전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	전력거래대금의 외국환 결제를 위한 규칙개정(안)	제23-5․6차(통합) (2023. 9. 8)
2	채무불이행 정산금 산정 및 지급절차 개선을 위한 규칙개정(안)	상동
3	질권설정 및 실행에 따른 전력거래대금 지급관련 규칙개정(안)	상동
4	고정출력발전기 기대이익정산금(MAP) 허용오차 변경 규칙개정(안)	상동
5	REC 거래시장 참여제한 유예제도 신설(안)	상동
6	규칙 정합성 확보를 위한 기 개정내용 관련 연계규정 개정(안)	상동
7	전력계통 안정성 확보를 위한 하향예비력 기준에 관한 규칙개정(안)	상동

Ⅱ. 개정 내용

□  전력거래대금의 외국환 결제를 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 전력거래 대금의 결제는 현재 원화로 이루어지고 있어 결제 수단의 다양성 확보가 필요

□ 원화 이외에 발전사의 주요 결제 수단인 외국환의 전력시장 내 거래 방안 검토 필요

나. 주요 개정내용

□ 전력거래 대금 결제 수단에 외국환 거래 방식을 추가 도입

ㅇ 외국환 결제 신청·결제 프로세스, 외국환 계좌, 별도 결제일 신설

□ 전력시장 내 다양한 결제 수단 도입을 통한 결제 자금의 유동성 확보

ㅇ 원화(₩) 단일 결제 수단에서 원화·외국환 복수 결제 방식 도입

< 외화 거래 도입에 대한 비교표 >

구분	기존	개선
결제 수단	원화 단독 결제	원화·외국환 복수 결제
한전 대금 결제 방법 (한국전력 → 전력거래소)	원화 채권 및 전기요금 수입	원화 및 전기요금 수입 외국환 보유분 및 채권 발행분 등
발전사 지급 방법 (발전사 → 해외 석탄·가스 업체)	원화↔외화 통화 SWAP 후 지급 (선물환 거래)	외국환으로 지급 가능

□ 전력시장 內 외국환 거래 프로세스 운영(안)

ㅇ (1단계) 전력거래소 전력거래시스템 공지 및 발전사 중 희망자 확인

- 신청금액 초과시 우선 순위 : 신청 금액이 큰 신청자를 우선하며, 신청 금액이 동일한 경우 신청이 빠른 순으로 결정한다. 신청자가 없거나, 신청금액이 미달한 경우에는 해당 금액은 원화로 지급

ㅇ (2단계) 발전사 신청 금액 및 지급 요청일자 확인 및 최종 결정

ㅇ (3단계) 청구일에 판매사 → 전력거래소 → 발전사 순으로 당일 외화 거래 시행

ㅇ (4단계) 실제 결제일의 최종 결제 대금 이상 유무 확인 후 통지

< 외국환 거래 단계별 일자(예시) >

[1단계]	[2단계]
D-21 판매사 외국환 지급 요청	D-20 전력거래소 외국환 거래 공지	D-19 ~ D-12 문의사항 접수 및 안내 시행	D-11 발전사 외국환 거래 요청 금액 제출 마감
[2단계]	[3단계]
D-10 외국환 거래 금액 및 대상 알림 및 확정 (전력거래소)	D-9 판매사, 발전사 최종 결정 금액 및 지급 일자 알림	D-8 시장은행 등에 외국환 대금 금액 및 시기 통지	D-7 전력거래시스템 및 대금결제시스템 점검
[3단계]	[4단계]	[5단계]	[6단계]
D-6 외화 계좌 이상 여부 확인	D-5 청구요청일 최종 금액 확인	D-4 청구일 외국환 지급일 (환율 결정)	D-DAY 결제일 외국환 제외분 원화 지급

다. 개정 효과

□ 전력거래 수단의 다양성 확보를 통해 판매사와 발전사의 편익 극대화

ㅇ (판매사) 원화 채권보다 외국환 채권 금리가 낮은 경우, 해당 제도를 통해 안정적 자금 확보 가능

ㅇ (발전사) 외국환 자금이 필요한 경우, 해당 제도를 통해 추가적인 금융 비용 없이 조달 가능

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

채무불이행 정산금 산정 및 지급절차 개선을 위한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자의 채무불이행 관련 대금 및 이자 지급 방식이 명확하지 않아 실제 사례 발생시 회원사 간 혼란 방지를 위한 절차 필요

□ 채무불이행금의 이자 산정 등에 대한 법적 이슈 사항 사전 차단을 위한 명확한 산정방식 마련 필요

나. 주요 개정내용

□ (절차 마련) 채무불이행 정산금과 이자 지급 시기 및 회원사 전달시점 명확화

□ (이자율 계산방식 변경) 모든 시장참여자들에게 더 합리적인 이자율 계산방식 필요

【현행 대비 규칙개정(안) 대비표】

구 분	현 행	개정(안)
제3.1.5조 (연체이자 산정)	o 일반자금 대출시 적용되는 연체이자율	o 연체발생시점의 금융기관 대출평균금리 (한국은행 경제통계시스템 기준) / 국가계약법 기준
제4.2.1.5조 (채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급)	( 신설 )	o 지급 예정일 2일전까지 공문으로 통지 o 회원사에게 입금될 채무불이행 금액과 이자 통지 o 입금(11시 전)과 지급(15시 전)을 당일에 진행
제14.5.1.2조 (채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급)

* (제4.2.1.5조) 발전사업자에 대한 정산, (제14.5.1.2조) 재생E 발전량 예측제도 참여자에 대한 정산

다. 개정 효과

□ (회원사 불편 최소화) 이자 지급 방식의 명확화 통해 회원사 불편 최소화 및 당일 처리를 통한 추가 이자 발생 가능성 차단

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

질권설정 및 실행에 따른 전력거래대금 지급관련 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ (배경) 전력거래대금 채권대상 질권설정 및 질권실행에 따른 대금 지급방식에 대한 기준 마련 필요

ㅇ ’22년 전력거래대금 대상 질권실행 사례* 최초 발생하여 대응방안을 검토하였으며 질권설정·실행 관련 법률자문** 결과 거래대금 지급 방식의 개선점 도출

* 현재 회원사 5700여개 중 질권설정 약 200건이며, ’22년 하반기 질권실행 2건 발생

** 법무법인 지평(’22.8.31, ’23.1.20), 법무법인 정률(’22.12.28)

	< 제23-3차 규칙개정위원회 보류 안건 >
□ 제23-3차 규칙개정위원회(’23.6.9)에서 보류된 안건으로, 보류 사유 해소되어 재상정 ㅇ (보류 사유) 민법 제352조(질권자 동의 없이 질권 소멸 불가)에 따라 실무적으로 질권자 동의받으면 되므로 개정 필요성 낮음 ㅇ (검토 결과) 이해관계자가 다수인 전력거래 특수성을 고려한 명시적 표현 및 별지 ‘질권설정통지서’ 상 지급방식(보류 또는 질권설정자 지급) 선택항목 필요함

□ (문제점) 질권설정 및 실행 통지 시 대금 지급 기준이 명확하지 않고, 법률적 원칙만 고수할 시 회원사 및 채권자의 불편 초래

ㅇ (질권의 대항력 부재) 제3채무자가 질권자 동의 없이 질권설정자에게 지급하는 것은 채권을 소멸시킬 수 없고 질권자에게 대항하지 못함

ㅇ (질권자 권리 침해) 질권설정 상태에서는 질권자 및 질권설정자에게 대금 지급 불가하여 질권자 동의 없이 지급할 시 질권자의 권리 침해

ㅇ (자금경색 가능성) 원칙대로 지급 보류할 시 발전사도 채무변제가 어렵고 질권자도 채권 회수하지 못하는 자금경색 발생

ㅇ (질권실행 후 지급기준 모호) 질권자의 질권 실행 후 대금 지급 주체 및 계속적으로 발생하는 채권에 대한 통지 횟수 기준 모호

나. 주요 개정내용

□ 질권실행 전까지 질권설정자(발전사)에게 거래대금 지급 조항 신설

ㅇ 질권자 동의 후 질권설정자(발전사)에게 거래대금 지급할 수 있도록 개선

ㅇ 별지 제42-3호, 제42-4호 질권설정 통지서에 질권설정 채권의 변제방식 중 “지급보류” 또는 “질권설정자에게 지급” 선택항목 신설

□ 질권실행 통지 후 질권자에게 직접 지급 원칙 및 1회의 통지만으로 거래대금 지급 조항 신설

ㅇ 질권자에게 대금 지급을 원칙으로 하되 필요시 법원 공탁 가능하고 질권자의 최초 1회 통지만으로 지급 가능하도록 근거 조항 마련

【현행 대비 규칙개정(안) 대비표】

구 분	현 행	개정(안)
별표8 (정산·결제절차)	( 신설 )	o 거래소는 질권자의 동의하에 거래대금을 질권설정자 지급 가능(7.11.6.9)
	( 신설 )	o 질권통지가 채권양도 통지 또는 (가)압류명령 보다 먼저 도달한 경우, 질권실행 통지 시 거래대금을 질권자에게 직접 지급. 단 권리관계 불명확시 공탁 가능(7.11.6.10)
	( 신설 )	o 최초 1회의 질권실행 통지만으로 거래소는 피담보채권금액에 이를 때까지의 거래대금을 질권자에게 지급하거나 공탁 가능(7.11.6.11)
별지 (질권설정 통지서)	( 신설 )	o 질권설정 채권의 변제방식 중 지급보류 또는 질권설정자에게 지급 선택 항목

□ 별지 제43-1호, 제43-2호 채권양도/질권설정 해지통지서 별첨(동의서)의 오탈자 정정

구 분	내 용
현 행	채권양수인 또는 질권자 ○○○ (이하 “양도인 등”이라 함)은 한국전력거래소의 회원 ○○○ (이하 “양수인 등”이라 함)이 (중략)
개정(안)	채권양수인 또는 질권자 ○○○ (이하 “양수인 등”이라 함)은 한국전력거래소의 회원 ○○○ (이하 “양도인 등”이라 함)이 (중략)

다. 개정 효과

□ (제3채무자의 대항력 확보) 질권자의 동의하에 질권의 목적 권리를 소멸시키는 것이므로 질권자에 대한 대항력 확보

□ (질권자 권리 보호) 질권자에게 거래대금 지급 방식에 대한 선택권을 부여함으로써 질권자의 권리 보호

【대항력·질권보호 개정 전후 비교】

AS-IS

			전력거래소
						발전사 계좌로 지급 ☞ 질권자에 대한 대항력 부재
			↓	대금 지급	→
거래소에 질권설정통지 시 지급방식 내용 부재 ☞ 질권자 권리 침해			발전사업자 (질권설정자)
	←	대출	↑
			질권자

TO-BE

			전력거래소			<지급 방식> ①선택시, 발전사 계좌 ②선택시, 보류 및 공탁 ③향후 질권 실행시, 질권자 요청계좌 ☞ 대항력 확보
거래소에 질권설정통지 시 ①질권설정자 지급 또는 ②지급보류 중 선택 ☞ 질권자 권리 보호			↓	대금 지급	→
			발전사업자 (질권설정자)
	←	대출	↑
			질권자

□ (자금유동성 확보) 질권설정자에게 지급하도록 질권자가 동의하는 경우 발전사의 원활한 채무변제 및 질권자의 채권회수 가능

□ (기준 명확화) 질권설정 및 질권실행 시 대금 지급 기준 명확화

□ (회원사 착오 방지) 채권양도/질권설정 해지 동의 주체를 명확히 하여 양식 오류로 인한 착오 방지

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

고정출력발전기 기대이익정산금(MAP) 허용오차 변경 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ (현 황) 기대이익정산금은 전력거래소의 지시에 의해 발전계획량 미만으로 발전하였을 때 계획량 대비 발전하지 못한 전력량에 대한 기대이익으로 고정출력발전기*의 경우, 지급되어서는 아니 됨

* 고정출력발전기는 성능시험, 자체시험 등 발전사 사유로 고정출력으로 운전하는 발전기

□ (문제점) 실계통 기반 하루전 전력시장 도입* 이후 고정출력발전기의 저출력(50MW 이하) 구간에서 불필요한 기대이익정산금 발생

* 실계통 기반 하루전시장에서 자기제약(고정출력) 발전기가 가격결정발전계획에 반영되어 기대이익정산금 발생 (이전 : 고정출력발전기 계획량 = 0 → 현재 : 계획량 > 0)

ㅇ (발생사례) 고정출력발전기 입찰량의 1.0%(RAi,t × 0.01)가 현행 최소허용오차 0.5MW 보다 작을 경우 기대이익정산금 발생

【별표2(정산기준) 1. 전력량에 대한 정산 ③기대이익정산금(MAP)】

단, 고정출력발전기로서

Min(발전계획량, 입찰량) - Min(입찰량 × 0.01, 5) ≤ 발전량이면, 기대이익정산금 = 0

(허용오차, ε)

ㅇ (발생원인) 허용오차 기준이 개정*되었으나, 기대이익정산금에는 미반영

* 2015년도 4차 개정으로 허용오차 비율은 유지하되, 최소 0.5MW, 최대 5MW 신설

구 분	이 전	개 정(‘15.9.30)
급전지시 허용오차 변경	허용오차(ε) : GF 또는 AGC운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ±Min(입찰량 × 0.01, 5), 기타발전기는 ±Min(입찰량 × 0.005, 2)를 적용한다.	허용오차(ε) : (중 략) ± (입찰량 × 0.01), 기타발전기는 ± (입찰량 × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다.

