하지 못한 송변전설비의 장애

3. 예측수요의 변화

4. 수시변동성 등 고려되지 않은 제약 반영

5. 기타 안정적 실시간 계통운영을 위해 발전계획의 수정을 필요로 하는 중요한 사안의 발생

(생  략)

③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 발전계획이 변경될 경우에는 제5.1.2조 제2항의 제1호 및 제2호에 준하는 사항을 해당 발전사업자 및 송전사업자에게 즉시 통지하여야 한다.

(생  략)

⑤ 제1항에 관한 세부사항은 별표9를 따른다.

부  칙 (2022. 0. 0)

제1조(신뢰도발전계획 정보공개에 대한 경과조치) 제5.1.3조 제3항에 따른 신뢰도발전계획 정보공개와 관련된 개정사항은 전산시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 6개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.

·발전계획 수립 목적 명시

·최적화 목적함수 명시

·최적화 입력자료, 고려

하는 제약조건 명시

·불필요한 문구 삭제

(문구 조정)

·발전입찰 조항 정비

2.3.1, 2.3.8, 15.2조 →

2.3.1~2.3.4조

·열공급,연료제약: 중복문구삭제(입찰자료 기반영)

·위치변경(3.라 → 1.)

·송전제약 명확화

·중복문구 삭제

·전압조정,무효전력: 발전계획 반영사항으로 삭제

·주파수조정:예비력기반영

·안정도: 송전제약 기반영

·기술특성:입찰자료 기반영

·위치변경(3.마 → 3.)

·신뢰성을 고려하여 조정되므로 경제성 문구 삭제

·중복문구(입찰에 기반영)

·모호한 문구 삭제

(필요시 조정계획 반영)

·의무감축요청량을 조정하는 사항이므로 신뢰도발전계획에서 고려

·동어반복 문구 삭제,

세부사항 별표9로 위임

·예비력기준 구체화

(예비력→운영예비력)

·조항정비(31호의2, 33호의
2→31호의4, 33호의4)

·FACTS  자료제출 신설

(동해안 송전제약 조건에포함되는 설비만 제출)

* 한전의견 일부수용

·입찰마감(11시)과 일치

·5.1.4는 수급비상조치사항으로 실시간급전운영시적용

·중복 문구 삭제

(제5.1.1조, 5.1.3조에 반영)

·문구 명확화

·통지 시간변경

(18시 → 17시)

·정보공개 항목 추가

·발전계획에 계통연결, 분리시간 포함되므로 삭제

·문구수정, 번호변경

·예비력계획 통지 신설

·가격결정제외사유 통지 신설(송전제약, 자기제약 여부 구분하여 제공)

·송전제약 통지 신설

·문구수정, 번호변경

* 회원사 의견 수용

(정보공개 대상 확대)

·익일 입찰에 영향을 주지 않는 일정을 고려하여 D+2 공개, 정보공개위원회의 전력시장 정보공개 목록의 기준 준용)

·항번호 변경

·예비력 실적 집계 일정을 고려

·발전계획 명칭변경

(조정→신뢰도)

* 사외TF 의견 반영

·문구수정

·문구수정

·문구수정

·신뢰도발전계획 정보공개항목 명시

*한전, 포스코의견 반영

·하위위임규정 신설

·시스템 개선을 위한
경과조치 마련

제15장 보칙

제15.3조(시운전 전력) ① (생  략)

4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 14시까지

제15장 보칙

제15.3조(시운전 전력) ① (생  략)

4. 일간 시운전발전계획 : 거래일의 전일 11시까지

·입찰마감 시간변경

(14시 → 11시)

[별표2] 정산기준

1. 전력량 등에 대한 정산

마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

[eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )]

바. 중앙급전 구역전기발전기 [신설 2019.1.2.]

[eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )]

사. 직접전력거래 발전기

[eqn: rm SEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )]

16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

가. ① 운영발전계획량(DAOS)에 대한 운전조합은  [별표9] 7.2.6.1에 따라 전일 18시에 공표된 운영발전계획 결과의 운전조합을 적용한다.

[별표2] 정산기준

1. 전력량 등에 대한 정산

마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )]

바. 중앙급전 구역전기발전기

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES SMP _{t} )]

사. 직접전력거래 발전기

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (EEC _{i,t} TIMES SMP _{t _{}} )]

16. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

가. ① 하루전발전계획의 에너지발전량(DAOS)에 대한 운전조합은  [별표9] 7.6.1에 따라 전일 17시에 공표된 하루전발전계획 결과의 운전조합을 적용한다.

·오류 수정

·용어 미반영분 수정

·용어 미반영분 수정

·용어 미반영분 수정

·용어 미반영분 수정

·번호 변경 반영

·문구 수정

[별표4] 입찰 운영 절차

6.3.7.4	전력거래소는 거래일 전일 14시까지 입찰한 자료를 반영하여 발전계획을 수립할 수 있다.

(생  략)

6.3.10.2	입찰은 거래전일 14시까지 전력거래소에 제출하여야 하며,

(생  략)

6.3.10.5	비상대기예비력은 가격결정발전계획 수립시 반영하지 아니한다.

(생  략)

7.3.1	전력거래소의 급전원은 하루전발전계획을 통지한 후 변경사유가 발생될 경우 재입찰자료 등을 확보하여 조정발전계획을 재수립하여 운영하여야 한다.

(생  략)

7.5.2.1  연․월간 제약물량으로 운영시

가. 제약연료 발전기의 입찰서 제출
규칙 제5.5.2조 제1항의 규정에 의거 … 거래일 전일 14시까지 모사전송방식 또는 기타 전력거래소가 정하는 방식에 의하여 제출하여야 한다.

[별표4] 입찰 운영 절차

6.3.7.4	전력거래소는 거래일 전일 11시까지 입찰한 자료를 반영하여 발전계획을 수립할 수 있다.

(생  략)

6.3.10.2	입찰은 거래전일 11시까지 전력거래소에 제출하여야 하며,

(생  략)

6.3.10.5	비상대기예비력은 하루전발전계획 수립시 반영하지 아니한다.

(생  략)

7.3.1	전력거래소의 급전원은 하루전발전계획을 통지한 후 변경사유가 발생될 경우 재입찰자료 등을 확보하여 신뢰도발전계획을 재수립하여 운영하여야 한다.

(생  략)

7.5.2.1  연․월간 제약물량으로 운영시

가. 제약연료 발전기의 입찰서 제출
규칙 제5.5.2조 제1항의 규정에 의거 … 거래일 전일 11시까지 모사전송방식 또는 기타 전력거래소가 정하는 방식에 의하여 제출하여야 한다.

·입찰마감 시간변경

(14시 → 11시)

·입찰마감 시간변경

(14시 → 11시)

·오류 수정

(가격결정→하루전)

·발전계획 명칭변경

(조정→신뢰도)

·입찰마감 시간변경

(14시 → 11시)

[별표5] 전력수요 예측 절차

(생  략)

7.1.1.1	전력수요예측은 수요예측시스템을 이용하고, 수요예측담당자는 기상, 사회적 요인 등을 고려하여 발전계획용 수요를 예측한다.

7.1.1.2	발전계획 수요예측은 발전단 및 송전단으로 예측한다.

(생  략)

7.1.3.1	수요예측담당자는 … 송전단 24시간과 발전단 24시간 수요를 예측한다.

(생  략)

7.1.4.3	수요예측담당자는 해당 거래일의 시간대별 수요예측 자료를 회원에게 거래일 전일 18시까지 통지한다.

[별표5] 전력수요 예측 절차

(생  략)

7.1.1.1	전력수요예측은 수요예측시스템을 이용하고, 수요예측담당자는 기상, 사회적 요인 등을 고려하여 발전계획용 수요를 예측한다. 단, 신뢰도발전계획용 수요예측은 예측시차 및 기상예보 변동 등을 추가 고려한다.

7.1.1.2	하루전 발전계획용 전력수요예측은 송전단으로 한다. 단, 신뢰도발전계획용 수요예측은 송전단에 소내소비전력을 고려한다.

(생  략)

7.1.3.1	수요예측담당자는 … 24시간 수요를 예측한다.

(생  략)

7.1.4.3	수요예측담당자는 해당 거래일의 하루전발전계획을 위한 시간대별 수요예측 자료를 회원에게 거래일 전일 17시까지 통지한다.

·예측방법의 구체화,

목적별 구분 명기

·발전계획 명칭변경

(조정→신뢰도)

·발전계획별 예측기준 명확화

·송전단, 발전단 문구삭제

·통지자료의 명확화

·결과통지시간 일치

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

(생  략)

2.0   적용범위

2.1.1 발전계획 수립

<신  설>

2.1.2 발전계획 변경

<신  설>

2.1 본 절차는 발전계획 수립업무에 적용하며 그 세부업무는 다음과 같다.

3.0     책  임

3.1	전력거래소는 이 절차에 따라 효율적으로 관련 업무를 수행한다.

