전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	전력시장 제도개선 제주 시범사업 보완을 위한 규칙개정(안)	제24-2차 (긴급1차) (2024.2.16.)
2	수소발전입찰시장 차액계약정산금 산정 명확화를 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업 보완을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ 다조합 비용제도 및 제주 시범사업 규정 개정 이후 사업자 준비 과정 및 모의운영기간 발견된 미흡사항에 대한 개선 필요

ㅇ 다조합 비용제도 관련 보완규정

ㅇ 기술요건 충족이 곤란한 재생에너지 자원에 대한 적용규정

ㅇ 재생에너지 입찰제도(용량정산금 및 임밸런스 페널티) 관련 보완규정

ㅇ 시범사업을 감안한 안정화 조치 근거 마련

ㅇ 기타 안정적인 제도 운영을 위한 개선 필요사항

< 그간 관련 제도개선 추진경과 >

□ 다조합 비용제도

ㅇ 복합발전기의 조합별 운전특성을 반영한 다조합 비용제도 규칙개정(`20.12)

ㅇ 제도 도입 여건 및 완결성 확보를 위하여 도입시기를 `23년 11월에서 `26년 1월로 순연 결정(`23.11)

- 단, 제주지역에 대해서는 도입여건이 충분히 확보됨에 따라 시범사업과 병행 도입으로 결정

□ 제주 시범사업

ㅇ 실시간시장, 예비력시장, 재생에너지 입찰제도 도입을 위한 제주 시범사업 규칙개정(`23.8)

ㅇ 회원사 참여 제주시범사업 모의운영(`23.9~12월)

나. 개정 내용

다조합비용제도 관련 보완규정 ☞ 제16.4.7조, 제16.4.10조

ㅇ (조합별 기술특성 반영) 발전계획에서 결정된 복합발전기 조합에 따른 기술적 특성을 반영하여 예비력제공가능 영역*을 변경

* GF상/하한, AGC상/하한 등

ㅇ (가격결정자격) 복합발전기 운전조합 특성에 따른 최소출력 및 최대 증/감발률을 고려하여 가격결정자격 부여

< 가격결정자격 변경사항 >

운전상태		기 존	변 경
최소출력 이하 운전		최소조합 기준 최소출력(MG) 이하 운전 시 가격결정 제외	결정조합 기준 최소출력(N×MG1)) 이하 운전시 가격결정 제외
최대 증/감발 운전	최대 증발	증발량(t) ≥ 최대증발량(t) 인 경우 가격결정 제외	증발량(t) ≥ 최대증발량(t)2) 인 경우 가격결정 제외
	최대 감발	감발량(t) ≥ 최대감발량(t) 인 경우 가격결정 제외	감발량(t) ≥ 최대감발량(t-1)3) 인 경우 가격결정 제외

1) 1:1조합으로 운전계획 된 경우 : MG,   2:1조합으로 운전 계획 된 경우 : 2×MG

2) (최대증발) 정지(t-1)→2:1조합(t), 1:1조합(t-1)→2:1조합(t) 변경 시 2:1조합 증발률 적용

3) (최대감발) 2:1조합(t-1)→정지(t), 2:1조합(t-1)→1:1조합(t) 변경 시 2:1조합 감발률 적용

ㅇ (무부하가격 산정) 발전계획에서 결정된 복합발전기의 최소출력 이상 구간에 대해서만 무부하결손액을 평균화하여 무부하가격을 산정

< 무부하가격 산정방법 변경사항 >

구분	기 존	변 경
정상출력 판별기준	복합발전기의 기술적 최소조합기준	발전계획에서 결정된 복합발전기 조합기준
무부하가격 산정방법	∑ 정상출력 무부하결손액 ÷ ∑ 정상출력 발전량