□ (개정 필요성) 실계통 기반 하루전 전력시장 도입 이후 고정출력발전기의 기대이익정산금이 발생하고 있어, 이를 방지하기 위해 허용오차의 개정이 필요함

나. 주요 개정내용

□ 기대이익정산금 지급조건의 허용오차를 현행기준으로 변경

ㅇ 현행 변동비보전정산금, 공급가능용량 조정 원칙 등에 사용하는 허용오차 기준을 동일하게 적용하여 기대이익정산금 지급 방지

구 분	별표2(정산기준) I-1. 전력량에 대한 정산 ③기대이익정산금
현 행	Min(발전계획량, 입찰량) - Min(입찰량 × 0.01, 5) ≤ 발전량이면, 기대이익정산금 = 0
개정(안)	Min(발전계획량, 입찰량) - 허용오차(ε)* ≤ 발전량이면, 기대이익정산금 = 0 * (허용오차, ε) GF 또는 AGC 운전 : (입찰량 × 0.01)[㎿], 기타발전기 : (입찰량 × 0.005)[㎿]를 적용한다. 단, 최소는 0.5㎿, 최대는 5㎿를 적용

다. 개정 효과

□ 고정출력발전기 허용오차 현행화로 불필요한 정산금 발생 방지

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

REC 거래시장 참여제한 유예제도 신설(안)

가. 제안취지

□ (현황) REC거래시장 운영규정 위반시 60일간 거래시장 참여제한* 시행

* 공급의무자의 원활한 이행실적 관리 및 안정적인 거래시장 운영을 위한 조치

□ (문제점) 거래시장 참여 제한 기간 중 REC유효기간* 만기시 REC폐기로 인한 불가피한 금전손실**이 발생하여 과도한 규제로 인식

* 신재생에너지 공급인증서 유효기간 : 3년 (신·재생에너지법 제12조의7)

** 최근 5년간 참여 제한 기간 중 5,270REC가 자동 폐기(약 248,045천원 규모)

나. 주요 개정내용

□ 거래시장 참여가 제한된 신재생사업자의 REC유효기간 만기 도래 및 긴급 자금필요 시 거래제한 조치를 20일간 유예하여 REC판매 기회 제공

현행		개정		개정효과
⦁시장참여 제한기간 중 REC유효기간 만기시 자동 폐기 - 회원사 재산상 손실 발생 - 과도한 규제라는 민원 발생		⦁ 시장참여 제한기간 중 사업자의 요청에 따라 참여제한 조치 유예 - 20일간 REC판매기회 제공		⦁ 회원사의 재산권 및 권익 보호 ⦁ 모든 회원사에게 공정한 REC판매기회* 제공 * 3 ~ 6회 거래시장 참여가능

ㅇ 거래시장 참여제한 유예적용 예시

□ (기타) 불필요한 문구 삭제를 통한 규칙 보완

다. 개정 효과

□ 회원사 니즈 파악을 통한 선제적 제도개선을 통한 회원사 만족도 제고

□ 회원사의 권익보호 및 업무상 갑질 사전방지를 통한 공정한 시장운영

ㅇ 규제개선 관련 수혜 회원사 수 : 110,062社* (’22년 12월기준)

* (’19년) 45,277社, (’20년) 68,621社, (’21년) 91,102社, (’22년) 110,062社

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

규칙 정합성 확보를 위한 기 개정내용 관련 연계규정 개정(안)

가. 제안취지

□ 실계통기반 하루전시장 도입에 따라 계통한계가격(SMP) 공개 시간 변경되었으나, 기존 SMP 공개 이후였던 양수계획변경 마감시간이 개정 미반영

ㅇ ‘실계통기반 하루전시장 도입(’22.09.01)을 위한 규칙개정’으로 기존 가격결정발전계획을 폐지하고 실계통여건을 반영한 운영발전계획을 통해 가격결정

- 계통한계가격(SMP) 공개 시간이 변경되었으나, 양수계획 변경입찰 마감시간은 기존 그대로 운영, 現 시장운영규칙 하에서 양수계획 변경입찰할 수 없음

☞ 규칙개정에 연계 반영되지 않아, 양수 입찰 유인을 통한 합리적 가격결정 기회 상실

□ 양수발전기 양수동력 정산 개정(2012.5.31.) 항목 중 ‘양수발전기의 급전지시량’ 산정절차 조항 내 규정 개정 미반영

ㅇ ‘양수발전기의 양수동력 정산 개정’에 따라 양수동력비의 정산단가를 ‘발전시간대 평균MP’에서 거래일의 ‘발전시간대 최저MP’로 개정

- 수식 내 PO → RPO 개념을 함께 도입 중 [별표2. 정산기준 內 12.급전지시량 산정절차> 조항 PO → RPO 수정이 이루어지지 않음

☞ 규칙 개정 필요성에 따라 양수동력정산단가 항목 개정 후 급전지시량에 해당하는 수식의 연계규정 개정 누락으로 정산가격의 왜곡 발생

2012.5.31. 이전	2012.5.31. 이후
12. 급전지시량 산정절차

나. 주요 개정내용

□ 양수계획 입찰 가능하도록 양수계획변경 마감시간(17:30) 변경

ㅇ 규칙의 취지에 맞게 필요시 양수계획입찰 및 양수-발전 편차율 준수

□ 별표12. 급전지시량 산정절차 내 규칙수식 중 정산단가 부분 외 급전지시량 수식의 ‘PO→RPO’로 개정

구 분	현 행	개 선
양수계획 변경입찰 마감시간	16:00	17:30
급전지시량 규칙 내 수식 개정	PO	RPO

다. 개정 효과

□ 현행 전기사업법 및 전력시장 원칙에 부합하도록 개정된 규칙 간 취지와 양수 입찰 유인책 유지 등 정합성 제고

□ 전력시장 정산기준 급전지시량 산정절차 규정을 통일함으로써 전력시장가격 정산 왜곡 요인 해소

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

전력계통 안정성 확보를 위한 하향예비력 기준에 관한 규칙개정(안)

가. 제안취지

□ (현황) 경직성 전원의 발전비중 증가에 따라 국내 전력계통의 공급과잉 이슈 심각

* 제주의 경우 ‘15년부터 공급과잉이 시작되어 출력제어 규모 및 횟수가 증가하고 있고, 육지의 경우 ‘23년 봄부터 본격적인 공급과잉 시작

ㅇ (문제점) 공급과잉시 적정 예비력 확보가 어려우며, 수요예측 오차, 재생E 변동 등에 의해 급격한 주파수 상승 등 계통불안정 상태 발생

□ (필요성) 하향예비력 부족시 계통신뢰도 유지를 위한 관련 용어 정의, 확보량 기준, 확보방안 등 규정화 필요

나. 주요 개정내용

□ (용어 정의) 하향(주파수)예비력 관련 용어 신설

구분		정의
신설	하향예비력	전력수급의 균형을 유지하기 위하여 발전력을 감축하거나 전력수요를 증대할 수 있는 예비력으로 하향주파수예비력을 포함
	하향주파수예비력	하향예비력 중 자동발전제어(AGC) 또는 원격출력제어 운전을 통해 10분 이내 응동하여 30분 이상 유지할 수 있는 예비력

□ (관리방안) 경부하기 하향예비력 확보수준에 따라 관리단계 마련

ㅇ 육지 및 제주계통의 하향예비력 확보기준을 분리 적용하고, 하향예비력 확보 수준에 따라 계통상태를 4단계(정상, 주의, 경계, 심각)로 관리

내용		정상	주의	경계	심각
하향예비력 확보량	육지	2GW 이상	2GW 미만 1.2GW 이상	1.2GW 미만 0.7GW 이상	0.7GW
	제주	50MW 이상	50MW 미만 30MW 이상	30MW 미만 20MW 이상	20MW 미만
	구분	하향예비력		하향주파수예비력

ㅇ 적정 하향예비력 확보는 적정 운영예비력 확보와 달리 경직성 전원을 관리하기 위한 기준으로 활용

□ (확보방안) 발전계획, 발전기 정지계획 등에서 하향예비력 관리체계 마련

ㅇ ➊월간(주간)수급계획은 하향예비력(2GW), ➋하루전계획은 하향주파수예비력(1.2GW), ➌신뢰도계획은 하향(주파수)예비력(2GW/1.2GW)을 반영하여 안정적 계통운영

구분	공급예비력	운영예비력	하향(주파수)예비력
			현행	개선
➊월간(주간)수급계획	10.7GW	-	X	2GW
➋하루전발전계획	-	4.5GW	X	(1.2GW)
➌신뢰도발전계획	-	9.3GW	X	2GW(1.2GW)

□ (급전운영) 실시간 계통운영 및 비상시 적정 하향예비력 확보 조치 시행

다. 개정 효과

□ 하향예비력 확보기준 마련을 통한 경직성 전원 관리체계 구축으로 계통안정성 향상

ㅇ 하향예비력 확보기준 마련을 통해 시장·계통운영의 안정성 및 투명성 제고

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

ㅇ 다만, 하향예비력 확보량 및 기준과 관련하여서는 제288차 전기위원회(’23.9.22.) 심의 이후에 계통평가위원회를 조속히 개최하여 검토한 후 그 결과를 규칙개정위원회에 서면 또는 대면으로 보고키로 함

(붙임) 현행 규칙 및 개정(안) 대비표

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

전력거래대금의 외국환 결제를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

제4장 계량과 정산 및 결제 ∙

제4장	계량과 정산 및 결제

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

제4.3.2조(거래대금 결제) ① (생 략)

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.

⑩ (신 설)

⑪ (신 설)

⑫ (신 설)

⑬ (신 설)

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

각 1호 ~ 6호(생략)

7. (신설)

8. (신설)

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장 참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자

제4장	계량과 정산 및 결제

제3절 결제 및 전력거래전담 금융기관

제4.3.2조(거래대금 결제) ① (생 략)

② 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 및 재생에너지전기공급사업자는 제1항에서 결정된 전력거래 차수별 결제일 1영업일전 15시까지 제4.3.6조 제1항의 규정에 의한 시장참여자 정산계좌에 결제금액을 입금하여야 한다. 단, 전기판매사업자가 외국환으로 결제하는 경우에는 그러하지 아니하다.

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. 단, 전기판매사업자가 외국환으로 결제하는 경우에는 그러하지 아니하다.

⑩ 전기판매사업자가 요청하는 경우 외국환으로 결제할 수 있다. 이 경우 전기판매사업자는 전력거래 수수료를 제외한 전력거래대금의 일부 금액에 대해  해당 거래 차수, 외국환결제 원화 예상금액 등을 결제일 20일 전까지 전력거래소에 공문으로 요청하여야 한다.