3.2	발전계획 담당자는 제약조건을 고려하되 전력계통 신뢰성을 바탕으로 전력공급비용을 최소화할 수 있는 공정 및 투명한 발전계획이 수립될 수 있도록 노력하여야 한다.

3.3	본 절차에 의해 수립된 발전계획을 운영 중 7.3에 정한 발전계획의 변경 사유가 발생될 경우 정해진 절차에 의하여 계획을 재수립하여 운영해야 한다.

<신  설>

4.0    참고자료

4.1	법

4.2	별표 5 전력수요예측 절차

4.3	별표 10 연료제약 발전기 운영절차

<신  설>

5.0	용어의 정의

5.1	일일 수요예측

거래일 24시간 시간대별 전력수요를 예측하는 것을 말하며, 일일 발전계획 수립의 기초자료로 활용한다.

5.2	부하추종운전

전력계통의 주파수를 규정주파수로 유지하기 위하여 실시간의 부하변동에 대응하여 터빈 속도조정률 범위내에서 출력을 조정하여 운전하는 것과 전기저장장치의 유효전력을 조정하여 운전하는 것을 말한다.

5.3	부하제한운전

조속기의 부하제한장치에 의하여 조속기 기능을 정지시켜 계통주파수가 변동하여도 발전기를 정해진 출력으로 운전하는 것을 말한다.

5.4	발전계획 프로그램(RSC : Resource Scheduling & Commitment)

발전계획을 수립하는데 사용하기 위하여 AREVA T&D사로부터 도입한 일간발전계획 프로그램을 말한다.

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

5.5	경제급전상한(ECOmax)
송전단 기준 발전계획량을 배분할 수 있는 발전계획프로그램 상의 경제급전 상한을 말한다.

5.6	필수운전발전기(Must Run)
계통제약 및 하한제약 입찰 등 발전기 자기사유로 인하여 거래시간에 반드시 운전해야 하는 발전기를 말한다.

<신  설>

6.0	지  침

해당 없음

<신  설>

<신  설>

7.3.5 휴일이 3일 이상인 경우에는 ‘별표4. 입찰운영절차’ 12.2.1.3의 규정에 의한 예약입찰을 반영하여 거래전일까지 하루전발전계획을 수립한다.

<신  설>

7.0	절  차

<신  설>

<신  설>

<신  설>

7.2.1.2	수요예측 담당자로부터 거래 전일의 수요실적 및 기상상황, 기타 사회적  여건 등을 고려한 거래일 시간대별 최종 수요예측자료를 받아 입력한다.

<신  설>

<신  설>

<신  설>

7.2.1.1	발전계획 담당자는 전력거래시스템에서 입찰자료를 받아 현재 운전 중인 발전기 및 수요반응자원의 현황과 비교하여 거래일의 입찰 Data파일을 작성한다.

단, 비중앙급전대표발전기의 입찰자료는 아래 자료를 기반으로 신재생예측시스템 예측값 및 제14.4.1조에 따라 제출된 예측발전량을 활용하여 조정할 수 있다.

1. 비중앙급전발전기, 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기를 발전계획에 반영하기 위해 지역별로 한 개의 발전기(이하 “비중앙급전대표발전기”라 한다)를 만든다.

2. 비중앙급전대표발전기의 비용 및 기술적특성 자료는 아래와 같이 각각 사용한다.

가. 비중앙급전발전기의 발전기의 비용자료

① 기동비용(SUCi) : 0

② 열량단가(FCi), 가격상수(NLPCi) 및 2차증분계수(QPCi) : 0

③ 1차증분계수(LHCi) : 0.86

나. 비중앙급전발전기의 기술적특성자료

① 기동소요시간, 최소발전용량(MGi), 최소운전시간(MUTi) 및 최소정지시간(MDTi) : 0

② 최대발전용량(MGCi), 출력증가율(RURi) 및 출력감소율(RDRi) : 9999

3. 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치의 최근 7일간, 같은 거래시간대의 전력거래량을 시간대별로 평균한 값으로 하며, 시간대별 신재생 예측값을 적용할 수 있다. 이때 전기저장장치의 전력거래량은 거래시간대별 방전량으로 본다.

<신  설>

4. 비중앙급전대표발전기는 고정출력(우선반영)으로 처리하여 발전계획을 수립한다.

<신  설>

<신  설>

7.1    발전계획 수립 기준

<신  설>

7.1.5	(생   략)

7.1.4	(생   략)

<신  설>

<신  설>

<신  설>

7.2.2.2 3. 나 3)

6. 양수발전기 양수 및 발전량 적용

입찰된 양수동력 및 발전량 범위에서 계통의 효율성을 고려하여 적용한다. 단, 동․하계 전력수급대책기간과 예비전력이 규칙 제5.1.4조에 해당될 경우에는 양수발전기 상부저수지를 만수위로 유지한다.

7. 발전계획수립 또는 예비력 지정시의 양수발전기 공급능력 적용은 상부저수지 수위를 고려한 발전량이 반영되도록 한다.

7.2.2.3  운영예비력 입력

1. 운영예비력 확보량을 입력한다.

단, 발전계획프로그램상 1차예비력 확보량의 경우 아래 1), 2) 항목에서 확보된 용량을 별표3 1.3.2의 1차예비력 확보량에서 차감하여 적용한다.

1) 필수운전 발전기 : ∑(GF상한 – AGC상한)

2) 송전사업자용전기저장장치 : ∑(전기저장장치의 1차예비력 제공용량)

<신  설>

7.2.2.1	송전제약사항 입력

1. 계통 검토 시 안정유지 기준에 따라 전력계통 해석 프로그램에 의해 검토된 제약사항

2. 송전제약 적용사항

지역별 계통안정 및 융통전력 운영한계, 전압안정도, 선로 및 변압기 과부하, 기타 페널티계수 및 전력계통 안정운영에 필요한 사항 등

<신  설>

7.2.3	발전계획 프로그램 실행

각 제약사항 입력 후 발전계획 프로그램(RSC)을 실행한다.

<신  설>

7.2.2.2 3.

가. 주파수 조정용량 확보를 위해 공급가능용량, 주파수추종상한(GFmax), 자동발전제어상한(AGCmax) 중 작은 값을 경제급전상한(ECOmax)으로 지정한다.

2. 운영예비력 모델링

1) 1차예비력은 1차예비력확보량보다 크거나 같다.

2) 주파수제어예비력은 주파수제어예비력 확보량보다 크거나 같다.

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

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

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

<신  설>

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

(생  략)

2.0 적용범위

2.1 하루전발전계획 수립

2.2 하루전발전계획 수립결과 및 계통한계가격 공개

2.3 신뢰도발전계획 수립

2.4 신뢰도발전계획 수립결과 공개

<삭  제>

3.0     책  임

3.1	전력거래소이사장

본 별표에 의해 발전계획 수립이 공정하고 투명하게 수행될 수 있도록 관리한다.

3.2	발전계획담당자

발전계획을 절차에 따라 공정하게 수립한다.

3.3	전력거래소 관제사

본 별표에 의해 수립된 발전계획 운영 중 7.7.4에 따른 발전계획 변경사유가 발생할 경우 정해진 절차에 따라 계획을 재수립한다.

3.4	회원

발전계획 수립이 효율적으로 수행될 수 있도록 전력거래소의 자료요청에 협조하여야 하며,  제5.1.2조, 제5.1.3조의 규정에 의한 통지를 받은 회원사는 해당 발전기 및 전기저장장치의 발전계획량을 준수할 수 있도록 사전에 필요한 준비를 수행하여야 한다.

4.0	참고자료

4.1	별표4 입찰운영절차

4.2	별표5 전력수요예측 절차

4.3	발전계획시스템(RSC) 사용설명서

4.4     RSC입출력프로그램(RSCT) 사용설명서

5.0	용어의 정의

5.1	일일 수요예측

거래일 24시간 시간대별 전력수요를 예측하는 것을 말하며, 일일 발전계획 수립의 기초자료로 활용한다.

<삭  제>

<삭  제>

5.2	발전계획프로그램(RSC : Resource Scheduling & Commitment)

발전계획을 수립하는데 사용하기 위한 발전계획프로그램을 말한다.

5.3	RSC입출력프로그램(RSCT)

RSC에 필요한 입력데이터 형태로 자료를 변환하고, 사용자가 편리하게 사용할 수 있도록 RSC의 출력물을 변환하는 프로그램을 말한다.

5.4	하루전발전계획담당자

거래일 시간대별 각 발전기의 발전계획량 및 계통한계가격을 산출하는 직원을 말한다.

5.5	입찰운영담당자

하루전발전계획 수립을 위해 초기입찰값을 관리하는 직원을 말한다.

5.6	송전제약담당자

하루전발전계획 수립을 위한 송전제약을 검토하고 하루전발전계획 송전제약 검토서를 작성하는 직원을 말한다.

5.7	초기입찰

발전사업자가 별지 제31호, 제32호의 서식에 맞추어 입찰 마감시간 전까지 제출한 입찰을 말한다.