기술요건 충족이 곤란한 재생에너지 자원에 대한 적용규정

ㅇ (예외규정) 설비용량 20MW 초과 발전기 중 RTU 설치가 불가능한 자원에 대해서는 신재생자료취득장치로 대체 가능토록 예외 적용

※ 단, 전력거래소가 증빙자료를 검토하여 신재생자료취득장치 대체 여부를 결정

☞ 제16.2.3조

ㅇ (페널티 규정) 필수 등록 자원(3MW 초과 자원)이 기술요건을 충족하지 않은 경우, ➊자체발전계획량 제출 → ➋입찰가격을 0원/kWh 지정 → ➌타 재생에너지보다 우선출력제어 시행

☞ 제16.1.10조, 제16.4.1조, 제16.4.3조, 제16.4.5조, 제16.4.7조

< 제주 시범사업 재생에너지 출력제어 순서(`24. 9월 이후) >

① 3MW 초과 급전가능재생E 미등록 자원	→	② 급전가능 재생E	→	③ 기타 비중앙급전
입찰가격 0원/kWh 지정		제출 입찰가격 (입찰가격 순 제어(高→低))		급전가능 재생E 부족 시 출력제어

ㅇ  (경과규정) 기술요건 확보를 위한 여건을 마련하기 위하여 페널티 규정은 2차 거래기간(`24. 9월) 부터 적용 ☞ 부칙 제2조

< 참고 : 설비용량에 따른 자원등록 및 기술요건 >

설비용량		1MW 초과	3MW 초과	20MW 초과
급전가능 재생E 자원등록	등록형태	단독자원 또는 집합자원		단독자원
	등록방법	선택등록	필수등록
기술요건	원격취득 (별표32 규정 준용)	신재생 자료취득장치 (1분 주기 자료 취득)		원격소장치(RTU) (4초 주기 자료 취득) ※ RTU 설치 불가시 신재생자료취득장치로 대체
	출력제어	15분 단위 기준오차율* 이내로 급전지시 이행 (* 1차년도 : 12%, 2차년도 8%)

재생에너지 입찰제도(용량정산금 및 임밸런스 페널티) 관련 보완규정

ㅇ (용량정산제도) 출력제어 여부에 따라 계량값을 비교하는 산식 마련

- 실제 발전량과 관계없이 공급가능용량을 허위로 과다입찰 하더라도 이를 모두 정산하게 되어있는 현행 규정을 개선

☞ [별표33] 3. 나. 공급가능용량에 대한 정산

< 용량정산제도 개선 방안 >

기 존		Min (초기입찰값, 최종입찰값, 실효용량) × 기준용량가격 × 1,000
변 경	출력제어 미필요시	급전지시량 = 최종입찰값 인 경우 Min (초기입찰값, 최종입찰값, 실효용량, 계량값) × 기준용량가격 × 1,000
	출력제어 필요시	급전지시량 < 최종입찰값 인 경우 Min (초기입찰값, 최종입찰값, 실효용량) × 기준용량가격 × 1,000

ㅇ (임밸런스 페널티 강화) 계통상황에 따라 페널티의 강/약을 구분하여 초과발전으로 인한 부당 이득분을 회수 조치

- 출력 감축 필요한 경우 급전지시를 무시하고 초과발전하더라도 임밸런스 페널티가 발생하지 않는 현행 규정을 개선

- SMP 방향에 따라* 산식을 달리 적용하여 초과발전 시 출력감축을 유도

* 현행 산식은 음의 SMP가 발생할 경우 SMP로 인해 패널티가 적어지는 경우가 발생

☞ [별표33] 3. 가. 전력량에 대한 정산

< 임밸런스 페널티 개선방안 >

(현행) SMP > 0 (출력상승 필요), 초과발전 시

(추가신설) SMP ≤ 0 (출력감축 필요), 초과발전 시

보통 페널티 : 부당이득분,
중앙급전발전기 감발로 대응 가능

패널티 단가 = Max ( SMP – 자기입찰최솟값 , 0 )