⑪ 전력거래소는 제10항의 외국환 결제 요청을 받은 날로부터 5일 이내에 이를 전력거래시스템을 통해 공지하며, 외국환으로 결제를 받고자 하는 발전사업자는 공지일로부터 10일 이내에 원화 신청 금액을 전력거래시스템과 공문으로 전력거래소에 제출한다. 총 신청금액이 전기판매사업자의 외국환 결제 예상금액을 초과하는 경우, 신청금액이 큰 발전사업자부터 우선하여 결정하되 신청금액이 동일한 경우 전력거래시스템상 신청 시간 순으로 결정한다. 단, 결제 예상 외국환에 미달한 금액과 미 신청한 결제 금액에 대해서는 해당 차수 결제일에 원화로 지급한다.

⑫ 외국환 결제일자는 청구일을 원칙으로 한다. 전기판매사업자는 제4.3.6조 제1항 제7호의 외국환 계좌로 요청차수 청구일에 고시된 매매기준환율로 환산한 금액을 청구일의 12시 전까지 입금하며, 전력거래소는 결제계좌에 이체된 금액을 청구일 14시 전까지 발전사업자의 외국환 계좌에 이체하도록 시장은행에 지시해야 한다. 단 각 회원사별 환산한 금액의 10원 이하는 절사한다.

⑬ 전기판매사업자는 외국환 거래 요청 이후 7일 이내에 경제사정의 급격한 변동 등의 사유로 외국환 거래 취소를 요청할 수 있다.

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

각 1호 ~6호(생략)

7. 전력거래소 시장은행 외국환 결제계좌

8. 시장참여자 시장은행 외국환 정산계좌

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
전력거래소 외국환 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장 참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
시장참여자 외국환 정산계좌	별도로 합의된 시장 참여자별 각1개	전력거래소 및 별도로 합의된 시장참여자

외국환 거래 신구 대조표

외국환 거래시 해당 차수의  전력거래 대금 결제는 환율에 따른 부가가치세 이슈로 인해 청구일에 시행

외국환 거래를 위한 계좌 개설

(신 설)

부  칙 (2023. 0. 00.)

제2조(거래대금의 외국환 결제에 대한 경과조치) 본 개정규칙에 따른 외국환 결제는 시스템 개발 기간을 고려하여 2023년 12월 1일부터 시행한다.

개정조항 시행시기 명시

채무불이행 정산금 산정 및 지급절차 개선을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
제3장 전력의 거래 제1절 판매사업자의 전력구매 제3.1.5조(연체이자 산정 및 납부) 판매사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다. 연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일 ② (신 설) 제3.2.2.10조(연체이자 산정 및 납부) 직접구매자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다. 연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일 제3.3.1.7조(채무불이행시 조치) ① (생 략) ② (생 략) 1. (생 략) 2. 채무불이행 발생일로부터 14일 이전까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 제3.4.1조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액을 대상으로 구역전기사업자의 채무불이행금액을 변제하도록 청구하고, 회수액은 제4.3.6조의2의 예비계좌에 입금한다. 단, 연체이자 계산은 제3.2.2.10조에 따른다. <개정 2020.7.8.> 제3.3.1.8조(연체이자 산정 및 납부) 구역전기사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다. 연체이자 = 채무불이행전력거래대금 × 시장은행일반대출연체이자율 × 연체기간 / 365일	제3장 전력의 거래 제1절 판매사업자의 전력구매 제3.1.5조(연체이자 산정 및 납부) ① 판매사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다. 연체이자 = 채무불이행 전력거래대금 × [연체발생시점의 금융기관 대출평균금리(한국은행 경제통계시스템상의 가장 최근에 발표된 예금은행 신규취급액 기준 대출금리를 말한다)] × 연체기간/365일 ② 전력거래소는 채무불이행금과 이자에 대해 회원사에게 통지 후 지급하며, 국고단수계산법에 따라 10원 미만은 절사한다. 제3.2.2.10조(연체이자 산정 및 납부) ① 직접구매자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다. 연체이자 = 채무불이행 전력거래대금 × [연체발생시점의 금융기관 대출평균금리(한국은행 경제통계시스템상의 가장 최근에 발표된 예금은행 신규취급액 기준 대출금리를 말한다)] × 연체기간/365일 ② 전력거래소는 채무불이행금과 이자에 대해 회원사에게 통지 후 지급하며, 국고단수계산법에 따라 10원 미만은 절사한다. 제3.3.1.7조(채무불이행시 조치) ① (생 략) ② (생 략) 1. (생 략) 2. 채무불이행 발생일로부터 14일 이전까지 채무불이행이 해소되지 않았을 경우 전력거래소는 제3.4.1조의 규정에 의하여 제공된 재정보증금액을 대상으로 구역전기사업자의 채무불이행금액을 변제하도록 청구하고, 회수액은 제4.3.6조의2의 예비계좌에 입금한다. 단, 연체이자 계산은 제3.3.1.8조에 따른다. <개정 2020.7.8.> 제3.3.1.8조(연체이자 산정 및 납부) ① 구역전기사업자는 채무불이행에 따른 연체이자를 다음의 식에 의해 산정하여 채무불이행금과 함께 전력거래소에 납부하여야 한다. 연체이자 = 채무불이행 전력거래대금 × [연체발생시점의 금융기관 대출평균금리(한국은행 경제통계시스템상의 가장 최근에 발표된 예금은행 신규취급액 기준 대출금리를 말한다)] × 연체기간/365일 ② 전력거래소는 채무불이행금과 이자에 대해 해당 금액에 대해 회원사에게 통지 후 지급하며, 국고단수계산법에 따라 10원 미만은 절사한다.	이자율 계산 방식 변경 이자율 계산 방식 변경 인용 조문 오타 수정 이자율 계산 방식 변경
제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정 산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제4.2.1.5조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① (생 략) ② (생 략) (신 설)	제4장 계량과 정산 및 결제 제2절 정 산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제4.2.1.5조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① (생 략) ② (생 략) ③ 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 채무불이행 거래대금과 지연이자를 지급하고자 할 때, 이를 지급 예정일 2영업일 전까지 공문으로 전력거래소에 통지하여야 하고, 전력거래소는 채무불이행 거래대금과 지연이자 지급을 위해 다음 각호의 조치를 이행하여야 한다. 1. 제3.1.5조, 제3.2.2.10조, 제3.3.1.8조에 따른 지급 예정 일자까지의 이자 비용을 산정하여 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 통지한다. 2. 발전사업자에게 채무불이행 금액과 이자 금액의 지급 예정 일자를 전력거래시스템과 등록된 문자메시지로 통지한다. 3. 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 지급 예정일의 11시까지 채무불이행 금액 및 이자를 입금 요청을 하며, 입금이 되지 않을 경우 발전사업자에게 이를 통지한다. 4. 전력거래소는 결제계좌에 이체된 금액이 지급 예정일 15시까지 발전사업자 정산계좌에 이체되도록 시장은행에 지시한다.	채무불이행 정산금 및 이자지급 절차 개선
제14장 재생에너지 발전량 예측제도 제14장 재생에너지 발전량 예측제도 ∙ 제5절 정산 제1관 예측제도 참여자에 대한 정산 제14.5.1.2조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① (생 략) ② (생 략) (신 설)	제14장 재생에너지 발전량 예측제도 제5절 정산 제1관 예측제도 참여자에 대한 정산 제14.5.1.2조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) ① (생 략) ② (생 략) ③ 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자가 채무불이행 거래대금과 지연이자를 지급하고자 할 때, 이를 지급 예정일 2영업일 전까지 공문으로 전력거래소에 통지하여야 하고, 전력거래소는 채무불이행 거래대금과 지연이자 지급을 위해 다음 각호의 조치를 이행하여야 한다. 1. 제조에 따른 지급 예정 일자까지의 이자 비용을 산정하여 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 통지한다. 2. 예측제도 참여자에게 채무불이행 금액과 이자 금액의 지급 예정 일자를 전력거래시스템과 등록된 문자메시지로 통지한다. 3. 판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자에게 지급 예정일의 11시까지 채무불이행 금액 및 이자를 입금 요청을 하며 입금이 되지 않을 경우, 예측제도 참여자에게 이를 통지한다. 4. 전력거래소는 결제계좌에 이체된 금액이 지급 예정일 15시까지 예측제도 참여자 정산계좌에 이체되도록 시장은행에 지시한다.	채무불이행 정산금 및 이자지급 절차 개선

질권설정 및 실행에 따른 전력거래대금 지급관련 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표 8] 정산 및 결제 절차 7.11.6 전력거래대금의 채권양도 및 압류․가압류 7.11.6.1 전력거래 대금채권은 제3자에게 양도하거나 질권, 채권양도담보 등을 설정하여 담보로 제공할 수 없다. 다만, 다음 각 호의 채권양도 또는 질권설정에 한하여 7.11.6.2. 내지 7.11.6.10.에 따라 그 효력을 인정한다. - - - - 중간 생략 - - - - (신 설) (신 설)	[별표 8] 정산 및 결제 절차 7.11.6 전력거래대금의 채권양도 및 압류․가압류 7.11.6.1 전력거래 대금채권은 제3자에게 양도하거나 질권, 채권양도담보 등을 설정하여 담보로 제공할 수 없다. 다만, 다음 각 호의 채권양도 또는 질권설정에 한하여 7.11.6.2. 내지 7.11.6.13.에 따라 그 효력을 인정한다. - - - - 중간 생략 - - - - 7.11.6.9 전력거래소는 질권실행 통지가 도달하기 전까지 질권자의 동의 하에 전력거래대금을 질권설정자에게 지급할 수 있다. 7.11.6.10 질권설정 통지가 제3자의 채권양도 통지 또는 (가)압류명령 보다 가장 먼저 도달한 경우, 전력거래소는 그 질권자의 질권실행 통지가 도달한 때 전력거래대금을 질권자에게 직접 지급함을 원칙으로 한다. 단, 여러 채권자 간 권리관계가 불명확한 경우 등 필요시 법원에 공탁할 수 있다.	조항이 증가함에 따라 인용조문 변경 질권실행 통지 도달 전까지 질권설정자(발전사)에게 대금 지급 근거 마련 질권실행 통지 시 채권 경합 등에 따른 대금지급 기준 명확화

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
(신 설) 7.11.6.9 결제일을 경과하여 공탁하거나 지급하는 경우에는 결제일 이후부터 발생하는 이자를 지급한다. 다만, 1,000원이하의 이자는 지급하지 아니한다. 7.11.6.10 채권경합시의 판단기준 및 본 규정에서 정하지 않은 세부사항은 관련 법령, 규칙 및 거래소 자체규정에 따른다.	7.11.6.11 질권자의 질권실행 통지시 일부 실행임을 별도로 명시하지 않은 경우, 전력거래소는 최초 1회의 질권실행 통지만으로 피담보채권금액에 이를 때까지의 전력거래대금을 질권자에게 지급하거나 공탁할 수 있다. 7.11.6.12. <좌동> 7.11.6.13. <좌동>	질권실행 1회 통지만으로 피담보채권금액까지 대금 지급 가능하도록 근거 마련 조항 이동 조항 이동
(신 설)	부 칙 (2023. 0. 00.) 제2조(사후조치) 전력거래소는 별표8 7.11.6.9의 개정규정 시행 전에 설정사실이 통지된 질권에 관하여는 개정규정 시행 후 6개월 이내에 질권자로부터 질권설정 채권의 변제방식을 선택하는 확인서를 수취한다.	개정조항 미적용 질권 대상 사후조치

[별지 제42-3호서식]의 개정안

질권설정 통지서

[질권자가 1인(1법인)인 경우]

수    신 : 한국전력거래소 결제담당자

발    신 : _________________________ (☐ 질권설정자(회원사) / ☐ 질권자)

우편발신인을 기재하고, 해당 사항에 체크(☑)하시기 바랍니다.

질권설정자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

질권자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

귀 소의 무궁한 발전을 기원합니다.

2. 귀 소의 회원 ○○○(이하 “질권설정자”라 함)은/는 ○○○○년 ○○월 ○○일(이하 “계약체결일”이라 함) 귀 소에 대하여 가지는 아래 채권을 전력시장운영규칙 제4.3.2조 제4항, [별표8]에 따라 ○○○(이하 “질권자”라 함)을/를 위해 질권을 설정하였습니다.

질권설정자(회원사)의 회원사명을 기재하시기 바랍니다.

질권설정 계약체결일을 기재하시기 바랍니다.

질권자의 성명 또는 법인명을 기재하시기 바랍니다.