5.8	계획수립일

하루전발전계획을 수립하고 해당 거래일에 대한 계통한계가격을 발표하는 날짜를 말하며, 통상 거래일 전일이 해당되나, 거래일 전일이 휴일인 경우에는 별표4 12.2에 따라 예약 입찰한 날을 말한다.

5.9	비중앙급전대표발전기

비중앙급전발전기, 비중앙급전전기저장장치 및 중앙급전 구역전기발전기를 발전계획에 반영하기 위해 지역별로 만든 한 개의 비중앙급전대표발전기를 말한다.

5.10	제약 완화 설정치

에너지 수급, 예비력 확보, 송전제약 및 발전기 기술적 특성 제약 등을 일부 충족하지 못하여 발전계획을 수립이 불가능한 경우 발전계획 재수립을 위해 제약조건을 한 단위 완화하기 위한 가상의 비용을 말한다.

5.11	경제급전상한(ECOmax)
송전단 기준 발전계획량을 배분할 수 있는 발전계획프로그램 상의 경제급전 상한을 말한다.

5.12	필수운전발전기(Must Run)
계통제약 및 하한제약 입찰 등 발전기 자기사유로 인하여 거래시간에 반드시 운전해야 하는 발전기를 말한다.

5.13	페어발전기
기동용 변압기, 보조증기 공급설비 등 공용설비를 사용하여 순차적으로 기동하도록 설계되었거나, 기타 사유 등에 의해 동시에 계통연결이 불가능한 두 개의 발전기를 말한다.

6.0	기본원칙

6.1	하루전발전계획은 거래일에 대해 수립되어 최초로 통지되는 발전계획으로 계획수립시 활용되는 자료의 시스템 입력 마감시간은 다음과 같다.

1. 초기입찰 입력 : 계획수립일 11시

2. 수요예측 입력 : 계획수립일 13시

3. 수요반응자원 감축계획량 : 14시

4. 송전제약 입력 : 계획수립일 14시

5. 하루전발전계획 수립 및 계통한계가격 산정 : 계획수립일 17시

6. 하루전발전계획 및 계통한계가격 발표 : 계획수립일 17시

6.2	하루전발전계획 수립이후 변동사항(수요예측 변화, 설비 고장, 계통여건 변동 등)을 고려하여 운영당일 계통운영을 수행함에 있어 전력계통 신뢰도 유지를 위한 자원이 충분히 확보되었는지 여부를 검토하여 신뢰도발전계획을 수립한다.

6.3	6.1의 계획수립일은 통상 거래일 전일이며, 거래일 전일이 휴일인 경우 별표4 12.2에 따른 예약 입찰일을 의미한다.

6.4	휴일에 대한 발전계획을 수립하는 경우 7.6.1에 따라 하루전발전계획 및 계통한계가격 발표시간을 연장할 수 있다.

7.0	절  차

7.1	자료의 취득

7.1.1	발전비용 자료취득

하루전발전계획담당자는 비용평가위원회가 가장 최근에 의결한 아래 각호의 발전비용 자료를 취득하여 사용한다. 만약, 비용평가위원회에서 가장 최근에 의결한 자료를 제공받지 못하는 경우에는 직전 자료를 계속 사용한다.

① 연료의 발열량 및 열량단가

② 발전기 출력과 열소비열량의 관계를 표시하는 1차열소비계수(LHCi), 2차열소비계수(QHCi) 열소비상수(NLHCi)

③ 기동비용(SUCi) : Hot, Warm, Cold

④ 정적손실계수(STLFi)

7.1.2	입찰 자료취득

하루전발전계획담당자는 입찰운영담당자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다.

① 규칙 제2.3.1조, 제2.3.2조, 제2.3.2조의2, 제2.3.4조에 따른 입찰자료

② 규칙 제12.4.2.2조 제1항 제1호에 따른 수요반응자원 입찰자료

7.1.3	수요예측 자료취득

하루전발전계획담당자는 수요예측담당자가 별표5에 따라 작성한 수요예측자료를 제공받아 사용한다.

7.1.4	수요반응자원 감축계획량 자료취득

하루전발전계획담당자는 수요반응자원담당자에게 규칙 제12.4.2.8조 제1항 제2호 및 제3호에 따른 수요반응자원 감축계획량 자료를 제공받아 사용한다.

7.1.5	송전제약 자료취득

7.1.5.1	육지 계통제약 취득
하루전발전계획담당자는 송전제약담당자로부터 하루전발전계획 송전제약 검토서를 제공받아 사용한다.

7.1.5.2	제주 계통제약 취득

하루전발전계획담당자는 제주본부로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다.

① 제주연계선 설비용량, 공급능력, 운전한계량

② 제주지역 계통안정성을 고려한 필수운전발전기

7.1.6	송전제약의 검토

① 계통해석프로그램(PSS/E, DSA등)을 사용하여 발전단 기준으로 송전제약에 대한 계통검토를 수행한다.

② 송전제약 검토서는 계통검토 결과에 발전사가 입찰한 발전단전환비 실적을 고려하여 송전단 기준으로 적용한다.

③ 전력설비의 휴전, 고장 등 적용시간대가 유동적인 송전제약은 하루전발전계획 송전제약검토서에 포함하지 않는다.

④ 발전계획시스템(RSC)에 모델링이 불가능한 송전제약의 경우 단순화하여 입력할 수 있으며, 이 경우 하루전발전계획 송전제약 검토서에 관련 사항을 기입하여야 한다.

7.1.7	기타 자료취득

하루전발전계획담당자는 송전사업자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다.

① 규칙 제5.1.1조 제4항에 따른 송전사업자용 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부

② 규칙 제5.1.1조 제4항에 따른 FACTS 설비의 운전가능여부

7.1.8	비중앙급전자원의 자료처리

하루전발전계획담당자는 비중앙급전자원에 대하여 아래 각항과 같이 자료를 처리한다.

① 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치를 하루전발전계획에 반영하기 위해 육지계통과 제주계통에 대해 한 개의 대표발전기(이하 ‘비중앙급전대표발전기’라 한다)를 만든다.

② 비중앙급전대표발전기의 비용자료 및 기술적 특성자료는 아래 표1과 같이 적용한다.

[표1] 비중앙급전발전기의 하루전발전계획 반영

구 분	비중앙급전대표발전기의 하루전발전계획 반영
비용자료	1. 기동비용(SUCi) : 0 2. 열량단가(FCi), 가격상수(NLPCi), 2차증분계수(QPCi) : 0 3. 1차증분계수(LHCi) : 0.86
기술적 특성자료	1. 기동소요시간, 최소발전용량, 최소운전시간, 최소정지시간 : 0 2. 최대발전용량, 출력증가율, 출력감소율 : 9999

③ 육지 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다.

육지 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 비중앙급전발전기, 중앙급전 구역전기발전기의  거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 비중앙급전전기저장장치의  거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값

(단, ㉠재생에너지의 경우 시간대별 예측값을 적용할 수 있음, ㉡실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정)

④ 제주 비중앙급전대표발전기의 가용능력은 다음과 같이 적용한다.

제주 비중앙급전대표발전기 가용능력 = 비중앙급전발전기(재생에너지 제외)의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 전력거래량을 시간대별로 평균한 값 + 비중앙급전전기저장장치의 거래일 기준 최근 7일간 같은 거래시간대 방전량을 시간대별 평균한 값 + 제주 신재생예측시스템의 시간대별 재생에너지 예측값 – 제주 신재생발전기의 시간대별 출력제어계획값

(단, 실적이 확보되지 않은 날은 제외하고 산정)

⑤ 비중앙급전대표발전기는 필수운전발전기(Must Run)에 고정출력으로 적용한다.

⑥ 신뢰도발전계획 수립시 규칙 제14.4.1조에 따라 제출된 예측발전량을 활용하여 발전계획을 조정할 수 있다.

7.2	입력자료의 변환

하루전발전계획담당자는 RSCT를 사용하여 7.1의 발전계획 입력자료를 RSC 입력파일 형태로 변환한다.

7.3	하루전발전계획 수립 기준

7.3.1	하루전발전계획담당자는 6.1의 마감시간 전까지 입력된 자료를 기준으로 하루전발전계획을 수립한다. 6.1의 마감시간 이후 변경된 자료는 신뢰도발전계획 및 실시간 급전운영에 반영한다.

7.3.2	(생   략)

7.3.3	(생   략)

7.4	하루전발전계획의 입력자료 작성

하루전발전계획담당자는 아래와 같이 입력자료를 작성한다.

7.4.1	초기치 입력

전일 하루전발전계획의 24시 발전계획량 및 연속운전시간을 입력한다.

7.4.2	취득자료 입력

아래 각 항의 취득자료를 입력한다.