※ 현 임밸런스 페널티 규정

매우 강한 페널티 : Max(부당이득분)
중앙급전발전기 최소출력운전으로 대응 불가

패널티 단가 = - 입찰 하한가

※ 기존 식에서 출력제어 시 SMP의 상한인 0원/kWh 와 입찰가격의 하한으로 적용하여 최대 임밸런스 페널티 산정

시범사업을 감안한 안정화 조치 근거 마련 ☞ 제16.1.11조

ㅇ 제주시범사업을 운영하는 동안 발전계획 및 기타 제도의 중대한 문제로 인해 실시간․예비력시장 운영을 지속하기 어려운 경우 전문위원회를 소집하여 안정화조치 시행 여부 및 조치 기간 등을 결정

ㅇ 안정화조치 시행 시 실시간․예비력 시장은 현행 시장 기준으로 변경

< 실시간·예비력시장 가격대체 방안 >

시범사업 시장가격		대체 방안
하루전에너지가격		하루전에너지가격
실시간에너지가격		하루전에너지가격
실시간 예비력가격	1차예비력	예비력용량가치 정산단가
	주파수제어예비력
	3차예비력	0원/kWh

기타 안정적인 제도 운영을 위한 개선 필요사항

ㅇ (HVDC 기회비용)

- HVDC 1차예비력 기회비용 0원/kWh 처리된 부분을 예비력 용량가치정산단가로 변경(오류 수정) ☞ 제16.4.10조

- HVDC 3차 예비력 기회비용을 제주SMP-육지SMP → 0원/kWh로 변경 (23-4차 규칙위 의결사항 미반영분 반영) ☞ 제16.4.10조

< HVDC 기회비용 변경사항 >

예비력 구분		기 존	변 경	비 고
1차	설비용량~최대공급능력 이내 배분	0원/kWh	예비력용량가치 정산단가* * 현행 규정상 1차, 주파수제어, 2차 예비력에 대해 정산	육지→제주 예비력 공급비용 반영
	최대공급능력 이내 배분	예비력용량가치 정산단가
주파수제어		예비력용량가치 정산단가
3차		육지SMP - 제주SMP	0원/kWh	23-4차 규칙위 의결 미반영분

ㅇ (ESS 특성시험) 등록신청 자원에 보조자원으로 ESS가 포함된 경우 효율, 최대 충/방전용량 등의 특성을 시험할 수 있는 절차 마련 ☞ 제16.2.9조

ㅇ (발전계획 사전지정) 냉간기동시간+최소운전시간+최소정지시간이 발전계획 수립기간보다 긴 발전기는 정상적인 발전계획 수립이 어려우므로 운전여부를 사전지정할 수 있도록하는 규정 마련

☞ 제16.4.3조, 제16.4.5조

ㅇ (급전가능재생에너지 입찰) 안정적인 발전계획 수립*을 위하여 급전가능재생에너지자원의 기술적 특성을 활용하지 않도록 변경 ☞ [별표34] 7.4.3

* 급전가능재생에너지자원이 기술적 특성을 위배하고 입찰할 경우 발전계획 수립 시 오류가 발생할 수 있으므로 향후 기술적 특성 검증 및 적용 방안 등을 마련한 뒤 활용 예정

ㅇ (급전가능재생에너지 등록기간) 최초 제주 시범사업 시행 전 급전가능재생에너지자원 등록기간을 시행일로부터 2개월 전 → 1개월 전으로 연장 ☞ 부칙 제1조

ㅇ (실시간발전계획 미수립 시 가격결정) 미수립 구간이 포함된 최근의 실시간 발전계획 → 당일발전계획 → 하루전발전계획 → 유사일 하루전발전계획 순으로 대체하여 발전계획을 적용하고 가격 결정

☞ 제16.4.6조, 제16.4.8조, [별표34] 7.7.2.1 내지 7.7.2.5

ㅇ (입찰하한가) 시범사업 초기인 점을 고려하여 입찰하한가를 M-2개월의 현물 REC 낙찰가격의 2.5배에서 1배로 완화하여 적용 ☞ 제16.3.2조