- 아   래 -

질권설정할 채권의 범위
해당 발전기(모두 기재)
질권설정할 채권 (신설) (복수 해당하는 경우 중복 선택 가능)	☐ 전력거래대금 ☐ 발전차액지원금 ☐ 기타( )
질권설정 금액
(신설) 질권설정 채권의 변제방식 질권실행 통지서가 도달하기 전까지의 변제방식을 의미하며, 한가지만 선택 가능합니다. (복수 선택 불가함, 1개만 선택 가능)	☐ 지급보류(공탁 포함) ☐ 질권설정자

3. 이에 (☐ 질권설정자 / ☐ 질권설정자로부터 위임받은 질권자)는 전력시장운영규칙 [별표8]에 따라 귀 소에 질권설정 사실을 통지합니다.

(신설) 4. 2항의 질권설정 채권의 변제방식 중 지급보류를 선택(☑ 지급보류(공탁 포함))한 경우, 질권설정자 및 질권자는 전력거래소가 질권자의 질권실행 통지가 도달하기 전까지 전력거래대금을 보관 또는 공탁하는 것에 동의합니다.

(신설) 5. 2항의 질권설정 채권의 변제방식 중 질권설정자를 선택(☑ 질권설정자)한 경우, 질권설정자 및 질권자는 전력거래소가 전력시장운영규칙 [별표8] 7.11.6.9에 따라 질권자의 질권실행 통지가 도달하기 전까지 전력거래대금을 질권설정자에게 지급하는 것에 동의합니다.

(신설) 6. 질권설정자 및 질권자는 전력거래소가 전력시장운영규칙 [별표8] 7.11.6.11에 따라 질권자의 최초 1회의 질권실행 통지만으로 피담보채권금액에 이를 때까지 질권자에게 전력거래대금을 지급하거나 법원에 공탁할 수 있음을 확인합니다.

(항이동) 7. 질권설정자 및 질권자는 본 질권설정의 효력이 질권설정 통지 도달일로부터 전력시장운영규칙 [별표8] 7.11.6.5 각 호가 정하는 사유가 발생할 때까지 유효함을 확인합니다.

(항이동 및 수정) 8. 질권설정자 및 질권자는 귀 소가 본 질권설정 통지에 따라  전력거래소가 전력시장운영규칙 등에 따라 시행한 정산 및 결제를 유효한 채무변제로 인정하며, 이에 대하여 어떠한 법률상 이의도 제기하지 않겠습니다.

(항이동) 9. 질권설정자 및 질권자는 본 질권설정과 경합하는 여타 권리관계가 발생하는 경우 전력시장운영규칙 및 귀 소의 내부규정에 따르고, 이에 대하여 어떠한 법률상 이의도 제기하지 않겠습니다.

붙임 :	1. 질권설정자의 법인(또는 개인)인감증명서 원본 1부 질권설정 통지서에 날인한 인감과 다를 경우 사용인감계를 별도로 제출하시기 바랍니다. 2. 질권자의 법인(또는 개인)인감증명서 원본 1부 질권설정 통지서에 날인한 인감과 다를 경우 사용인감계를 별도로 제출하시기 바랍니다. 3. 질권설정자의 사업자등록증 1부 4. 질권자의 사업자등록증 1부 질권자가 사업자가 아닌 경우 제출하실 필요 없습니다. 5. 질권설정 통지 위임장(별첨 양식 참조) 1부 우편발신인이 질권설정자(회원사)일 경우 제출하실 필요 없습니다.

○○○○년 ○○월 ○○일

제출일(우편 발송일)을 기재하시기 바랍니다.

질권설정자(회원사)	회원사명 대표자 주소	(인) 인감도장 날인
질권자	법인명(성명) 대표자 주소	(인) 인감도장 날인

[별지 제42-4호서식]의 개정(안)]

질권설정 통지서

[질권자가 다수이거나 신탁사인 경우]

수    신 : 한국전력거래소 결제담당자

발    신 : _________________________

(☐ 질권설정자(회원사) / ☐ 질권자의 대표 또는 신탁사)

우편발신인을 기재하고, 해당 사항에 체크(☑)하시기 바랍니다.

질권설정자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

질권자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

귀 소의 무궁한 발전을 기원합니다.

(수정) 2. 귀 소의 회원 ○○○(이하 “질권설정자”라 함)은/는 ○○○○년 ○○월 ○○일(이하 “계약체결일”이라 함) 귀 소에 대하여 가지는 아래 채권을 전력시장운영규칙 제4.3.2조 제4항, [별표8]에 따라 4항의 7항의 목록에 기재된 질권자들(이하 “질권자”)를 위해 질권을 설정하였습니다.

질권설정자(회원사)의 회원사명을 기재하시기 바랍니다.

질권설정 계약체결일을 기재하시기 바랍니다.

- 아   래 -

질권설정할 채권의 범위
해당 발전기(모두 기재)
질권설정할 채권 (신설) (복수 해당하는 경우 중복 선택 가능)	☐ 전력거래대금 ☐ 발전차액지원금 ☐ 기타( )
질권설정 금액
(신설) 질권설정 채권의 변제방식 질권실행 통지서가 도달하기 전까지의 변제방식을 의미하며, 한가지만 선택 가능합니다. (복수 선택 불가함, 1개만 선택 가능)	☐ 지급보류(공탁 포함) ☐ 질권설정자

3. 이에 (☐ 질권설정자 / ☐ 질권설정자로부터 위임받은 질권자의 대표자 또는 신탁사)는 전력시장운영규칙 [별표8]에 따라 귀 소에 질권설정 사실을 통지합니다.

(신설) 4. 2항의 질권설정 채권의 변제방식 중 지급보류를 선택(☑ 지급보류(공탁 포함))한 경우, 질권설정자 및 질권자는 전력거래소가 질권자의 질권실행 통지가 도달하기 전까지 전력거래대금을 보관 또는 공탁하는 것에 동의합니다.

(신설) 5. 2항의 질권설정 채권의 변제방식 중 질권설정자를 선택(☑ 질권설정자)한 경우, 질권설정자 및 질권자는 전력거래소가 전력시장운영규칙 [별표8] 7.11.6.9에 따라 질권자의 질권실행 통지가 도달하기 전까지 전력거래대금을 질권설정자에게 지급하는 것에 동의합니다.

(신설) 6. 질권설정자 및 질권자는 전력거래소가 전력시장운영규칙 [별표8] 7.11.6.11에 따라 질권자의 최초 1회의 질권실행 통지만으로 피담보채권금액에 이를 때까지 질권자에게 전력거래대금을 지급하거나 법원에 공탁할 수 있음을 확인합니다.

(항이동) 4  7. 질권자들은 아래와 같은 질권자의 (☐ 대표자 ☐ 신탁사)에게 본 질권설정과 관련한 모든 권한(질권설정 통지, 전력거래대금 채권의 지급청구·수령, 질권설정 해지통지 등)을 위임합니다.

아   래 -

질권자의 (☐ 대표자 ☐ 신탁사)
질권자 또는 대주 목록 (질권자의 대표자 또는 신탁사 포함)	①
	②
	③
	④
	⑤
	⑥

(항이동) 5  8. 질권설정자 및 질권자는 본 질권설정의 효력이 질권설정 통지 도달일로부터 전력시장운영규칙 [별표8] 7.11.6.5 각 호가 정하는 사유가 발생할 때까지 유효함을 확인합니다.

(항이동 및 수정) 6  9. 질권설정자 및 질권자는  귀 소가 본 질권설정 통지에 따라 전력거래소가 전력시장운영규칙 등에 따라 시행한 정산 및 결제를 유효한 채무변제로 인정하며, 이에 대하여 어떠한 법률상 이의도 제기하지 않겠습니다.

(항이동) 7  10. 질권설정자 및 질권자는 본 질권설정과 경합하는 여타 권리관계가 발생하는 경우 전력시장운영규칙 및 귀 소의 내부규정에 따르고, 이에 대하여 어떠한 법률상 이의도 제기하지 않겠습니다.

붙임 :	질권자의 대표자에 대한 위임장 또는 신탁계약서 각 1부 (질권자 또는 대주들의 각 인감 날인본) 질권설정자의 법인(또는 개인)인감증명서 원본 1부 질권설정 통지서에 날인한 인감과 다를 경우 사용인감계를 별도로 제출하시기 바랍니다. 각 질권자의 법인(또는 개인)인감증명서 원본 각 1부 질권설정 통지서에 날인한 인감과 다를 경우 사용인감계를 별도로 제출하시기 바랍니다. 질권설정자의 사업자등록증 1부 각 질권자의 사업자등록증 각 1부 질권자가 사업자가 아닌 경우 제출하실 필요 없습니다. 질권설정 통지 위임장(별첨 양식 참조) 1부 우편발신인이 질권설정자(회원사)일 경우 제출하실 필요 없습니다.

○○○○년 ○○월 ○○일

제출일(우편 발송일)을 기재하시기 바랍니다.

질권설정자(회원사)	회원사명 대표자 주소	(인) 인감도장 날인
질권자의 대표자 또는 신탁사	법인명(성명) 대표자 주소	(인) 인감도장 날인

[별지 제43-1호서식]의 개정안

채권양도/질권설정 해지통지서

[양수인 또는 질권자가 1인(1법인)인 경우]

수    신 : 한국전력거래소 결제담당자

발    신 : _________________________

(☐ 채권양도인 또는 질권설정자(회원사) / ☐ 채권양수인 또는 질권자)

우편발신인을 기재하고, 해당 사항에 체크(☑)하시기 바랍니다.

채권양수인/질권자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

채권양도인/질권설정자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

귀 소의 무궁한 발전을 기원합니다.

2. 채권양수인 또는 질권자 ○○○(이하 “양수인 등”이라 함)은 귀 소의 회원 ○○○(이하 “양도인 등”이라 함)이 귀 소에 대하여 가지는 아래 채권을 전력시장운영규칙 제4.3.2조 제4항, [별표8]에 따라 양수인 등에게 양도 또는 질권을 설정하였습니다.

채권양수인 또는 질권자의 성명 또는 법인명을 기재하시기 바랍니다.

채권양도인 또는 질권설정자(회원사)의 회원사명을 기재하시기 바랍니다.

아   래 -

양도(질권설정)한 채권의 범위
해당 발전기(모두 기재)
양도(질권설정)한 채권	☐ 전력거래대금 ☐ 발전차액지원금 ☐ 기타( )

3. 2.의 채권양도 또는 질권설정 계약이 ○○○○년 ○○월 ○○일 해지됨에 따라 전력시장운영규칙 [별표8] 따라 (☐ 양수인 등 / ☐ 양도인 등)은 귀 소에 채권양도 또는 질권설정 해지 사실을 통지합니다.

채권양도 또는 질권설정 계약해지(종료)일을 기재하시기 바랍니다.

4. 양수인 등은 2.의 채권양도 또는 질권설정 사실을 통지함으로써 양수인 등이 보유했던 모든 권한을 본 해지통지서 도달일로부터 회원사에 반환합니다.

붙임 :	양수인 등의 법인(또는 개인)인감증명서 원본 1부 채권양도/질권설정 해지통지서에 날인한 인감과 다를 경우 사용인감계를 별도로 제출하시기 바랍니다. 양수인 등의 사업자등록증 1부 채권양수인 또는 질권자가 사업자가 아닐 경우 제출하실 필요 없습니다. 채권양도/질권설정 해지 동의서(별첨 양식 참조) 1부 우편발신인이 채권양수인 또는 질권자일 경우 제출하실 필요 없습니다.

○○○○년 ○○월 ○○일

제출일(우편 발송일)을 기재하시기 바랍니다.

채권양도인 또는 질권설정자	회원사명 대표자 주소	(인) 인감도장 날인
채권양수인 또는 질권자	법인명(성명) 대표자 주소	(인) 인감도장 날인

< 채권양도/질권설정 해지통지서 별첨 >

채권양도/질권설정 해지 동의서

(수정) 채권양수인 또는 질권자 ○○○(이하 “양도인 양수인 등”이라 함)은 한국전력거래소의 회원 ○○○(이하 “양수인 양도인 등”이라 함)이 귀 소에 대해 가지는 채권에 대해 체결한 채권양도 또는 질권설정 계약을 ○○○○년 ○○월 ○○일 해지하였습니다. 이와 관련하여, 채권양도 또는 질권설정을 통지함으로써 양수인 등이 보유했던 모든 권한을 양도인 등에게 반환함을 동의합니다.