① 7.1.1의 발전비용자료

② 7.1.2의 입찰자료

③ 7.1.3의 수요예측자료

④ 7.1.4의 수요반응자원 감축계획량자료

⑤ 7.1.5의 송전제약자료

7.4.3	양수발전기 자료입력

규칙 제5.1.1조 제1항 제3호에 따라 최근 3년 유사수요일 3일치 전체 발전기 평균값을 수립일 공급가능용량 비율로 배분하여 입력한다.

<삭  제>

7.4.4	운영예비력 입력

① 1차예비력 확보량 입력

별표3 1.3.2의 1차예비력 확보량에서 아래 1), 2) 항목을 통해 확보된 용량을 차감하여 입력한다.

1) 필수운전 발전기 : Σ(GF상한 – AGC 상한)

2) 송전사업자용전기저장장치 : Σ(전기저장장치의 1차예비력 제공량)

② 주파수제어예비력 확보량 입력

별표3 1.3.1의 주파수제어예비력 확보량을 입력한다.

③ 2차예비력 확보량 입력

별표3 1.3.3의 2차예비력 확보량을 입력한다.

④ 3차예비력 확보량 입력

별표3 1.3.4의 3차예비력 확보량을 입력한다.

7.4.6	송전제약 입력

① 7.1.5의 송전제약 취득자료를 토대로 송전제약을 입력한다.

② 입력된 송전제약을 검토 후 저장한다.

7.4.7	수도권부하점유율 입력

전력수요 및 기상실적, 요일 등을 고려하여 수도권 부하 점유율 유사일을 선정한 후, 유사일의 실적 점유율을 입력한다.

7.5	하루전발전계획 수립

7.5.1	발전계획프로그램 실행

7.4를 RSCT에 입력하여 RSC를 실행한다.

7.5.2	발전계획 목적함수

발전계획은 발전계획수립기간 동안의 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 운영예비력, 발전기 자기제약, 환경제약, 송전제약 등 제약을 고려한 에너지와 예비력의 동시 최적화를 수행하여 수립한다.

7.5.2.1 발전량 과부족, 예비력 부족, 기타 제약조건 미준수 등의 발생으로 정상적인 발전계획 수립이 불가능할 경우 7.5.4의 제약 완화 설정치 기준을 고려하여 발전계획을 재수립한다.

7.5.3	운영예비력 모델링

① 주파수 조정용량 확보를 위해 공급가능용량, 주파수추종상한(GFmax), 자동발전제어상한(AGCmax) 중 작은 값을 경제급전상한(ECOmax)으로 지정한다.

② 1차예비력은 1차예비력확보량보다 크거나 같다.

③ 주파수제어예비력은 주파수제어예비력 확보량보다 크거나 같다.

④ 주파수제어예비력과 2차예비력의 합은 주파수제어예비력확보량과 2차예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

⑤ 주파수제어예비력, 2차예비력, 3차예비력의 합은 주파수제어예비력확보량, 2차예비력확보량, 3차예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

⑥ 1차예비력, 주파수제어예비력, 2차예비력, 3차예비력의 합은 1차예비력확보량, 주파수제어예비력확보량, 2차예비력확보량, 3차예비력확보량의 합보다 크거나 같다.

7.5.4	제약 완화 설정치 기준

발전계획 수립시 발전량 과부족, 예비력 부족, 기타 제약조건 미준수 등에 대한 제약 완화 설정치는 아래 표2와 같으며, 그 기준은 다음과 같다.

① 에너지 제약 완화 설정치는 각 예비력 제약가격보다 높고, 각 예비력 제약 완화 설정치는 아래 표와 같이 차등한다.

② 발전기의 기술적 특성은 의무적으로 만족해야하므로 에너지 제약 완화 설정치보다 더 높은 제약 완화 설정치를 적용한다.

③ 연료량은 발전기의 기술적 특성과 동일하게 의무적으로 만족해야 하므로 최대출력 초과 제약 완화 설정치와 동일한 제약 완화 설정치를 적용한다.

④ 육지와 제주 간 송전제약은 제1,2연계선의 설비용량(700MW)보다 낮은 제약량(360MW)을 반영하고 있으므로 에너지 제약 완화 설정치보다 약간 낮은 제약 완화 설정치을 적용한다.

⑤ 양수발전기의 펌핑량은 의무적으로 만족해야 하므로 에너지 제약 완화 설정치보다 높은 최대출력 초과 제약 완화 설정치와 동일한 제약 완화 설정치를 적용한다.

⑥ 전기저장장치의 충전량 제약 완화 설정치는 양수발전기의 펌핑량 제약 완화 설정치와 동일한 설정치를 적용한다.

·적용범위 구체화

·발전계획명 명확화

·정보공개절차 신설

·발전계획명 명확화

·정보공개절차 신설

·불필요한 문구 삭제

·주체별 책임 명확화

·이사장 책임 신설

(별표6 3.1 준용)

·담당자 책임 수정

(별표6 3.2 준용)

·책임의 주체 표기

·회원 책임 신설

(별표6 3.3 준용)

·참고자료 수정

·별표4 참고 신설

·RSC 사용설명서 신설

·RSCT 사용설명서 신설

·불필요한 용어정의 삭제

(별표9에 사용되지 않음)

·불필요한 용어정의 삭제

(별표9에 사용되지 않음)

·번호 변경

·제작사 삭제

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·용어정의 신설

·번호 변경

·번호 변경

·용어정의 신설

·명칭변경

·시스템 입력 마감시간 명시

·신뢰도발전계획 수립 근거 명시

·휴일에 대한 계획수립일 기준 명시

·휴일에 대한 계획발표일 기준 명시

·계획수립 세부절차
명문화

·비용자료취득 신설
(별표6 6.1.1 준용)

·입찰 자료취득 방식 신설

·수요예측 자료취득 방식 신설

·송전제약 자료취득 방식 신설

·발전계획 반영을 위한 송전제약 변형방식 기입

·송전제약 검토는 계통해석프로그램으로 수행한 후 발전기별 소내소비율을 적용하여 송전단기준으로 적용

·적용시간대가 유동적인 제약은 조정계획에 반영

·입력이 불가능한 제약에 대한 예외처리 방식 기입

·송전사업자가 제출하는 자료에 대한 처리방식

·ESS 운전여부를 제출받아 1차예비력 확보량에 고려

·FACTS 운전여부를 제공받아 동해안지역 송전제약 설정에 고려

·비중앙 자료처리 구체화

·7.2.1.1 1. 구체화

·7.2.1.1 2. 대체

(문구수정)

·7.2.1.1 3. 구체화

·재생e 제외 비중앙은

7일 실적 평균값 적용

·재생e는 제주의 경우 신재생통합관제시스템의 재생e 발전예측값 적용, 육지 또한 시스템 안정화 시 예측값 적용

·전력거래소(관제센터) 의견 반영

·7.2.1.1 4. 문구수정

·재생e 인센티브 제도는 신뢰도계획에서 고려

·입력자료 변환 기술
(별표6 6.2.1 준용)

·조항 및 명칭 변경

·계획 수립을 위한 입력자료 마감시간 명시

·마감시간 이후 고려방안 명시

·번호 변경

·번호 변경

·입력자료 작성방법 신설

·초기치 입력방식 기술

·취득자료 입력방식 기술

·현재 발전/양수 0에 가깝게 입찰하고 계통운영자는 계통운영 수단으로 활용→발전, 저수수위를 계통운영자가 결정→실계통기반이므로 관제사의 운영패턴(실적)을 반영하여 계획 수립 필요

·번호 변경

·운영예비력 입력방식 구체화

·번호 변경

·번호 변경

·송전제약 취득자료를 토대로 송전제약 입력

·수도권 융통전력 제약 반영을 위한 수도권 부하점유율 입력 항목 신설

·번호 변경

·문구 수정

·발전계획프로그램의 최적화 목적함수 신설

·번호 변경

·번호 변경

·번호 변경

·번호 변경

·번호 변경

·총 운영예비력 명확화

(운영예비력 종류별

확보량의 합이 총

운영예비력임을 명시화)

·제약 완화 설정치 기준 신설

<신  설>

[표2] 발전계획 수립시 제약완화 설정치 (단위: 원/kWh)

구 분			하루전시장		비 고
			적용	비율
➊	발전력 (에너지)	초과 (Surplus Gen)	16,000	100%	LOLE 기준*을 만족하는 공급지장비용 * 0.3일/년
		부족 (Deficit Gen)	16,000	100%
➋	전국 예비력	1차예비력 부족 (Primary Reserve)	12,000	80%	에너지 제약 보다 낮으나, 예비력별로 제약가격 차등
		주파수제어예비력 부족 (Regulation Reserve)	9,000	60%
		2차예비력 부족 (Spinning Reserve)	6,000	40%
		3차예비력 부족 (Operating Reserve)	1,000	10%
❸	발전기 기술적 특성	최대출력 초과 (Capacity/Unit Max)	21,000	130%	의무적 만족을 위하여 에너지 제약가격 이상
		최소출력 부족 (Capacity/Unit Min)	19,000	120%
		증·감발율 부족 (Unit Ramp Violation)	17,000	110%
❹	발전기 제약	연료량 초과 (Surplus Energy Constraint)	21,000	130%	의무적 만족을 위하여 에너지 제약가격 이상
		연료량 부족 (Deficit Energy Constraint)	21,000	130%
❺	송전제약	연계선(육지·제주) 제약 초과 (Tie Line Max)	14,000	90%	1·2연계선 설비용량 여유
		발전그룹 제약 (Generic Constraint Penalty)	17,000	110%	발전기 그룹의 발전제약
❻	양수/ESS	펌핑/충전용량 초과 (Plant Storage Violation)	21,000	130%	상부저수지 수위 및 베터리 충전용량 만족

·발전계획 수립시 적용되는 설정치 명시

7.2.4	발전계획 결과검토

발전계획 프로그램을 실행후 결과에 대해서 각종 제약사항 적정 반영여부 등을 검토한다.