다. 개정 효과

□ 제주 시범사업 및 조합별비용제도에 대한 기존 규정의 미비점을 보완하여 제도의 완성도 제고

□ 임밸런스페널티 및 용량정산제도 정비를 통해 급전가능재생에너지자원에 대한 급전지시 이행 및 정확한 입찰자료 제출을 유인

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

수소발전입찰시장 차액계약정산금 산정 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ 수소발전입찰시장 차액계약정산과 관련된 결제금액을 이체하기 위한 전력거래소 명의의 시장은행 계좌 별도 개설 필요

□ 「수소발전 입찰시장 연도별 구매량 산정 등에 관한 고시」(이하 “고시”) 개정(’24.1.30)에 따른 정산 기준 변경 필요

□ 전력시장운영규칙 별표8에 표기상의 오류가 있어 이를 정정함

ㅇ 수소발전입찰시장 차액계약정산금(원) 단수처리 기준 오류 정정

나. 개정 내용

□ 수소발전입찰시장 차액계약정산을 위한 시장은행 정산계좌 신설

□ 고시 개정에 따른 판매·구역전기사업자에 대한 차액계약정산금 산식 개정

ㅇ 고시 <별표3> 구매자별 구매량 산정 기준이 적용될 수 있도록 보완

구분	현행	개정
정산기준	구매자별 구매량(Wh) 기준	구매자별 구매량 비율(%) 기준

□ 수소발전입찰시장 차액계약정산금 단수처리 기준 정정

ㅇ 가격 항목에 포함된 단수처리 기준을 삭제하여 정산금액 단수처리 기준으로 적용

구분	가격(원/kWh)	정산금액(원)
단수처리	소수점 둘째자리 적용 (소수점 셋째자리에서 반올림)	원단위 적용 (소수점 첫째자리에서 반올림)

다. 개정 효과

□ 수소발전 구매량 산정에 관한 고시 개정사항 반영, 차액계약 정산금 산정기준을 명확히하여 제도 운영의 정확성 제고

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

(붙임) 현행 규칙 및 개정(안) 대비표

【붙임】                           현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 전력시장 제도개선 제주 시범사업 보완을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제16.1.10조(시범사업 참여 의무)
설비용량이 3MW를 초과하는 풍력발전기 및 태양광발전기는 제16.1.8조 제19호의 급전가능재생에너지발전기 또는 동조 제20호의 급전가능집합전력자원으로서 시범사업에 참여하여 제16.1.9조의 의무를 이행하여야 한다.

< 신 설 >

제16.1.10조(급전가능재생에너지자원 등록 의무)

① 설비용량이 3MW를 초과하는 풍력발전기 및 태양광발전기는 제16.2.6조의 규정에 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록하고 시범사업에 참여하여 제16.1.9조의 의무를 이행하여야 한다.

② 제1항의 급전가능재생에너지자원 등록 의무가 있는 발전기임에도 불구하고 제16.2.6조의 규정에 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록하지 않은 경우에는 전력거래소가 급전가능재생에너지자원보다 우선적으로 출력제어를 지시할 수 있다.

·문구수정
(자원등록 의무)

·조항신설
(의무등록 대상이
미등록 한 경우 우선 출력제어 할 수 있음)

< 신 설 >

제16.1.11조(전력시장 안정화 조치)

① 전력거래소는 시범사업으로 인하여 계통 및 시장운영에 중대한 지장이 발생할 우려가 있다고 판단하는 경우 아래 각호에 해당하는 사항을 결정하기 위하여 전문위원회를 별도로 구성‧운영할 수 있다.

1. 안정화 조치 시행여부

2. 안정화 조치 시행기간

3. 안정화 조치 세부 시행방안

4. 기타 제도 안정화를 위해 필요한 사항

② 제1항의 전문위원회는 위원장 1인을 포함한 9인 이내로 아래 각호에 해당하는 자를 위원으로 선임하며, 재적의원 과반수의 찬성으로 심의‧의결한다.