채권양수인 또는 질권자의 성명 또는 법인명을 기재하시기 바랍니다.

채권양도인 또는 질권설정자(회원사)의 회원사명을 기재하시기 바랍니다.

채권양도 또는 질권설정 계약해지(종료)일을 기재하시기 바랍니다.

○○○○년 ○○월 ○○일

제출일(우편 발송일)을 기재하시기 바랍니다.

채권양수인 또는 질권자	법인명(성명) (인) 인감도장 날인 대 표 자 주 소

[별지 제43-2호서식]의 개정안

채권양도/질권설정 해지통지서

[양수인 또는 질권자가 다수인 경우]

수    신 : 한국전력거래소 결제담당자

발    신 : _________________________

(☐ 채권양도인 또는 질권설정자(회원사) / ☐ 채권양수인 또는 질권자)

우편발신인을 기재하고, 해당 사항에 체크(☑)하시기 바랍니다.

채권양수인/질권자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

채권양도인/질권설정자 연락처 : _____ - _____ - _____ (회사내 연락처 기입)

귀 소의 무궁한 발전을 기원합니다.

2. 채권양수인 또는 질권자의 (☐ 대표자 / ☐ 신탁사) ○○○(이하 “양수인 등”이라 함)은 귀 소의 회원 ○○○(이하 “양도인 등”이라 함)이 귀 소에 대하여 가지는 아래 채권을 전력시장운영규칙 제4.3.2조 제4항, [별표8]에 따라 양수인 등에게 양도 또는 질권을 설정하였습니다.

채권양수인 또는 질권자의 대표자(신탁사)의 성명 또는 법인명을 기재하시기 바랍니다.

채권양도인 또는 질권설정자(회원사)의 회원사명을 기재하시기 바랍니다.

아   래 -

양도(질권설정)한 채권의 범위
해당 발전기(모두 기재)
양도(질권설정)한 채권	☐ 전력거래대금 ☐ 발전차액지원금 ☐ 기타( )

3. 2.의 채권양도 또는 질권설정 계약이 ○○○○년 ○○월 ○○일 해지됨에 따라 전력시장운영규칙 [별표8] 따라 (☐ 양수인 등 / ☐ 양도인 등)은 귀 소에 채권양도 또는 질권설정 해지 사실을 통지합니다.

채권양도 또는 질권설정 계약해지(종료)일을 기재하시기 바랍니다.

4. 양수인 등은 2.의 채권양도 또는 질권설정 사실을 통지함으로써 양수인 등이 보유했던 모든 권한을 본 해지통지서 도달일로부터 회원사에 반환합니다.

붙임 :	양수인 또는 질권자의 대표자에 대한 위임장 각 1부 각 양수인 또는 질권자의 법인(또는 개인)인감증명서 원본 각 1부 채권양도/질권설정 해지통지서에 날인한 인감과 다를 경우 사용인감계를 별도로 제출하시기 바랍니다. 각 양수인 또는 질권자의 사업자등록증 1부 채권양수인 또는 질권자가 사업자가 아닐 경우 제출하실 필요 없습니다. 채권양도/질권설정 해지 동의서(별첨 양식 참조) 1부 우편발신인이 채권양수인 또는 질권자일 경우 제출하실 필요 없습니다.

○○○○년 ○○월 ○○일

제출일(우편 발송일)을 기재하시기 바랍니다.

채권양도인 또는 질권설정자	회원사명 대표자 주소	(인) 인감도장 날인
채권양수인 또는 질권자의 대표자 또는 신탁사	법인명(성명) 대표자 주소	(인) 인감도장 날인

< 채권양도/질권설정 해지통지서 별첨 >

채권양도/질권설정 해지 동의서

(수정) 채권양수인 또는 질권자의 대표자(신탁사) ○○○(이하 “양도인 양수인 등”이라 함)은 한국전력거래소의 회원 ○○○(이하 “양수인 양도인 등”이라 함)이 귀 소에 대해 가지는 채권에 대해 체결한 채권양도 또는 질권설정 계약을 ○○○○년 ○○월 ○○일 해지하였습니다. 이와 관련하여, 채권양도 또는 질권설정을 통지함으로써 양수인 등이 보유했던 모든 권한을 양도인 등에게 반환함을 동의합니다.

채권양수인 또는 질권자의 성명 또는 법인명을 기재하시기 바랍니다.

채권양도인 또는 질권설정자(회원사)의 회원사명을 기재하시기 바랍니다.

채권양도 또는 질권설정 계약해지(종료)일을 기재하시기 바랍니다.

○○○○년 ○○월 ○○일

제출일(우편 발송일)을 기재하시기 바랍니다.

채권양수인 또는 질권자의 대표자 또는 신탁사	법인명(성명) (인) 인감도장 날인 대 표 자 주 소

고정출력발전기 기대이익정산금(MAP) 허용오차 변경 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 (중 략) 단, 고정출력발전기로서 Min(DAOSi,t, RAi,t) - Min(RAi,t × 0.01, 5) ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0 (이하 생략)	[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 (중 략) 단, 고정출력발전기로서 Min(DAOSi,t, RAi,t) - ε ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0 <개정 2023.00.00> 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다.<개정 2023.00.00> (이하 생략)	고정출력발전기의 기대이익정산금 산식에 적용하는 허용기준 현행화 허용오차 기준 정의

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 (중 략) 단, 고정출력발전기로서 Min(DAOSi,t, RAi,t) - Min(RAi,t × 0.01, 5) ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0 (이하 생략)	[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 (중 략) 단, 고정출력발전기로서 Min(DAOSi,t, RAi,t) - ε ≤ MGOi,t이면, MAPi,t = 0 <개정 2023.00.00> 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00> (이하 생략)	<다조합 복합발전기 정산> ’23.11월 시행 예정 고정출력발전기의 기대이익정산금 산식에 적용하는 허용기준 현행화 허용오차 기준 정의

□ 정산 규칙 내 허용오차 정의 변경 (변동비보전정산금)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ② 계통운영에 따른 변동비보전정산금 <개정 2021.1.1.> - 전력거래소가 발전사업자의 입찰최소발전량을 초과하여 급전한 발전량에 대하여 전력량정산금으로 변동비를 회수할 수 없는 경우에는 전력량정산금과 변동비 차액을 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 변동비는 GT모드의 변동비를 적용한다. (중 략) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ± (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 ± (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다.	[별표2] 정산기준 I. 발전사업 자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ② 계통운영에 따른 변동비보전정산금 <개정 2021.1.1> - 전력거래소가 발전사업자의 입찰최소발전량을 초과하여 급전한 발전량에 대하여 전력량정산금으로 변동비를 회수할 수 없는 경우에는 전력량정산금과 변동비 차액을 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 변동비는 GT모드의 변동비를 적용한다. (중 략) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00>	변동비보전정산금(SMWP) 허용오차 정의 변경 ※ 오해석 방지를 위해 정산에 사용하는 모든 허용오차 정의에서 음수 부호 삭제

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량에 대하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다. 즉, MEGWi,t = 0 이면, HMWPi,t = 0 (중 략) MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각 거래 시간별 발전 전력량(MWh) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ± (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 ± (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다. (이하 생략)	- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량에 대하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다. 즉, MEGWi,t = 0 이면, HMWPi,t = 0 (중 략) MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각 거래 시간별 발전 전력량(MWh) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00> (이하 생략)	변동비보전정산금(HMWP) 허용오차 정의 변경 ※ 오해석 방지를 위해 정산에 사용하는 모든 허용오차 정의에서 음수 부호 삭제

□ 정산 규칙 내 허용오차 정의 변경 (변동비보전정산금, 다조합 복합발전기 정산)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ② 계통운영에 따른 변동비보전정산금 <개정 2021.1.1.> - 전력거래소가 발전사업자의 입찰최소발전량을 초과하여 급전한 발전량에 대하여 전력량정산금으로 변동비를 회수할 수 없는 경우에는 전력량정산금과 변동비 차액을 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 변동비는 GT모드의 변동비를 적용한다. (중 략) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ± (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 ± (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다.	[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 1. 전력량 등에 대한 정산 가. 일반발전기 ② 계통운영에 따른 변동비보전정산금 <개정 2021.1.1> - 전력거래소가 발전사업자의 입찰최소발전량을 초과하여 급전한 발전량에 대하여 전력량정산금으로 변동비를 회수할 수 없는 경우에는 전력량정산금과 변동비 차액을 정산한다. 단, CC모드로 입찰한 복합발전기가 급전지시에 의해 GT모드로 운전한 경우에는 해당 발전기의 변동비는 GT모드의 변동비를 적용한다. (중 략) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00>	<다조합 복합발전기 정산> ’23.11월 시행 예정 변동비보전정산금(SMWP) 허용오차 정의 변경 ※ 오해석 방지를 위해 정산에 사용하는 모든 허용오차 정의에서 음수 부호 삭제

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량에 대하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다. 즉, MEGWi,t = 0 이면, HMWPi,t = 0 (중 략) MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각 거래 시간별 발전 전력량(MWh) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ± (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 ± (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다. (이하 생략)	- 열제약운전발전기의 전력량정산금과 변동비의 차액은 열전비를 고려하여 계산하되, 열전비를 고려하여 계산한 무부하비를 초과할 수 없다. 다만, 열제약운전량에 대하여 무부하비를 아래와 같이 추가 정산한다. 즉, MEGWi,t = 0 이면, HMWPi,t = 0 (중 략) MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각 거래 시간별 발전 전력량(MWh) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00> (이하 생략)	<다조합 복합발전기 정산> ’23.11월 시행 예정 열제약운전계획량에 대한 변동비보전 정산금(HMWP) 변동비보전정산금(HMWP) 허용오차 정의 변경 ※ 오해석 방지를 위해 정산에 사용하는 모든 허용오차 정의에서 음수 부호 삭제

□ 정산 규칙 내 허용오차 정의 변경 (공급가능용량의 조정 원칙)

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 12. 기타 정산 다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙 5) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 ① 급전지시량에 미달하여 발전하는 경우 발전기가 전력거래소 지시가 아닌 발전회사 사유로 급전지시량에 미달되게 발전하고도 적정한 변경입찰을 하지 않은 경우 공급가능용량을 아래와 같이 조정한다. (중 략) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ± (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 ± (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다.	[별표2] 정산기준 I. 발전사업자에 대한 정산 12. 기타 정산 다. 발전사업자 사유로 인한 공급가능용량 조정 원칙 5) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 ① 급전지시량에 미달하여 발전하는 경우 발전기가 전력거래소 지시가 아닌 발전회사 사유로 급전지시량에 미달되게 발전하고도 적정한 변경입찰을 하지 않은 경우 공급가능용량을 아래와 같이 조정한다. (중 략) 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00>	공급가능용량의 조정 원칙 (①급전지시 미이행) 허용오차 정의 변경 ※ 오해석 방지를 위해 정산에 사용하는 모든 허용오차 정의에서 음수 부호 삭제

현 행	개 정 (안)	개 정 사 유
② 급전지시량을 초과하여 발전한 경우 전력거래소의 지시에 의하지 않고 발전회사 자체사유로 급전지시량을 초과하여 발전한 경우 변경 공급가능용량(RAi,t)을 아래와 같이 조정된 값을 적용한다. (중 략) 여기서, EOSOi,t는 전력거래소가 급전지시한 발전전력량으로 EOSOi,t는 12.아.2)에 의해 산정된 급전지시량을 적용한다. 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 ± (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 ± (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 ±0.5㎿, 최대허용오차는 ±5㎿를 적용한다. (이하 생략)	② 급전지시량을 초과하여 발전한 경우 전력거래소의 지시에 의하지 않고 발전회사 자체사유로 급전지시량을 초과하여 발전한 경우 변경 공급가능용량(RAi,t)을 아래와 같이 조정된 값을 적용한다. (중 략) 여기서, EOSOi,t는 전력거래소가 급전지시한 발전전력량으로 EOSOi,t는 12.아.2)에 의해 산정된 급전지시량을 적용한다. 허용오차(ε) : 제2.3.2조 1항의 주파수추종 또는 자동발전제어운전신고 후 실제 운전한 발전기에 대해서는 (RAi,t × 0.01), 기타발전기는 (RAi,t × 0.005)를 적용한다. 단, 최소허용오차는 0.5㎿, 최대허용오차는 5㎿를 적용한다. <개정 2023.00.00> (이하 생략)	공급가능용량의 조정 원칙(②급전지시 초과) 허용오차 정의 변경 ※ 오해석 방지를 위해 정산에 사용하는 모든 허용오차 정의에서 음수 부호 삭제

REC 거래시장 참여제한 유예제도 신설(안)

현  행

개 정 (안)

개 정 사 유

[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차

<신설>

[별표25] 공급인증서 거래시장 운영, 정산 및 결제 절차

6.4.3.5 6.2.3.3 및 6.4.3.3의 거래시장 참여 제한 기간 중 사업자는 1회에 한해 유예신청을 할 수 있으며, 전력거래소는 해당 유예 신청일 다음날 부터 20일 동안(이하 “유예기간”) 거래시장 참여 제한을 유예할 수 있다.