7.2.6	결과 통지

7.2.6.1	하루전발전계획 결과에 대해 모든 제약조건 및 전력수요의 만족 여부를 검토하여 확정한 후, 시간대별 지정예비력을 포함하여 제5.1.2조 제2항의 내용을 거래전일 20시까지 운영시스템을 이용하여 해당 회원에게 통지함을 원칙으로 하되, 거래일이 휴일 및 주말인이거나, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 통지하고 실 계통 운영에 사용할 수 있다.

<신  설>

7.3.6 데이터 및 IT시스템의 장애를 비롯하여 예측하지 못한 상황으로 하루전발전계획 수립·통지 및 계통한계가격 공개가 지연되는 경우에는 전력거래소가 별도로 통지할 수 있다.

7.3.1.3 하루전발전계획 수립 후 입력된 입찰자료 및 제약조건 등의 중대한 오류를 발견한 경우 이를 수정하여 재수립 된 하루전 발전계획을 기준으로 시장가격 및 정산을 정정할 수 있다.

7.1.1	발전계획 담당자는 실시간 계통운영을 효율적으로 하기 위하여 거래일의 예측수요에 따라 아래 사항을 고려하여 발전계획을 수립한다.

1. 열공급계획 및 제약연료 사용계획

2. 지역별 계통안정 및 송전제약

3. 기타 고려사항

가. 전압 및 주파수 조정

나. 페어발전기 운전, 현장설비 정기검사 등 발전소 현장여건을 반영한 발전기의 기술적 특성

다. 송전손실 및 기타 전력계통의 안정적 운영사항

라. 수요반응자원의 전력부하감축(증대)

마. 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기의 정비계획

바. 중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 구역수요 초과 입찰 공급가능용량

사. 환경제약

아. 발전기 1기의 설비용량이 20MW 초과인 연료전지 발전기의 정지계획

자. 계통신뢰도 확보를 우선 고려한 양수발전 계획

7.1.2	발전계획 수립후 예상하지 못한 중대한 예측수요의 변화, 기타 발전계획의 수정을 필요로 하는 사항이 발생할 경우 계획을 변경 수립한다.

<신  설>

7.2.2.2 발전제약사항 입력

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

나. 규칙 별표3 1.3에 따른 운영예비력 확보량을 확보한다.

1) 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전계획을 고려하여 예비력에 반영한다.

2) 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 전력수요 의무감축요청량을 반영하여 예비력을 확보한다.

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

7.2.2.4  속응성자원 입력

1. 속응성자원산정 프로그램을 이용하여 확보대상 발전기를 지정한다.

2. 속응성자원 모델링

1) 속응성자원은 속응성자원확보량보다 크거나 같다.

7.2.2.2 3.나

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

<신  설>

<신  설>

7.3.2	발전계획의 변경수립은 기 작성된 발전계획 데이터베이스에 입찰자료 및 변동사항 등을 입력한 후 일간발전계획 프로그램조작절차에 준하여 시행한다.

1. 송전계통의 추가적인 제약사항 발생여부를 분석하여 적용하고, 제약사항 발생시 "발전계획제약검토서“를 작성한다.

2. 각 발전기의 시간대별 예비력을 재산정한다.

3. 각 수요반응자원의 시간대별 전력수요 의무감축요청량을 재산정한다.

7.3.1	전력거래소의 급전원은 하루전발전계획을 통지한 후 변경사유가 발생될 경우 재입찰자료 등을 확보하여 조정발전계획을 재수립하여 운영하여야 한다.

7.3.1.2	발전계획의 변경기준은 다음과 같다.

1. 발전력 1,000MW 이상 고장 또는 공급가능용량 1,000MW이상 입찰변경시

2. 송변전설비 고장 등으로 인한 발전제약 초래시

3. 수요예측 오차 1,000MW 이상 발생 전망시

7.3.3	발전계획의 변경시 추가된 송전제약 및 시간대별 예비력지정 변경내용 등을 포함하여 규칙 제5.1.2조 제2항 규정의 내용을 운영시스템 등을 이용하여 해당 회원에게 즉시 통지한 후 실 계통에 운영한다.

7.3.4	변경된 발전계획 및 각 제약내용, 기타 변경입찰내역 등 기본자료를 정리하여 관리하도록 한다.

<신  설>

8.0	붙  임

8.1	발전계획 수립 흐름도

<신  설>

<신  설>

7.1.3	발전계획은 발전계획시스템(RSC)을 사용하여 수립하고, 이에 적용하는 송전제약사항은 전력계통 해석 프로그램을 사용하여 검토한다.

단, 전력계통 해석프로그램 간 의미있는 결과의 차이가 발생할 경우에는, PSS/E 프로그램의 결과를 우선한다.

7.2.2	제약사항 입력

발전계획 프로그램의 Data 입력사항에 각 제약사항을 입력한다.

7.2.2.2	발전제약사항 입력

1. 열공급 발전기를 보유한 회원으로부터 통보 받은 열공급에 필요한 시간대별 발전기 출력을 입력

2. 국내 무연탄 및 액화천연가스등 제약연료를 사용하는 발전기에 대해서는 발전기별 일일 연료사용량을 발전량으로 환산하여 입찰한 자료를 적용한다.

3. 전력계통의 안정운영 및 주파수 유지율을 위한 예비력 확보

7.2.4.1	계통안정성과 송전제약사항 등의 반영여부를 검토한다.

1. 발전력의 배분 결과를 전력계통 해석 프로그램에 입력후 전력계통안정운영기준에 따라 계통안정성을 재검토한다.

2. 송전제약 사항 발생시 제7.2.2항부터 반복하여 재실행후 발전계획에 적용한다.

7.2.4.2	발전제약사항의 적정반영 여부 검토

1. 각 발전제약사항의 반영 및 만족여부를 검토하고 발전계획이 효율적으로 수립되었는지 확인한다.

2. 적정하지 못한 경우 제7.2.2항부터 반복하여 재실행한다.

7.2.4.3	송전제약 사항이 있는 경우 “발전계획제약검토서”(별지 제57호서식)를 작성한다.

7.2.4.4	발전기 정지사항이 있는 경우 중앙급전발전기에 대해서만 “발전기정지계획서”(별지 제56호서식)를 작성한다.

7.2.5	운영예비력 및 속응성자원 적정반영 여부 검토

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

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

7.5.4	결과검토

하루전발전계획 수립결과에 대해 제약조건 및 전력수요의 만족여부를 검토하여 하루전발전계획을 확정한다.

7.6	하루전발전계획 수립결과 및 계통한계가격의 공개

7.6.1	발표시각

규칙 제2.4.2조의2 및 제5.1.2조에 따라 하루전발전계획 결과 및 계통한계가격을 공개한다.

① 평일 : 17시까지 발표

② 휴일

1. 휴일이 1일인 경우 : 첫째 거래일은 17시까지, 다음날의 경우 18시까지 발표

2. 휴일이 2일 이상인 경우 :  첫째 거래일은 17시까지, 다음날의 경우 18시까지, 셋째 거래일은 19시까지 발표

3. 휴일이 3일 이상인 경우 :  규칙 별표4 12.2에 근거하여 사전에 조정된 발전계획 수립일정에 따라 발표

7.6.2	공개방법

규칙 제2.4.2조의2 및 제5.1.2조에 따라 하루전발전계획 결과 및 계통한계가격을 7.6.1의 발표시각까지 전력거래시스템(e-power market)을 통해 회원에게 통지한다. 다만, 시스템 장애 등 부득이한 경우에는 24시까지 통지할 수 있다.

7.6.3	데이터 및 IT시스템의 장애를 비롯하여 예측하지 못한 상황으로 하루전발전계획 수립결과 및 계통한계가격 공개가 지연되는 경우에는 전력거래소가 별도로 통지할 수 있다.

7.6.4  하루전발전계획 수립 후 IT시스템 장애로 인한 오류 또는 송전제약 및 수요예측자료 등의 중대한 오류를 발견한 경우 이를 수정하여 하루전발전계획을 재수립하고, 발전계획 결과 및 계통한계가격을 재통지할 수 있다.