1. 전력거래소 임직원

2. 산업통상자원부 소속 공무원

3. 전력거래소 회원 소속 임직원

4. 법률, 회계 분야 전문가

5. 기타 전력산업에 관한 학식과 경험이 풍부한 자

③ 제2항의 규정에 따라 실시간시장 및 예비력시장의 안정화조치가 시행된 경우 실시간에너지가격은 하루전에너지가격, 실시간1차예비력가격 및 실시간주파수예비력가격은 예비력용량가치정산단가, 실시간3차예비력가격은 0원/kWh으로 대체하여 별표33에 따른 정산규정에 적용한다.

·전력시장 안정화 조치가 필요한 경우 전문위원회를 구성

·전문위원회 구성 및 심의 의결 방안

·실시간‧예비력시장의 정지 시 가격결정
방안

제16.2.3조(급전가능재생에너지발전기의 기술요건)

① 설비용량이 20MW를 초과하는 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU)를 이용하여 4초 주기의 실시간정보를 전용망을 통해 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다.

(중략)

<신 설>

제16.2.3조(급전가능재생에너지발전기의 기술요건)

① 설비용량이 20MW를 초과하는 급전가능재생에너지발전기를 보유한 발전사업자는 원격소장치(RTU)를 이용하여 4초 주기의 실시간정보를 전용망을 통해 원격으로 전력거래소에 제공하여야 한다. 다만, 부득이한 사유로 원격소장치(RTU)를 설치하는 것이 불가능한 것으로 판단되는 경우 제2항의 규정을 적용할 수 있다.

(중략)

⑥ 제1항 후단의 경우 발전사업자는 전력거래소에 증빙자료를 제출하고, 전력거래소는 증빙자료를 검토한 후 제2항의 적용여부를 결정한다.

·부득이한 사유로 RTU를 설치할 수 없는 경우 신재생자료취득장치로 대체 가능토록 예외 적용
(이 경우 증빙자료 제출 필요)

제16.2.7조(급전가능재생에너지자원의 전력거래) ① 제16.2.6조에 따라 등록된 급전가능재생에너지자원의 1차 전력거래일은 3월 첫 번째 날부터 8월 마지막 날 까지 2차 전력거래일은 9월 첫 번째 날부터 다음해 2월 마지막 날 까지로 정한다. 다만, 첫 번째 전력거래개시일은 제16장의 시범사업 시행일로 한다.

제16.2.7조(급전가능재생에너지자원의 전력거래) ① 제16.2.6조에 따라 등록된 급전가능재생에너지자원의 1차 전력거래기간은 3월 첫 번째 날부터 8월 마지막 날 까지 2차 전력거래기간은 9월 첫 번째 날부터 다음해 2월 마지막 날 까지로 정한다. 다만, 첫 번째 전력거래기간은 제16장의 시범사업 시행일부터 전력거래소가 지정한 날까지로 한다.

·문구수정

·시행일에 따라
첫 번째 전력거래기간이 지나치게 짧아지는 것을 방지하기 위함

제16.2.8조(급전가능재생에너지자원 설비용량의 관리) ① 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 급전가능재생에너지자원 및 보유자원의 폐업, 보유자원에 대한 전체 또는 부분적인 철거, 기타 복구 불가능한 고장 등으로 인하여 설비용량의 영구적인 감소가 발생한 경우 즉시 전력거래소에 신고하여야 한다.

제16.2.8조(급전가능재생에너지자원 설비용량의 관리) ① 급전가능재생에너지자원을 보유한 사업자는 급전가능재생에너지자원 및 보유자원의 폐업, 보유자원에 대한 전체 또는 부분적인 철거, 기타 복구 불가능한 고장, 중개계약의 해지 및 질권·채권양도 및 압류·가압류 발생 등으로 인하여 설비용량의 영구적인 감소가 발생한 경우 즉시 전력거래소에 신고하여야 한다.