6.4.3.6 6.4.3.5의 유예기간 중 거래시장 참여제한 사유가 발생 할 경우 6.4.3.5의 남은 제한기간에 60일을 가산하여 거래시장 참여제한 기간을 연장 할 수 있다. 단, 거래시장 참여 제한기간은 120일을 초과할 수 없다.

- 거래시장 참여제한 유예제도 신설

<신설>

부칙 (2023.00.00)

제0조(REC거래시장 참여제한 유예에 관한 경과조치) 별표25의 6.4.3.5 및 6.4.3.6 개정사항은 관련 시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 3개월 이내에 신재생 원스톱 사업정보 포털에 공지하는 날로부터 시행한다.

- 시스템 보완 및 개발기간을 위해 제도시행 연기

[별표1] 기호 및 변수의 정의

UPFPi,c,t	고정가격계약 계약단가 (Unit Price of the Fixed Price Contract)	원/MWh	「신·재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리·운영지침」제3조 제22호에 따라 고정가격계약을 체결하여 계약서에 명시된 계약단가(c는 계약번호(발전기코드) 구분 표시기로 고정가격계약별로 각각 적용)

[별표1] 기호 및 변수의 정의

UPFPi,c,t	고정가격계약 계약단가 (Unit Price of the Fixed Price Contract)	원/MWh	「신·재생에너지 공급의무화제도 및 연료 혼합의무화제도 관리·운영지침」제3조 제22호에 따라 고정가격계약을 체결하여 계약서에 명시된 계약단가(c는 계약번호(발전기코드) 구분 표시기로 고정가격계약별로 각각 적용)

- 계약단가는 계약번호로 구분 가능하므로 발전기 코드 삭제

규칙 정합성 확보를 위한 기 개정내용 관련 연계규정 개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제5장 전력계통 운영 <중 략> 제5.7.1조(양수운영계획의 수립) ➀ 양수발전기를 보유한 발전사업자가 양수계획을 변경할 경우에는 거래일 전일 16:00까지 별표 4에 따라 양수계획서를 제출한다. ② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 제출된 양수계획을 고려하여 양수계획을 수립하고, 거래일 전일 18:00까지 해당 발전사업자에게 통지하여야 한다. 제5.7.2조(양수운영계획 변경 및 통지) ➀ 양수발전기를 보유한 발전사업자는 거래일 전일 16:00이후에는 양수계획을 변경할 수 없다. 다만, 설비의 중대고장이 발생하거나 시운전 양수발전기의 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2005.10.10.> ② < 중략 >	제5장 전력계통 운영 <중 략> 제5.7.1조(양수운영계획의 수립) ➀ 양수발전기를 보유한 발전사업자가 양수계획을 변경할 경우에는 거래일 전일 17:30까지 별표 4에 따라 양수계획서를 제출한다. ② 전력거래소는 제1항의 규정에 의하여 제출된 양수계획을 고려하여 양수계획을 수립하고, 거래일 전일 18:00까지 해당 발전사업자에게 통지하여야 한다. 제5.7.2조(양수운영계획 변경 및 통지) ➀ 양수발전기를 보유한 발전사업자는 거래일 전일 17:30이후에는 양수계획을 변경할 수 없다. 다만, 설비의 중대고장이 발생하거나 시운전 양수발전기의 경우에는 예외로 할 수 있다.<개정 2005.10.10.> ② < 중략 >	PPA거래분은 한계가격결정 시 제외
[별표4. 입찰 운영 절차] 6.3.3 양수계획입찰 6.3.3.2 양수발전기를 보유한 회원이 양수계획을 변경하고자 하는 경우에는 거래일 전일 16시까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 16시 이후에는 설비의 중대고장이 발생하거나 시운전 양수발전기의 경우를 제외하고는 양수계획을 변경할 수 없다.<개정 2005.10.10.>	[별표4. 입찰 운영 절차] 6.3.3 양수계획입찰 6.3.3.2 양수발전기를 보유한 회원이 양수계획을 변경하고자 하는 경우에는 거래일 전일 17시30분까지 전력거래소에 제출하여야 하며, 17시30분 이후에는 설비의 중대고장이 발생하거나 시운전 양수발전기의 경우를 제외하고는 양수계획을 변경할 수 없다.<개정 2005.10.10.>

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표2. 정산기준] 13. 급전지시량 산정절차 가. 수력ㆍ양수발전기의 급전지시량 산정 < 중략 > 나. 양수발전기의 양수지시량 산정 급전원은 급전지시 불이행 시간(시작 ～ 종료)을 분 단위까지 입력한다. 만일, PESOFi,t = 1 이면, POi,t = 0, PEOSOi,t = 0 이고, PESOFi,t = 0 이면, PEOSOi,t = MPEi,t PEOSOi = [eqn: SUM from { { t}=1} to 24] PEOSOi,t XPESO = Max(PEOSOi - [eqn: SUM]POi,t, 0) PENSO = Max{{[eqn: SUM]POi,t - MAX([eqn: SUM]MPEi,t, PEOSOi), 0} 여기서, PESOFi,t : 급전지시 불이행 표시기 PEOSOi,t : 시간대별 양수지시량 XPESO : 전력거래소가 거래일 총 양수계획량을 초과하여 양수하도록 지시한 초과전력량(MWh) PENSO : 전력거래소가 양수하지 못하도록 지시한 전력량	[별표2. 정산기준] 13. 급전지시량 산정절차 가. 수력ㆍ양수발전기의 급전지시량 산정 < 중략 > 나. 양수발전기의 양수지시량 산정 급전원은 급전지시 불이행 시간(시작 ～ 종료)을 분 단위까지 입력한다. 만일, PESOFi,t = 1 이면, RPOi,t = 0, PEOSOi,t = 0 이고, PESOFi,t = 0 이면, PEOSOi,t = MPEi,t PEOSOi = [eqn: SUM from { { t}=1} to 24] PEOSOi,t XPESO = Max(PEOSOi - [eqn: SUM]RPOi,t, 0) PENSO = Max{{[eqn: SUM]RPOi,t, - MAX([eqn: SUM]MPEi,t, PEOSOi), 0} 여기서, PESOFi,t : 급전지시 불이행 표시기 PEOSOi,t : 시간대별 양수지시량 XPESO : 전력거래소가 거래일 총 양수계획량을 초과하여 양수하도록 지시한 초과전력량(MWh) PENSO : 전력거래소가 양수하지 못하도록 지시한 전력량	RPO개념 적용

전력계통 안정성 확보를 위한 하향예비력 기준에 관한 규칙개정(안)

현          행

개          정 (안)

비고(개정 내용)

제1장 총칙

제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23.]

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

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

61. “공급능력”이란 발전기 공급가능용량의 총합을 말한다.

(신설)

제2장 가격결정

제4절 가격결정 <본절 명칭변경 2021.1.1.>

제2.4.2조(계통한계가격의 결정)

(중략)

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

(중략)

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

PSIi,t = NMFi,t×SMFi,t

NMFi,t : 비한계발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

SMFi,t : 계통운영발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

가. 비한계발전기로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 발전기가 최소발전용량(MGi), 1차예비력 계획량, 주파수제어예비력 계획량 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ MGi + DASPCRi,t + DASFCRi,t + TO_MGi

DASPCRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 1차예비력 계획량

DASFCRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 주파수제어예비력 계획량

TO_MGi : 최소발전 허용한도로서 필요시 계통평가위원회의 의결을 거쳐 결정한다.

2) 발전기가 시간대별 하한제약용량(MEGWi,t)에 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ MEGWi,t + TO_MEGWi

TO_MEGWi : 하한제약 허용한도로서 필요시 계통평가위원회의 의결을 거쳐 결정한다.

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14., 2021.1.1.>

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.

1. 별표3 1.0의 운영예비력

제5.1.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조에 의한 하루전발전계획의 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.

1. 해당 발전기, 전기저장장치의 하루전발전계획

2. 해당 발전기, 전기저장장치의 하루전예비력계획(주파수제어예비력, 1차예비력, 2차예비력, 운전상태 3차예비력을 공개하되, 정지상태 3차예비력 및 속응성자원은 신뢰도발전계획에서 통지)

(신설)

(신설)

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

(중략)

2. 2차주파수제어서비스

가. 2차예비력

나. 주파수제어예비력

(신설)

② 제1항 제1호 가목의 1차예비력은 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 주파수제어예비력은 5분 동안 제공가능 한 용량으로 산정한다.

제5.10.6조(계통위원회의 기능)

① 계통위원회는 다음 각 호의 사항에 대하여 심의‧의결한다.

(신설)

6. 기타 위원회에서 심의‧의결이 필요하다고 판단한 사항

② 계통위원회는 다음 각 호의 사항에 대하여 검토‧조정할 수 있다.

16. 기타 위원회에서 검토‧조정이 필요하다고 판단한 사항

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
(신설)	(신설)	(신설)	(신설)
(신설)	(신설)	(신설)	(신설)

[별표3] 전력계통 운영 기준

1.0     운영예비력 운영 기준

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

(신설)

(신설)

(신설)

1.2	운영예비력 종류별 사용목적 및 기술요건은 다음 각호와 같다.

1.2.1	주파수제어예비력

(중략)

1.2.2	주파수회복예비력

(중략)

1.2.3	[신설 2011.12.2.] <삭제 2019.12.13.>

1.2.4   [신설 2011.12.2] <삭제 2019.12.13.>

(신설)

(신설)

(신설)

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

(신설)

(신설)

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

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

1.4.1	사용목적 및 기술요건

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

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

1.4.2	확보기준

(신설)

1.4.3   제주지역 운영예비력 확보량

(신설)

(신설)

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.4.4	운영예비력 입력

(신설)

7.5.3	운영예비력 모델링

(신설)

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.

(중략)

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
	(신설)

[표2] 발전계획 수립시 제약완화 설정치 (단위: 원/kWh)

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

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

(신설)

(신설)

[별표11] 실시간 급전운영 절차

7.1.2.5  수요반응자원의 전력부하감축 시행

7.5.3      예비력 확보량은 급전종합자동화설비를 이용하여 감시하며, 예비력 과다 및 부족시는 다음 각호에 따른다.

(중략)

2) 예비력 부족시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 공급가능용량 모두 발전지시하며 정지중인 3차예비력 발전기 및 속응성자원을 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

(신설)

[별표12] 비상시 급전운영 절차

7.1    전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차

7.1.1   급전지시 및 조작 일반

천재지변 등으로 전력계통운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 예상되는 아래 상황에서는 전력계통의 복구 및 운전 신뢰도 유지를 위하여 전력거래소 급전담당자의 경험과 판단에 따라 비상시 급전지시 및 조작을 할 수 있다.

1. 발전기, 전력계통의 고장 등에 의해 발전계획을 수립하기에 충분한 시간적 여유가 없을 때

2. 기타 전력계통 고장파급 등으로 신속한 계통복구가 필요한 때

3. 제주지역 신재생발전량 증가, 수요감소에 따른 공급과잉으로 인해 제주계통 주파수 안정성이 떨어지거나 떨어질 우려가 있을 경우

7.1.2   상황별 적용조건

자연재해(태풍, 낙뢰, 폭우, 폭설, 지진 등) 및 산불로 인한 송전선로 고장 또는 발전기탈락 파급 우려시 또는 제주지역 신재생발전력 증가, 수요감소 등에 따른 공급과잉 시 비상시 급전지시를 할 수 있으며, 그 상황은 아래 각호와 같다.