7.7	신뢰도발전계획의 수립

7.7.1	규칙 제5.1.3조에 따라 하루전발전계획의 수립 이후 거래일 실시간 계통운영을 위해 6.1의 마감시간 이후 변동된 아래 계통운영 여건을 고려하여 발전계획을 조정할 수 있다.

① 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경

② 송전제약 및 예상하지 못한 송변전설비의 장애

③ 예측수요의 변화

④ 시운전 및 각종 시험관련 계획의 변동

⑤ 수력발전기 일일 총발전량 적용 변경

⑥ 양수발전기 양수 및 발전량 적용 변경

⑦ 페어발전기 운전, 현장설비 정기검사 등 발전소 현장여건을 반영한 발전기의 기술적 특성

⑧ 송전손실 및 기타 전력계통의 안정적 운영을 위한 사항

⑨ 수요반응자원의 전력부하감축(증대)

⑩ 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기의 정비계획

⑪ 중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 구역수요 초과 입찰 공급가능용량

⑫ 환경제약 변경사항

⑬ 발전기 1기의 설비용량이 20MW 초과인 연료전지발전기의 정지계획

⑭ 계통신뢰도 확보를 우선 고려한 양수발전계획

⑮ 전력수요 예측오차와 발전기 불시고장 등 전력수급 불확실성을 고려한 운영예비력 확보

자연재해, 사회적 특수일 등 기타 전력계통의 안정적 운영을 위해 확보가 필요한 사항

기타 발전계획의 수정이 필요한 사항

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

① 시운전발전기는 신뢰도시험 개시 이후 시운전계획을 고려하여 예비력에 반영한다.

② 전력수급 상황이 악화되어 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령해야 하는 상황이 예상되는 경우 수요반응자원의 전력수요 의무감축 요청량을 반영하여 예비력을 확보한다.

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

④ 정지상태 3차예비력 및 속응성자원 확보하고 대상 발전기를 지정한다.

⑤ 특수일기간 및 특수경부하기간에는 운영예비력 2,000MW 이상을 추가로 확보할 수 있다.

⑥ 규칙 별표3 1.0의 운영예비력과 거래일에 발생 가능한 신재생 및 기상 변동성, 발전기 추가 탈락에 따른 규칙 제5.1.4조의 수급경보 수준과의 여유분을 추가 고려할 수 있다.

⑦ 전력거래소는 ⑥의 여유분을 매년 3월 31일까지 산정하여 계통평가위원회의 검토를 거쳐 결정한다.

7.7.3	발전계획의 조정은 기 작성된 발전계획 데이터베이스에 입찰자료 및 변동사항 등을 반영한 후 발전계획 수립절차에 준하여 시행한다.

1. 송전계통의 추가적인 제약사항 발생여부를 분석하여 적용하고, 제약사항 발생시 “송전제약검토서”를 작성한다.

2. 각 발전기의 시간대별 예비력을 재산정한다.

3. 각 수요반응자원의 시간대별 전력수요 의무감축요청량을 재산정한다.

7.7.4	전력거래소의 관제사는 신뢰도발전계획을 통지한 후 다음의 변경사유가 발생될 경우 재입찰자료 등을 확보하여 신뢰도발전계획을 재수립하여 운영하여야 한다.

① 발전력 1,000MW 이상 고장 또는 공급가능용량 1,000MW 이상 입찰변경시

② 송변전설비 고장 등으로 인한 발전제약 초래시

③ 수요예측 오차 1,000MW 이상 발생 전망시

7.7.5	발전계획의 변경시 추가된 송전제약 및 시간대별 예비력지정 변경내용 등을 포함하여 규칙 제5.1.2조 제2항 규정의 내용을 운영시스템 등을 이용하여 해당 회원에게 즉시 통지한 후 실 계통에 운영한다.

7.7.6	변경된 신뢰도발전계획 및 각 제약내용, 기타 변경입찰내역 등 기본자료를 정리하여 관리하도록 한다.

7.8	하루전발전계획 관련 자료의 보존, 활용, 폐기

7.8.1	전력거래소는 하루전발전계획 수립 자료를 10년 동안 보존하여야 하며, 파일의 형태로 보관한다. 단, 분쟁이 발생한 경우에는 분쟁관련 자료는 분쟁이 해결될 때까지 보관한다.

7.8.2	하루전발전계획 수립 담당 부서장은 자료가 멸실, 분실, 도난, 유출, 변조 또는 훼손되지 않도록 관리에 주의를 기울여야 한다.

8.0	붙  임

8.1	발전계획 수립 흐름도

8.2     발전계획 수립 및 계통제약 반영기준

8.3	페어발전기 운영 계획 기준

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<삭  제>

·검토결과 확정

·계획수립 결과 및 계통한계가격의 공개

·발표시각 구체화

·평일 발표시각 명시

·휴일 발표시각 명시

·휴일이 1일인 경우와 2일, 3일 이상인 경우로 세분화

·공개방법 명시

·번호 변경, 문구 수정

·문구 수정

·신뢰도발전계획기준 신설

·신뢰도계획 고려사항 기술

·조항 정비, 위치 변경

·문구수정

·신설

·신설

·신설

·신설

·신설

·신설

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·번호변경, 문구수정

·번호변경

·번호변경

·신설

·신설

·번호변경

·예비력관련 신뢰도 발전계획 수립기준 신설

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·번호변경, 문구수정

·번호변경

·계통변동분을 고려한 적정 여유분 확보

·재생E 증가, 계통변동성  실적 매년 재산정 후 적용

·번호변경, 문구수정

·명칭 변경

·번호 변경, 문구 수정

·발전계획 명칭변경

(조정→신뢰도)

·번호 변경

·번호 변경

·발전계획 명칭변경

(조정→신뢰도)

·자료의 보존 규정 신설
(별표6 6.6 준용)

·붙임문서 추가

·붙임문서 추가

·개정안 7.5.1로 대체

·개정안 7.1.5.1②로 대체

·송전제약검토서에 본 내용이 기반영되어 작성되므로 기술 불필요

·별표9 정비
(개정안 7.4로 대체)

·별표9 정비
(개정안 7.4로 대체)

·입찰에 기반영

·입찰에 기반영

·개정안 7.4.4~7.4.6 대체

·개정안 7.5.4로 대체

·개정안 7.5.4로 대체

·개정안 7.5.4로 대체

·송전제약검토서로 대체

·발전기정지계획시스템(GOMS)로 대체되어 삭제

·개정안 7.5.4, 7.4.6 대체

[별지 제56호서식]   발전기정지계획서

<삭  제>

·발전기정비계획시스템구축으로 서식처리 불필요

[별지 제57호서식]   발전계획 제약 검토서

<삭  제>

·송전제약검토서로 대체

<신  설>

[붙임8.2] 발전계획별 수립 및 계통제약 반영기준 [신 설 2022.00.00]

□ 발전계획별 수립기준

구 분		하루전 발전계획	신뢰도발전계획
수립 목적		계통한계가격 산출 및 최초수립 발전계획	실시간 계통운영
수립 시점		17시	18시 이후
수요 예측		13시	16시 이후
입찰 마감		거래일 전일 11시	수립 시점 변경사항 반영
계통제약	송전	발전량 제약(반영)	전체 발전량 제약 (반영, 운전상태별 제약 추가 포함)
		운전대수 제약(반영)	운전대수 제약 (반영, 운전상태별 제약 추가 포함)
		환경제약(반영)	환경제약(변동사항 추가 반영)
		휴전제약(미반영)	휴전제약(반영)
	예비력	별표3 1.0의 운영예비력	별표3 1.0의 운영예비력, 신재생 및 기상 변동성, 발전기 탈락에 따른 규칙 제5.1.4조의 수급경보 수준과의 여유분

·발전계획별 수립 및 계통제약 반영기준 요약

<신  설>

[붙임8.3] 페어발전기 운영 계획 기준 [신 설 2022.00.00]

□ 전력거래소는 계통안정 운영을 위해서 기력 페어발전기 급전정지 및 기동시 다음과 같은 사항을 고려할 수 있다.

가. 페어발전기 2대 모두 운전 중인 경우 우선 1대만 급전정지

나. 페어발전기 중 1대가 정비 또는 고장으로 정지 중이면 운전 중인 발전기는 급전정지에서 제외

다. 가, 나 항을 고려하여 급전정지 후에도 추가 기력 발전기 급전정지 필요시 가, 나 항을 고려하지 않고 연료비 순위에 따라 급전정지 하되 발전단지별 최소 운전 발전기 대수를 고려하여 급전정지

라. 가, 나 항의 기준을 적용받지 않는 단독발전기가 페어발전기로 인하여 급전정지 및 기동이 빈번해질수 있는 경우 별도고려 하여 운영 할 수 있다.