·집합자원의 설비용량 감소 사유 추가 기재

제16.2.9조(급전가능재생에너지자원에 대한 급전지시 이행능력 시험) ① 전력거래소는 제16.2.5조 제1항 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록신청한 자원에 대하여 제16.2.6조에 따른 등록 전까지 설비이용률이 10% 이상인 상태에서 제16.2.3조 제4항 및 제5항, 제16.2.4조 제3항 및 제4항에 따른 급전지시 이행능력을 갖춘 상태인지를 시험하여야 한다.

② 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험에는 다음 각 호에 대한 사항이 포함된다.

1. 현재출력의 60%, 80%, 100% 출력제어지시 이후 두 번째 실시간시장 단위거래기간 동안의 평균출력 오차를 다음 각 목의 허용오차 이내로 유지

가. 2024년 12월 31일까지 : 설비용량의 12% 이내

나. 2025년 1월 1일부터 시범사업 종료까지
: 설비용량의 8% 이내

2. 기타 급전지시 이행능력 검증을 위한 추가 검토사항

제16.2.9조(급전가능재생에너지자원에 대한 급전지시 이행능력 시험) ① 전력거래소는 제16.2.5조제1항에 따라 급전가능재생에너지자원으로 등록신청한 자원에 대하여 제16.2.6조에 따른 등록 전까지 설비이용률이 10% 이상인 상태에서 제16.2.3조 제4항 및 제5항, 제16.2.4조 제3항 및 제4항에 따른 급전지시 이행능력을 갖춘 상태인지를 시험하여야 한다.

② 제1항에 따른 급전지시 이행능력 시험에는 다음 각 호에 대한 사항이 포함된다.

1. 설비이용률이 10% 이상인 상태에서 현재출력의 60%, 80%, 100% 출력제어지시 이후 두 번째 실시간시장 단위거래기간 동안의 평균출력 오차를 다음 각 목의 허용오차 이내로 유지

가. 2024년 12월 31일까지 : 설비용량의 12% 이내

나. 2025년 1월 1일부터 시범사업 종료까지
: 설비용량의 8% 이내

2. 전기저장장치의 기술적특성 등 기타 급전지시 이행능력 검증을 위해 추가 검토가 필요한 사항

·설비이용률 조건을
2항으로 이동

·1항의 설비이용률
조건이동

·전기저장장치 기술적
특성 검증을 시험에 포함

제16.2.10조(급전가능재생에너지자원의 자격정지)

< 신 설 >

제16.2.10조(급전가능재생에너지자원의 자격정지)

⑥ 제16.2.8조제2항의 규정에 따른 설비용량 변경으로 급전가능재생에너지자원으로 등록된 자원이 제16.2.1조제2호 및 제16.2.2조제3호의 설비용량 기준을 만족하지 못하더라도 급전가능재생에너지자원의 자격을 정지하지 아니한다.

·설비용량이 변경 시에도 자격정지는 하지 않음

제16.3.2조(하루전시장입찰서의 내용) ③ 제2항 제1호 마목의 입찰상한가격 및 바목의 입찰하한가격은 다음 각 호에 따라 정한다.

1. 입찰상한가격은 0원/kWh로 정한다.

2. 입찰하한가격은 과거 2개월 전 현물 REC 평균가격의 2.5배를 음수로 취한 값을 소수점 둘째자리까지 반올림한 값으로 정한다.

제16.3.2조(하루전시장입찰서의 내용) ③ 제2항 제1호 마목의 입찰상한가격 및 바목의 입찰하한가격은 다음 각 호에 따라 정한다.

1. 입찰상한가격은 0원/kWh로 정한다.

2. 입찰하한가격은 과거 2개월 전 현물 REC 평균가격을 음수로 취한 값을 소수점 둘째자리까지 반올림한 값으로 정한다.