1. 기상정보 또는 낙뢰 감지 시스템에 의한 태풍, 낙뢰발생 경로가 전력계통의 주요 송전선로로 진행이 예상되는 경우

2. 폭우, 폭설, 산사태 등으로 전력계통의 주요 송전선로 철탑이 도괴되거나 도괴의 우려가 있는 경우

3. 원자력 또는 대단위 발전단지의 연계선로 및 주요송전선로의 선하지 또는 선하지 인근에서 산불이 발생할 경우

4. 지진으로 인하여 전력계통의 주요 송전선로 철탑이 도괴되거나 도괴의 우려가 있는 경우

5. 제주지역 신재생발전력 증가, 수요감소 등에 따른 공급과잉으로 주파수 안정성이 저하되거나, 저하될 우려가 있는 경우

6. 전쟁, 테러, 폭동, 사회적 소요 발생 등으로 전력공급에 차질이 예상되는 경우

7.2     운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

7.2.1    전력수급 경보 발령 , 발령시기, 발령절차 및 해제시기는 다음과 같다.

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

(신설)

[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차

7.1	발전기 정지계획 조정기준

7.1.1	전력거래소는 전력시장 운영체제하에서 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 통하여 연중 안정적이고 경제적인 전력수급 운영계획을 수립하여야 하며, 적정 공급예비력을 확보하기 위하여 최대한 노력하여야 한다. 단, 적정 공급예비력은 아래 각호를 고려한 합산 값으로 산정하며, 매년 계통평가위원회의 검토를 거쳐 결정한다.

[별표19] 보조서비스 절차

7.0	절  차

7.1	일반원칙

(신설)

7.3	보조서비스 운영계획 수립

(신설)

(신설)

7.5	운영계획 변경

7.5.2	전력거래소는 실계통 운영시 전력수요가 계획보다 높게 시현되거나, 발전기	불시정지로 예비력이 적정수준 이하가 되는 경우에는 전력수급안정을 위하여 추가 예비력을 발전기 기동특성, 기동 연료비, 변동비, 제약사항 등을 고려하여 확보하고 해당 발전사업자에게 통보한다. 단, 전력계통 안정운영에 지장이 없으면 추가 지정없이 운영할 수 있다.

7.7	이행여부 확인

7.7.2	주파수제어 및 1,2차예비력

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

제16장 보칙

(신설)

제1장 총칙

제1절 통칙 [절번호 신설 2007.7.23.]

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

57. “예비력”이란 전력수급의 균형을 유지하기 위하여 전력공급 또는 전력수요를 증감할 수 있는 여유용량을 말하며, 상향예비력과 하향예비력으로 구분한다. 이 경우 상향예비력은 공급예비력과 운영예비력으로 구분한다.

61. “공급능력”이란 전력계통운영에 참여할 수 있는 모든 공급자원의 공급가능용량 총합을 말한다.

148. “하향예비력”이란 전력수급의 균형을 유지하기 위하여 발전력을 감축하거나 전력수요를 증대할 수 있는 용량을 말하며, 하향주파수예비력을 포함한다.

148의 2. “하향주파수예비력”이란 하향예비력 중 자동발전제어(AGC) 또는 원격출력제어 운전 등을 통해 10분 이내 응동하여 30분 이상 유지할 수 있는 예비력을 말한다.

제2장 가격결정

제4절 가격결정 <본절 명칭변경 2021.1.1.>

제2.4.2조(계통한계가격의 결정)

(중략)

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

(중략)

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

PSIi,t = NMFi,t×SMFi,t

NMFi,t : 비한계발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

SMFi,t : 계통운영발전기표시기로서 가격결정자격이 없는경우 0, 가격결정자격이 있는경우 1

가. 비한계발전기로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 발전기가 최소발전용량(MGi), 자체 하한제약용량(MEGWi,t), 계통 하한제약용량(CMGi,t) 중 큰 값과 하향주파수예비력 계획량 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획 된 경우

DAOSi,t ≤ Max(MGi,, MEGWi,t, CMGi,t) + DASRDRi,t + TO_MGi

MEGWi,t : 발전사업자가 발전을 요구한 최소 발전량

CMGi,t : 전력거래소가 안정적인 계통운영을 위하여 지정한 발전기의 최소 발전량

DASRDRi,t : 하루전발전계획에서 할당된 하향주파수예비력 계획량

TO_MGi : 최소발전 허용한도로서 필요시 계통평가위원회의 의결을 거쳐 결정한다.

(삭제)

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획 <본절명칭변경 2006.9.14., 2021.1.1.>

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.

1. 별표3 1.2.2의 운영예비력 및 별표3 1.2.4.1의 하향주파수예비력

제5.1.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제5.1.1조에 의한 하루전발전계획의 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.

1. 해당 발전기, 전기저장장치의 하루전발전계획

2. 해당 발전기, 전기저장장치의 하루전예비력계획(주파수제어예비력, 1차예비력, 2차예비력, 운전상태 3차예비력, 하향주파수예비력을 공개하되, 정지상태 3차예비력, 하향예비력 및 속응성자원은 신뢰도발전계획에서 통지)

제5.1.8조(하향예비력의 확보 및 관리) ① 전력거래소는 전력의 안정적 공급을 위하여 매년 하향예비력의 운영기준을 마련하여 제5.10.1조의 계통평가위원회에서 검토·조정할 수 있다.

② 전력거래소는 육지계통과는 별도로 제주계통에 대한 하향예비력 기준을 설정하여 운영한다.

③ 전력거래소는 하향예비력의 종류별 확보량에 계통제약(송전제약 등)을 고려하여 신뢰도발전계획 수립 및 실시간 관리하여야 한다.

④ 제1항 및 제3항의 하향예비력 확보기준 등에 대한 사항은 별표3에서 정한다.

제5.1.9조(하향예비력 저하 또는 저하예상시 조치) ① 전력거래소는 계통신뢰도 유지를 위해 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “주의단계”에 이르거나 이를 것이 예상되는 경우에는 전기사업자, 소규모전력중개사업자, 자가용전기설비설치자, 직접구매자, 수요관리사업자 등에게 조치사항을 통보하여야 한다. 이때 전력거래소는 조치사항을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

② 제1항에 따라 통보받은 자는 하향예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.

③ 제1항에 따라 통보받은 자는 하향예비력 확보 수준에 따른 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 한다.

④ 전력거래소는 하향예비력 확보 수준이 [별표 3] 1.2.5.2 “경계단계”에 이르거나 이를 것으로 예상되는 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.

< 하향예비력 확보 수준 단계 >

단계		정상	주의	경계	심각
하향 예비력 (MW)	육지 계통	2,000MW이상	2,000MW미만 1,200MW이상	1,200MW미만 700MW이상	700MW 미만
	제주 계통	50MW이상	50MW미만 30MW이상	30MW미만 20MW이상	20MW 미만
구분		하향예비력		하향주파수예비력

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

(중략)

2. 2차주파수제어서비스

가. 2차예비력

나. 주파수제어예비력

다. 하향주파수예비력

② 제1항 제1호 라목의 1차예비력은 계통주파수가 ±0.2Hz 변동시 응동가능용량 기준으로 산정하며, 주파수제어예비력은 5분 동안 제공가능 한 용량으로 산정하며, 하향주파수예비력은 10분 이내 제공가능 한 용량으로 산정한다.

제5.10.6조(계통위원회의 기능)

① 계통위원회는 다음 각 호의 사항에 대하여 심의‧의결한다.

6. [별표9] 7.7.2의 신뢰도발전계획 수립시 운영예비력 추가 여유분 관련 사항

7. [별표18] 7.1.1의 발전기 정지계획 수립시 적정 공급예비력 산정 관련 사항

8. 기타 위원회에서 심의‧의결이 필요하다고 판단한 사항

② 계통위원회는 다음 각 호의 사항에 대하여 검토‧조정할 수 있다.

16. 제5.1.8조에 따른 육지, 제주계통의 하향예비력 확보기준 관련 사항

17. 기타 위원회에서 검토‧조정이 필요하다고 판단한 사항

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
DASRDRi,t	하루전발전계획에서 할당된 하향주파수예비력 (Day Ahead Scheduled Regulation Down Reserve)	MW	하루전발전계획 수립시 할당된 발전기별 하향주파수예비력 용량
CMGA,t	발전기 제약 최소발전량 (Constraints of Minimum Generation)	MWh	전력거래소가 안정한 계통운영을 위하여 지정한 발전기의 최소 발전량

[별표3] 전력계통 운영 기준

1.0     예비력 운영 기준

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

1.2	예비력 종류는 상향예비력과 하향예비력으로 구분한다. 이 경우 상향예비력은 공급예비력, 운영예비력으로 구분한다.

1.2.1	공급예비력

1.2.2	운영예비력

1.2.3	운영예비력 종류별 사용목적 및 기술요건은 다음 각호와 같다.

1.2.3.1	주파수제어예비력

(중략)

1.2.3.2	주파수회복예비력

(중략)

1.2.3.3	[신설 2011.12.2.] <삭제 2019.12.13.>

1.2.3.4	[신설 2011.12.2] <삭제 2019.12.13.>

1.2.4	하향예비력

1) 사용목적

공급과잉에 대비하여 계통주파수를 안정적으로 유지하기 위하여 사용되며, 소실된 하향주파수예비력을 복구하기 위한 하향예비력을 말한다.

2) 기술요건

① 대상 : 발전력 감축, 전력수요 증대가 가능한 모든 공급자원

② 응동방법 : 자동발전제어(AGC), 원격출력제어 운전, 급전원 지시에 따른 수동조작 등

1.2.4.1	하향주파수예비력

1) 사용목적

공급과잉에 대비하여 계통주파수를 안정적으로 유지하기 위하여 원격으로 조정 가능한 하향예비력을 말한다.

2) 기술요건

① 대상 : 발전력 감축, 전력수요 증대가 가능한 모든 공급자원

② 응동방법 : 자동발전제어(AGC) 또는 원격출력제어 운전 등

③ 응동조건 : 10분 이내 응동하여 30분 이상 유지

1.2.5 하향예비력 확보 상황 및 단계

1.2.5.1  하향예비력 확보 상황 및 단계는 다음과 같다.

1.2.5.2  하향예비력 확보 상황 및 단계

1. 정상 : 육지계통 하향예비력이 2,000MW 이상(제주계통은 하향예비력 50MW)

2. 주의 : 육지계통 하향예비력이 1,200MW이상, 2,000MW 미만(제주계통은 하향예비력 30MW이상, 50MW미만)

3. 경계 : 육지계통 하향주파수예비력이 700MW이상, 1,200MW 미만(제주계통은 하향주파수예비력 20MW이상, 30MW미만)

4. 심각 : 육지계통 하향주파수예비력이 700MW미만(제주계통은 하향주파수예비력 20MW미만)

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

1.3.5	하향주파수예비력 : 1,200MW 이상

1.3.6	하향예비력 : 2,000MW 이상

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

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

1.4.1	사용목적 및 기술요건

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

1.4.1.2	제주연계선을 통해 운영예비력 및 하향예비력을 확보하는 경우 제주연계선은 종류별 운영예비력 및 하향예비력의 기술요건을 만족한 것으로 본다.

1.4.2	확보기준

1.4.2.5	제주지역 하향예비력 및 하향주파수예비력

제주지역 발전기, 제주연계선 및 제주지역 공급자원을 통해 확보한다.

1.4.3   제주지역 예비력 확보량

1.4.3.4	하향주파수예비력 : 30MW 이상

1.4.3.5	하향예비력 : 50MW 이상

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.4.4	예비력 입력

⑤ 하향주파수예비력 확보량 입력

별표3 1.3.5의 하향주파수예비력 확보량 기준의 최소값을 입력한다.

7.5.3	예비력 모델링

⑦ 하향주파수예비력은 하향주파수예비력 확보량보다 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.

(중략)

[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 Vi olation)	21,000	130%	상부저수지 수위 및 베터리 충전용량 만족
❼	하향 주파수 예비력	하향주파수예비력 부족 (Regulation Down Reserve)	8,000	50%	에너지 제약 보다 낮음

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

⑦ 전력거래소는 ⑥의 여유분에 대하여 매년 3월 31일까지 산정하여 계통평가위원회의 심의를 거쳐야 한다.