·페어발전기 운영계획 기준 신설

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표11] 실시간 급전운영 절차 7.5.2 예비력 확보량은 하루전발전계획의 확보량을 기준으로 하여 운영한다. 7.5.3 1) 예비력 과다시 확보 운영중인 대기·대체 예비력을 연료비 우선순위법에 따라 정지, 또는 해제를 지시한다. 2) 예비력 부족시 (생 략) 다만, 운영예비력이 450만㎾ 미만이거나 (생 략)	[별표11] 실시간 급전운영 절차 7.5.2 예비력 확보량은 발전계획의 확보량을 기준으로 하며, 순시 수요변동성, 당일 수요증감, 공급능력 변동, 기상 및 제약 변동 등에 대응하여 추가 확보할 수 있다. 7.5.3 1) 예비력 과다시 전기사업자에게 발전기 정지 및 유효전력 조정 등의 급전지시를 하여 계통의 주파수를 유지범위 이내로 유지하여야 한다. 2) 예비력 부족시 (생 략) 다만, 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 (생 략)	·실시간 계통운영의 순시 변동성, 발전기 현장 여건 변동과 기술적 특성 등 당일 계통운영 상황변동에 대응 근거 ·과거(’19.12) 예비력기준변경시 누락 사항 개정 ·단위 통일 : 만㎾→㎿
[별표22] 시장시스템 운영 절차 7.2.1 시스템운영부서는 매일 14시에 입찰마감 상황을 점검한 후 미 입찰내역을 입찰부서로 통보하고, (생 략)	[별표22] 시장시스템 운영 절차 7.2.1 시스템운영부서는 매일 11시에 입찰마감 상황을 점검한 후 미 입찰내역을 입찰부서로 통보하고, (생 략)	·입찰마감시간 변경

[별지 제31-5호서식] [신설 2022.00.00.]

F A C T S 운 전 대 수 (최초)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 송전사업자	________________________

3. FACTS 운전대수

시간 설비명	D
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24

4. 특기사항(급전운영 참고사항):

5. 송전사업자 _____________ (서명)    날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

6. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제33-5호서식] [신설 2022.00.00.]

F A C T S 운 전 대 수 (변경)

1. 거래일 날짜	_______________________________

2. 송전사업자	________________________

3. FACTS 운전대수

시간 설비명	D
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24

4. 특기사항(급전운영 참고사항):

5. 송전사업자 _____________ (서명)    날짜 ______________________

-------------------------------------------------------------------------------------------

6. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

ㅇ 수요반응자원 피크DR 발령방식 보완

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제12장 수요반응자원의 거래 제12.1.1조(용어의 정의) (생 략) 3. “감축가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 하루전발전계획에 포함되어 전력부하를 감축할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다. (생 략) 7. “감축계획량”이라 함은 하루전발전계획에 포함된 거래시간별 수요반응자원의 전력부하감축계획량을 말한다. (생 략) 13. “기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 하루전발전계획 수립을 위한 전력수요 예측치가 동·하계 수급대책기간의 최대전력수요(기준전망)를 초과 예상 시 참여하는 거래를 말한다. (생 략) 20. “증대가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 하루전발전계획에 포함되어 전력부하를 증대할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다. (생 략) 22. “증대계획량”이라 함은 하루전발전계획에 포함된 거래시간별 수요반응자원의 전력부하증대계획량을 말한다. 제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 거래일 전일 14시까지 하나의 입찰서로 전력거래소에 제출하여야 한다. (생 략) <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. SSRi,t = PSSRi,t + DESRi,t + EMSRi,t <신 설> (생 략) <신 설> (생 략) 2. 기준수요 초과에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 하루전발전계획수립을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)으로 산정하며, 다음 각 목에 따라 수요자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR은 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다. 가. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량으로 배분한다. [eqn: DE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면, DESRi,t = DESRAi,t 여기서, DEt : 시간대별 기준수요 초과량 DESRAi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 최대감축용량 DESRi,t : 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 나. 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: DE _{t} `<` sum _{i} ^{} DESRA _{i,t}]이면, DESRi,t = [eqn: [(DESRA _{i,t} `-`min(DESRA _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(DE _{t} `- sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (DESRA _{i,t} -min(DESRA _{i,t} ,`1))} ``+`min(DESRA _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {DE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(DESRA _{i,t} ,`1)} ,`1)] <신 설> <신 설> 3. (생 략) 가. (생 략) [eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} `-`DESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = EMSRAi,t – DESRi,t (생 략) 나. (생 략) [eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = [eqn: [`(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} `-`min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} -min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(EMSRA _{i,t} -DESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]	제12장 수요반응자원의 거래 제12.1.1조(용어의 정의) (생 략) 3. “감축가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 하루전발전계획 및 신뢰도발전계획에 포함되어 전력부하를 감축할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다. (생 략) 7. “감축계획량”이라 함은 하루전발전계획 및 신뢰도발전계획에 포함된 거래시간별 수요반응자원의 전력부하감축계획량을 말한다. (생 략) 13. “기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래”라 함은 하루전발전계획 및 신뢰도발전계획 수립을 위한 전력수요 예측치가 동·하계 수급대책기간의 최대전력수요(기준전망)를 초과 예상 시 참여하는 거래를 말한다. (생 략) 20. “증대가능용량”이라 함은 수요반응자원을 보유한 수요관리사업자가 입찰을 통해 거래시간별로 신뢰도발전계획에 포함되어 전력부하를 증대할 수 있는 용량(MW-h)을 말한다. (생 략) 22. “증대계획량”이라 함은 신뢰도발전계획에 포함된 거래시간별 수요반응자원의 전력부하증대계획량을 말한다. 제12.4.2.2조(입찰서의 제출) ① 수요관리사업자는 다음 각 호의 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대한 입찰서를 거래일 전일 11시까지 하나의 입찰서로 전력거래소에 제출하여야 한다. (생 략) ⑦ 신뢰도발전계획이 수립될 경우에 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에서 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량이 그 시간대의 최대감축용량 미만인 경우, 배분받은 거래시간별 전력부하감축계획량의 합을 동시간대 최종구간 감축가능용량에서부터 차감 후 잔여 감축가능용량으로 작성한 수정 입찰서를 추가적인 기준수요 초과를 위한 수요반응자원의 거래에 자동 제출한다. 제12.4.2.8조(감축계획량 산정) ① 자발적 수요감축에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 다음 각 호에 따라 산정한 거래별 감축계획량을 합한 값으로 한다. SSRi,t = PSSRi,t + DESRi,t + EMSRi,t DESRi,t = IDESRi,t + ADESRi,t (생 략) IDESRi,t : 하루전발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h) ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MW-h) (생 략) 2. 기준수요 초과에 따른 거래시간별 수요반응자원의 감축계획량은 제2.3.5조 제3항의 규정에 의한 시간대별 하루전발전계획 및 신뢰도발전계획을 위한 전력수요예측 결과가 동․하계 수급대책상의 기준수요를 초과할 경우 초과한 양(이하 “기준수요 초과량”이라 함)으로 산정하며, 다음 각 목에 따라 수요자원별 감축계획량을 배분한다. 단, 국민DR은 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에서 감축계획량을 배분받지 아니한다. 가. 하루전발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 같거나 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량으로 배분한다. [eqn: IDE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} SSRA _{i,t}]이면, IDESRi,t = SSRAi,t 여기서, IDEt : 시간대별 하루전발전계획의 기준수요 초과량 SSRAi,t : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 최대감축용량 IDESRi,t : 하루전발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 나. 하루전발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: IDE _{t} `<` sum _{i} ^{} SSRA _{i,t}]이면, IDESRi,t = [eqn: [(SSRA _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(IDE _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -min(SSRA _{i,t} ,`1))} ``+`min(SSRA _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {IDE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} ,`1)} ,`1)] 다. 신뢰도발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 클 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 최대감축용량으로 배분한다. [eqn: ADE _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} )]이면, ADESRi,t = SSRAi,t-IDESRi,t-EMSRi,t-PSSRi,t 여기서, ADEt : 신뢰도발전계획의 시간대별 기준수요 초과량 ADESRi,t : 신뢰도발전계획의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량 라. 신뢰도발전계획의 거래시간별 기준수요 초과량이 제출된 입찰서의 동시간대 전체 수요반응자원의 최대감축용량보다 작은 경우, 해당 거래시간 수요반응자원의 감축계획량은 다음 식에 따라 최대 1MW씩 우선 배분하고 추가로 필요한 감축량에 대하여 수요반응자원별 최대감축용량에 비례하여 배분한다. [eqn: ADE _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} )]이면, ADESRi,t = [eqn: [(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1))# ``` TIMES ` {max(ADE _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1))} ``# `+`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1)]`# ``` TIMES `min( {ADE _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -EMSR _{i,t} -PSSR _{i,t} ,`1)} ,`1)] 3. (생 략) 가. (생 략) [eqn: EM _{t} ` GEQ ` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} `-`IDESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = SSRAi,t – IDESRi,t (삭 제) (생 략) 나. (생 략) [eqn: EM _{t} `<` sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} )]이면, EMSRi,t = [eqn: [`(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} `-`min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1))# `````````` TIMES ` {max(EM _{t} `- sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1),`0)} over {sum _{i} ^{} (SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} -min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1))}# ````````````````+min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1)`]# `````````` TIMES `min( {EM _{t}} over {sum _{i} ^{} min(SSRA _{i,t} -IDESR _{i,t} ,`1)} ,`1)]	·신뢰도발전계획 반영 ·신뢰도발전계획 반영 ·신뢰도발전계획 반영 ·플러스DR은 신뢰도발전계획에만 적용 ·플러스DR은 신뢰도발전계획에만 적용 ·입찰마감시간 14→11시 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 조항 추가 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 수식 수정 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 조항 수정 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 조항 및 수식 수정 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 조항 및 수식 수정 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 조항 및 수식 추가 ·피크수요DR 추가낙찰에 따른 조항 및 수식 추가 ·피크수요DR 추가낙찰에 따라 미세먼지DR 감축계획량 수식 수정
<신 설>	부 칙 (2022. 0. 0) 제2조(기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래에 대한 경과조치) 제12장의 기준수요 초과에 따른 수요반응자원의 거래와 관련된 개정사항은 전산시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 6개월 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다.