·입찰하한가격 조정

제16.3.7조(실시간수요예측 및 통지) ① 전력거래소는 실시간발전계획 수립을 위한 실시간수요예측을 하여야 하며, 제16.4.5조 제2항에 따른 실시간발전계획 수립시점까지 실시간수요예측시스템을 통해 실시간발전계획 수립기간에 해당하는 수요를 예측하여야 한다.

제16.3.7조(실시간수요예측 및 통지) ① 전력거래소는 실시간발전계획 수립을 위한 실시간수요예측을 하여야 하며, 제16.4.5조 제2항에 따른 실시간발전계획 수립시점까지 실시간수요예측시스템을 통해 실시간발전계획 수립기간에 해당하는 수요를 예측하여야 한다. 단, 재생에너지의 급변 등이 예상되는 경우 실시간수요예측시스템을 통해 예측한 수요를 보정하여 적용할 수 있다.

·재생에너지 급변 등으로 수요예측 오차가 커질 것으로 예상되는 경우 수요예측값을 보정하여 사용

제16.4.1조(하루전발전계획의 수립) (중략)

⑧ 하루전발전계획 수립기간보다 기동소요시간과 최소운전시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 발전계획 담당자의 판단에 따라 거래일의 해당발전기 운전여부를 사전 지정하여 하루전발전계획을 수립할 수 있다.

< 신 설 >

제16.4.1조(하루전발전계획의 수립) (중략)

⑧ 하루전발전계획 수립기간보다 냉간 기동소요시간과 최소운전시간 및 최소정지시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 발전계획 담당자의 판단에 따라 거래일의 해당발전기 운전여부를 사전 지정하여 하루전발전계획을 수립할 수 있다.

⑨ 제16.1.10조제2항의 규정에 따라 급전가능재생에너지등록 의무가 있으나 미등록한 자원에 대해서는 입찰가격을 0원/kWh로 적용한다.

·Must Run 발전기
사전지정 대상 변경
(기동소요시간(냉간)
+ 최소운전시간
+ 최소정지시간
> 24시간인 발전기)

·미등록 자원의 우선출력제어를 위한 입찰가격 0원/kWh 지정

제16.4.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.1조의 규정에 의한 하루전발전계획의 결과를 거래일 전일 18시까지 해당 발전사업자, 송전사업자, 수요관리사업자 및 소규모전력중개사업자에게 통지함을 원칙으로 한다.

제16.4.2조(하루전발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.1조의 규정에 의한 하루전발전계획의 결과를 거래일 전일 18시까지 해당 발전사업자, 송전사업자, 수요관리사업자 및 소규모전력중개사업자에게 통지함을 원칙으로 하되, 시스템 장애 등 부득이한 상황이 발생할 경우 24시까지 발표할 수 있으며, 시범사업 동안 제주지역에 대해서는 제5.1.2조의 규정에 따른 사항을 통지하지 아니한다.

·시범사업 하루전 발전계획이 기존 발전계획을 대체하여 통지

제16.4.3조(당일발전계획의 수립)

⑤ 당일발전계획의 수립기간보다 기동소요시간과 최소운전시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 제16.4.1조의 하루전발전계획의 운전상태를 준용하는 것을 원칙으로 하되 필요시 발전계획 담당자의 판단에 따라 조정하여 당일발전계획을 수립할 수 있다.

< 신 설 >

제16.4.3조(당일발전계획의 수립)

⑤ 당일발전계획의 수립기간보다 냉간 기동소요시간과 최소운전시간 및 최소정지시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 제16.4.1조의 하루전발전계획의 운전상태를 준용하는 것을 원칙으로 하되 필요시 발전계획 담당자의 판단에 따라 조정하여 당일발전계획을 수립할 수 있다.

⑥ 제16.1.10조제2항의 규정에 따라 급전가능재생에너지자원 등록 의무가 있으나 미등록한 자원에 대해서는 입찰가격을 0원/kWh로 적용한다.