⑨ 신뢰도발전계획의 하향예비력 및 하향주파수예비력은 계통제약(송전제약 등)을 고려하여 별표3 1.3.6의 하향예비력 확보량 이상으로 확보한다.

[별표11] 실시간 급전운영 절차

7.1.2.5  수요반응자원의 전력부하감축 또는 증대 시행

7.5.3      예비력 확보량은 급전종합자동화설비를 이용하여 감시하며, 예비력 과다 및 부족시는 다음 각호에 따른다.

(중략)

2) 공급예비력 또는 운영예비력 부족시

수요반응자원에 전력부하감축을 지시하고 중앙급전 구역전기발전기의 구역수요 초과 공급가능용량 모두 발전지시하며 정지중인 3차예비력 발전기 및 속응성자원을 연료비 우선순위법에 따라 기동, 또는 대기토록 지시한다. 다만, 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 예상될 경우 연료비 우선순위를 예외적으로 적용할 수 있다.

3) 하향예비력 부족시

전력거래소는 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “주의단계”에 이르거나 이를 것이 예상되는 경우 다음 각 호의 지시를 한다. 이때 전력거래소는 하향예비력 확보를 위한 조치의 내용, 우선순위 등을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

1) 수요반응자원의 전력부하 증대

2) 발전기 및 전기저장장치 등 공급자원의 출력감발 또는 정지

3) 송·배전사업자의 송·변전설비 및 배전설비 조작

[별표12] 비상시 급전운영 절차

7.1    전력계통 비상예상 또는 비상발생시 조치절차

7.1.1   급전지시 및 조작 일반

천재지변 등으로 전력계통운영에 심각한 상태가 초래되었거나 우려가 예상되는 아래 상황에서는 전력계통의 복구 및 운전 신뢰도 유지를 위하여 전력거래소 급전담당자의 경험과 판단에 따라 비상시 급전지시 및 조작을 할 수 있다.

1. 발전기, 전력계통의 고장 등에 의해 발전계획을 수립하기에 충분한 시간적 여유가 없을 때

2. 기타 전력계통 고장파급 등으로 신속한 계통복구가 필요한 때

3. 육지 또는 제주지역의 신재생발전량 증가, 수요감소에 따른 공급과잉으로 인해 육지계통 또는 제주계통의 주파수 안정성이 떨어지거나 떨어질 우려가 있을 경우

7.1.2   상황별 적용조건

자연재해(태풍, 낙뢰, 폭우, 폭설, 지진 등) 및 산불로 인한 송전선로 고장 또는 발전기탈락 파급 우려시 또는 육지계통 또는 제주계통의 신재생발전력 증가, 수요감소 등에 따른 공급과잉 시 비상시 급전지시를 할 수 있으며, 그 상황은 아래 각호와 같다.

1. 기상정보 또는 낙뢰 감지 시스템에 의한 태풍, 낙뢰발생 경로가 전력계통의 주요 송전선로로 진행이 예상되는 경우

2. 폭우, 폭설, 산사태 등으로 전력계통의 주요 송전선로 철탑이 도괴되거나 도괴의 우려가 있는 경우

3. 원자력 또는 대단위 발전단지의 연계선로 및 주요송전선로의 선하지 또는 선하지 인근에서 산불이 발생할 경우

4. 지진으로 인하여 전력계통의 주요 송전선로 철탑이 도괴되거나 도괴의 우려가 있는 경우

5. 육지계통 또는 제주계통의 신재생발전력 증가, 수요감소 등에 따른 공급과잉으로 하향예비력 확보 수준이 [별표 3] 1.2.5.2 “경계단계”에 이르거나 이를 것으로 예상되어, 주파수 안정성이 저하 또는 저하될 우려가 있는 경우

6. 전쟁, 테러, 폭동, 사회적 소요 발생 등으로 전력공급에 차질이 예상되는 경우

7.2     예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

7.2.1    운영예비력 저하 또는 예상에 따른 전력수급 경보 발령 , 발령시기, 발령절차 및 해제시기는 다음과 같다.

7.2.5  하향주파수예비력 부족 또는 부족 예상에 따른 경보의 발령시기, 발령절차는 다음과 같다.

7.2.5.1  경보 발령 시기

1. [별표 3] 1.2.5.2 “경계단계” 또는 “심각단계” 발생 또는 예상시

7.2.5.2  경보 발령권자

1. 전력거래소 이사장

2. 이사장 부재시는 중앙전력관제센터장, 급전부장 순으로 한다.

7.2.5.3  경보발령 절차

1. 경보발령권자는 경고발령 요건 발생시 전력수급상황(하향주파수예비력 저하 발생시간, 하향주파수예비력 수준, 지속시간 등) 및 경보발령 단계를 작성한다.

2. 전력거래소는 수급경보 발령시 산업통상자원부에 통보하고 경보를 발령한다. 단, 신속한 대응이 필요할 경우에는 중앙전력관제센터장(중앙전력관제센터장 부재 시 급전부장)이 사전조치 시행 후 경보발령․통보할 수 있다.

3. 사전조치 및 7.2.5.2에 의한 경보 발령권자에게 직접 보고할 필요가 있는 위급사항은 7.2.5.5와 같다.

4. 전기사업자, 수요관리사업자 등 조치대상에게 통지한다.

5. 통지는 전화, ARS, 문자메시지(SNS 포함), 전력거래소 홈페이지 공지, E-power Market 공지, 팩스 등의 방법 중 1가지 이상을 선택한다.

6. 경보발령 기준이 되는 하향주파수예비력은 평균전력을 적용하되 상황에 따라 순시전력을 고려할 수 있다.

7.2.5.4  예비경보 발령 절차

전력거래소는 규칙 제5.1.8조에 따라 일간수요예측 결과 하향주파수예비력 1,200㎿  미만으로 예상될 경우 예비경보를 발령한다.

7.2.5.5  사전조치 및 직접보고가 필요한 위급사항

1. 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2 “주의단계”를 거치지 않고 “경계단계” 또는 “심각단계” 도달시

2. 기타 긴급대응이 필요한 경우

7.2.6     하향주예비력 부족 또는 부족 예상시 조치절차는 다음과 같다.

7.2.6.1  전력거래소는 [별표 3] 1.2.5.2 “경계단계”에 이르거나 이를 것으로 예상될 경우 하향주파수예비력 확보를 위하여 다음 각 호의 지시를 한다. 이때 전력거래소는 하향주파수예비력 확보를 위한 지시의 내용, 우선순위 등을 결정함에 있어 하향예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

1) 수요반응자원의 전력부하증대

2) 발전기 및 전기저장장치 등 공급자원의 출력감발 또는 정지

3) 송·배전사업자의 송·변전설비 및 배전설비 조작

7.2.6.2  전력거래소의 하향주파수예비력 부족 또는 예상시 조치지시를 받은 전기사업자, 소규모전력중개사업자, 자가용전기설비설치자, 직접구매자, 수요관리사업자 등은 이에 따라야 한다.

7.2.7   보고서 작성, 제출에 관한 전력거래소, 전기사업자 및 수요관리사업자의 역할은 다음과 같다.

1. 전력거래소는 하향예비력 부족에 따른 경보발령 및 시행에 대한 실적 자료를 작성하여 보관한다.

2. 전기사업자와 수요관리사업자는 시행실적에 대한 자체자료를 작성한 후 전력거래소의 요청이 있을 때 즉시 제출한다.

[별표18] 발전기정지 및 휴전업무 절차

7.1	발전기 정지계획 조정기준

7.1.1	전력거래소는 전력시장 운영체제하에서 공정하고 투명한 발전기 정지계획 조정을 통하여 연중 안정적이고 경제적인 전력수급 운영계획을 수립하여야 하며, 적정 공급예비력을 확보하기 위하여 최대한 노력하여야 한다. 단, 적정 공급예비력은 아래 각호를 고려한 합산 값으로 산정하여 매년 계통평가위원회의 심의를 거쳐야 한다.

[별표19] 보조서비스 절차

7.0	절  차

7.1	일반원칙

7.1.1.8	하향주파수예비력

7.3	보조서비스 운영계획 수립

7.3.6	하향주파수예비력

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

7.3.6.2	운영계획에는 자동발전제어운전 가능 발전기 및 전기저장장치 등의 공급자원이 포함되어야 한다.

7.5	운영계획 변경

7.5.2	전력거래소는 실계통 운영시 전력수요의 예측오차가 크게 시현되거나, 발전기	불시정지, 기상급변, 부하탈락 등으로 예비력이 적정수준 이하가 되는 경우에는 전력수급안정을 위하여 추가 예비력을 발전기 기동특성, 기동 연료비, 변동비, 제약사항 등을 고려하여 확보하고 해당 발전사업자에게 통보한다. 단, 전력계통 안정운영에 지장이 없으면 추가 지정없이 운영할 수 있다.

7.7	이행여부 확인

7.7.2	주파수제어예비력, 1,2차예비력, 하향주파수예비력

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

제16장 보칙

부 칙(2023.00.00)

제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다.

제2조(적용례) 제2.4.2조, 제5.1.1조, 제5.1.2조, [별표1], [별표9]의 7.4.4, 7.5.3, 7.5.4의 개정규정은 하루전발전계획 프로그램 개선이 완료된 후부터 적용한다.

·예비력의 정의를 상·하향예비력을 모두 포함하도록 수정

·신뢰도 고시와 공급능력의 정의 단일화

·하향예비력 정의 신설

·하향주파수예비력 정의 신설

·가격결정자격 제외 확보 예비력을 하향주파수예비력으로 명확화

·1)항에 포함되어 삭제

·하루전발전계획에서 하향주파수예비력을 고려하도록 수정

·하루전발전계획의 통지 대상에 하향주파수예비력 추가

·하향예비력 확보 및 관리 근거 신설

·하향예비력 저하, 저하예상시 조치 근거 신설

·하향주파수예비력 확보 근거 신설

·하향주파수예비력 산정 근거 신설

·계통위원회의 운영예비력, 공급예비력 의결 명확화 및 번호변경

·계통위원회의 예비력 확보 필요량 검토 기능 신설 및 번호변경

·하루전발전계획의 사전확보 예비력을 하향주파수예비력으로 명확화

·모든 예비력의 운영기준, 분류를 포함하도록 수정, 신설, 번호변경

·공급예비력 분류 신설

·운영예비력 분류 신설

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·번호변경

·하향예비력 사용목적 및 기술요건 등 신설

·하향주파수예비력 사용목적 및 기술요건 등 신설

·하향예비력 확보상황 및 단계 신설

·예비력 종류별 확보순서에 하향예비력을 반영하여 수정

·육지계통 하향예비력 확보 필요량 신설 및 기존 1.3.7 번호변경

·제주지역의 운영예비력 별도 운영 내용에 하향예비력 추가

·제주연계선을 통해 하향예비력을 확보할 수 있도록 수정

·제주지역 하향예비력 확보기준 및 확보량 신설

·하루전발전계획 수립시 하향주파수예비력 입력방법 신설

·하향주파수예비력 모델링 방법 명시

·발전계획 수립시 하향예비력 제약완화 설정 신설

·운영예비력 심의 절차 명확화

·신뢰도발전계획 수립시 계통제약을 반영한 하향예비력 확보 신설

·실시간 응동 가능한 수요반응자원의 전력부하 증대 시행 추가

·예비력을 하향예비력을 추가함에 따라 기존 예비력 부족을 운영, 공급예비력으로 문구 조정

·하향예비력 신설에 따라 하향예비력 부족시 조치 신설

·육지계통으로 확대

·육지계통으로 확대

·육지계통으로 확대

·하향예비력 추가에 따라 대상 명확화

·하향예비력 부족시 경고발령 절차 등 추가

·하향예비력 부족시 조치 추가

·하향예비력 부족시 조치 관련 보고서 작성, 제출 역할 추가

·발전기 정지계획시 적정 공급예비력을 심의하도록 문구 조정

·보조서비스에 하향주파수예비력 추가

·보조서비스 운영계획에 하향주파수예비력을 고려하도록 신설

·보조서비스 운영계획 변경 사유 중 수요 감소, 기상 급변 등의 하향예비력 부족 요건 추가

·보조서비스 이행여부 확인 시 하향주파수예비력을 포함하도록 수정

·발전계획 프로그램 개선 후 적용하도록 부칙 신설