ㅇ 21-4차 규칙개정 시 누락 사항 보완

현  행

개  정  (안)

개  정  사  유

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
TRASPi,t <2022.7.1.이내 삭제 예정>	3차예비력정산금(Tertiary Reserve AS Payment)	원	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 정산금액
TRSCi,t	3차예비력 지정 발전력(Tertiary Reserve Scheduled Capacity)	MWh	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력으로 지정된 발전기의 공급 가능용량 <2022.7.1.이내 개정 예정> 발전기별 정지상태의 3차예비력 1시간 평균(EMS 1분 자료로 산정)
TRHF <2022.7.1.이내 삭제 예정>	3차예비력 정산단가(Tertiary Reserve Hourly Fee)	원/MWh	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 정산단가
QSRQi,m/t <2022.7.1.이내 시행 예정>	속응성자원공급량 (Quick Start Resource Quantity)	MWh	발전기별 속응성자원 공급량 1시간 평균(EMS 1분 자료로 산정)
TCHF <2022.7.1.이내 시행 예정>	3차주파수제어서비스 정산단가 (Tertiary Control Hourly Fee)	원/MWh	3차주파수제어서비스 정산단가
TCPPi <2022.7.1.이내 시행 예정>	3차제어 불이행시 위약금(Tertiary Control Penalty Payment)	원	3차제어서비스 불이행시 위약금
TCRQi,t <2022.7.1.이내 시행 예정>	3차주파수제어서비스 공급량 (Tertiary Control Reserve Quantity)	MW	발전기별 3차주파수제어서비스 공급량

[별표 1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
TRASPi,t <2022.7.1.이내 삭제 예정>	3차예비력정산금(Tertiary Reserve AS Payment)	원	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 정산금액
TRSCi,t	3차예비력 지정 발전력(Tertiary Reserve Scheduled Capacity)	MWh	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력으로 지정된 발전기의 공급 가능용량 <2022.7.1.이내 개정 예정> 발전기별 정지상태의 3차예비력 1시간 평균(EMS 1분 자료로 산정)
TRHF <2022.7.1.이내 삭제 예정>	3차예비력 정산단가(Tertiary Reserve Hourly Fee)	원/MWh	30분이내 응동가능한 정지상태 3차예비력 정산단가
<삭제>
<삭제>
<삭제>
<삭제>

·21-4차 개정내역* 누락 사항 보완

* 속응성자원, 3차예비력

정산기준 현행 유지됨

·개정예정 변수 삭제,

삭제예정 변수 복원

[별표 2]  정산기준

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 3)②1. 3차예비력 정산금(TRASPi,t)

3차예비력 정산금(TRASPi,t)은 정지상태의 3차예비력을 공급한 발전기에게 제공하는 정산금으로 3차예비력공급량(TRQi,t)에 3차예비력 정산단가(TRHF)를 적용하여 정산한다.

[eqn: TRASP _{i,t} `=TRQ _{i,t} ` TIMES TRHF]

단, 3차예비력공급량(TRQi,t)은 발전기별 정지상태 3차예비력을 1시간 평균(EMS 1분자료로 산정)하여 계산한다.

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

TRHF : 3차예비력 정산단가

2. 속응성자원 정산금(QSRASPi,t)

속응성자원 정산금(QSRASPi,t)은 속응성자원을 공급한 발전기에게 제공하는 정산금으로 속응성자원공급량(QSRQi,t)에 속응성자원 정산단가(QSRHF)를 적용하여 정산한다.

[eqn: QSRASP _{i,t} `=QSRQ _{i,t} ` TIMES QSRHF]

단, 속응성자원공급량(QSRQi,t)은 발전기별 속응성자원을 1시간 평균(EMS 1분자료로 산정)하여 계산한다.

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

QSRHF : 속응성자원 정산단가

[별표 2]  정산기준

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 3)②1. 3차예비력 정산금(TRASPi,t)

3차예비력 정산금(TRASPi,t)은 사전에 정지상태의 3차예비력으로 지정된 경우에 제공하는 정산금으로 다음 식에 따라 정산한다.

TRASPi,t = TRSCi,t × TRHF

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

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

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

2. 속응성자원 정산금(QSRASPi,t)

속응성자원 정산금(QSRASPi,t)은 정지상태의 속응성자원으로 지정된 경우에 제공하는 정산금으로 다음 식에 따라 정산한다.

QSRASPi,t = QSRSCi,t × QSRHF

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

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

QSRHF : 20분 이내에 목표출력에 도달 가능한 정지상태 속응성자원 정산단가

·21-4차 개정내역* 누락 사항 보완

* 속응성자원, 3차예비력

정산기준 현행 유지됨

·현 규정으로 복원

·21-4차 개정내역* 누락 사항 보완

* 속응성자원, 3차예비력

정산기준 현행 유지됨

·현 규정으로 복원

[별표 2]  정산기준

9. 보조서비스에 대한 정산

가.2) ② 1. 2차주파수제어서비스 공급량 (SCRQi,t)

2차주파수제어서비스 공급량은 계통운영시스템 (EMS)의 주파수제어예비력으로 하며 다음과 같이 산정한다.

[eqn: SCRQ _{i,t} `=] [eqn: FCRSC` _{i,t}]

[별표 2]  정산기준

9. 보조서비스에 대한 정산

가.2) ② 1. 2차주파수제어서비스 공급량 (SCRQi,t)

2차주파수제어서비스 공급량은 계통운영시스템 (EMS)의 주파수제어예비력에서 1차예비력과 중복된 구간은 차감하여 다음과 같이 산정한다.

[eqn: SCRQ _{i,t} `=] [eqn: Max(FCRSC` _{i,t} -PCRQ` _{i,t} ,0)]

·2차주파수제어서비스 공급량을 주파수제어예비력 대상으로 산정하되 1차예비력과 중복된 구간 차감

(예비력용량가치 산정방식과 일치)

FCRSC: 주파수제어예비력

PCRQ: 1차예비력

ㅇ 시행 시점 연기

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
부 칙 (2021. 1. 1.) 제1조(시행일) 이 규칙은 2021.1.1.부터 시행한다. < 중략 > 제7조(실계통기반 하루전 시장 도입을 위한 규칙개정 사항에 대한 경과조치) 제1장, 제2장, 제3장, 제4장, 제5장, 제12장, 별표2, 별표3, 별표4, 별표5, 별표6, 별표8, 별표9, 별표10, 별표11, 별표18, 별표19, 별표22, 별표23, 별표24, 별표26의 실계통 기반 하루전시장 도입과 관련된 규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템을 보완하여 제1조에 의한 시행일로부터 1년 6개월 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다. 제8조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입과 관련된 규정의 경과조치) 제1장, 제2장, 별표1, 별표2, 별표6, 별표7, 별표20의 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입과 관련된 규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템을 보완하여 1조에 의한 시행일로부터 2년 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.	부 칙 (2021. 1. 1.) 제1조(시행일) 이 규칙은 2021.1.1.부터 시행한다. < 중략 > 제7조(실계통기반 하루전 시장 도입을 위한 규칙개정 사항에 대한 경과조치) 제1장, 제2장, 제3장, 제4장, 제5장, 제12장, 별표2, 별표3, 별표4, 별표5, 별표6, 별표8, 별표9, 별표10, 별표11, 별표18, 별표19, 별표22, 별표23, 별표24, 별표26의 실계통 기반 하루전시장 도입과 관련된 규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템을 보완하여 2022년 9월 1일 이내에 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다. 제8조(다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입과 관련된 규정의 경과조치) 제1장, 제2장, 별표1, 별표2, 별표6, 별표7, 별표20의 다조합 복합발전기 운전조합별 비용함수 도입과 관련된 규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템을 보완하여 제7조에 따른 실계통기반 하루전시장 시행일 이후 6개월 이내 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날로부터 시행한다.