·Must Run 발전기
사전지정 대상 변경
(기동소요시간(냉간)
+ 최소운전시간
+ 최소정지시간
> 12시간인 발전기)

·미등록 자원의 우선출력제어를 위한 입찰가격 0원/kWh 지정

제16.4.5조(실시간발전계획의 수립)

④ 실시간발전계획의 수립기간보다 기동소요시간과 최소운전시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 실시간발전계획 수립 시 제16.4.3조의 당일발전계획의 운전상태를 준용하는 것을 원칙으로 하되 필요시 발전계획 담당자의 판단에 따라 해당발전기의 운전여부를 조정하여 적용할 수 있다.

< 신 설 >

제16.4.5조(실시간발전계획의 수립)

④ 실시간발전계획의 수립기간보다 냉간 기동소요시간과 최소운전시간 및 최소정지시간을 합한 시간이 긴 발전기의 경우 실시간발전계획 수립 시 제16.4.3조의 당일발전계획의 운전상태를 준용하는 것을 원칙으로 하되 필요시 발전계획 담당자의 판단에 따라 해당발전기의 운전여부를 조정하여 적용할 수 있다.

⑤ 제16.1.10조제2항의 규정에 따라 급전가능재생에너지자원 등록 의무가 있으나 미등록한 자원에 대해서는 입찰가격을 0원/kWh로 적용한다.

·Must Run 발전기
사전지정 대상 변경
(기동소요시간(냉간)
+ 최소운전시간
+ 최소정지시간
> 2시간인 발전기)

·미등록 자원의 우선출력제어를 위한 입찰가격 0원/kWh 지정

제16.4.6조(실시간발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.5조의 규정에 의한 실시간발전계획의 결과를 거래시점 15분전까지 해당 발전사업자, 송전사업자 및 소규모전력중개사업자 통지함을 원칙으로 한다.

< 신 설 >

제16.4.6조(실시간발전계획의 통지) ① 전력거래소는 제16.4.5조의 규정에 의한 실시간발전계획의 결과를 거래시점 15분전까지 해당 발전사업자, 송전사업자 및 소규모전력중개사업자 통지함을 원칙으로 하되, 시스템 장애 등 부득이한 상황 발생으로 발전계획이 정상적으로 수립되지 않은 경우 아래 각호의 우선순위에 따라 발전계획을 대체하여 적용한다.

1. 미수립구간이 포함된 가장 최근의 실시간발전계획

2. 미수립구간이 포함된 가장 최근의 당일발전계획

3. 하루전발전계획

(중략)

⑥ 제1항부터 제3항까지에 관한 세부사항은 별표34를 따른다.

·부득이한 경우
가장 최근 수립된 실시간발전계획

→당일발전계획

→하루전발전계획
순으로 따르도록 변경

·발전계획과 관련된 세부사항은 별표34 발전계획 수립절차를 따름

제16.4.7조(에너지가격의 결정) ④ (중략)

4. 에너지가격(SMPm,t) 결정 시 에너지시장(m)에 대하여 자원별로 적용되는 2차증분가격계수(QPCm,i,t), 1차증분가격계수(LPCm,i,t), 가격상수(NLPCm,i,t), 최대 출력증가율(RURm,i,t), 최대 출력감소율(RDRm,i,t)은 다음과 같다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기	급전가능 재생에너지 자원	<신 설>	HVDC
	SNSTm,i,t = 1	SNSTi,t = 0
QPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 QPCi	단독 GT QPCi	QPCi	0		0
LPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 LPCi	단독 GT LPCi	LPCi	발전계획량에 해당하는 입찰가격		거래일의 육지 계통한계가격
NLPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 NLPCi	단독 GT NLPCi	NLPCi	0		0
< 신 설 >
RURm,i,t	RURi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RURi	RURi	RURi		9,999
RDRm,i,t	RDRi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RDRi	RDRi	RDRi		9,999
SUCm,i,t	GT_SUCi×∑jSU_GTm,i,j,t + ST_SUCi×SU_STm,i,t	SEm,i,t-1=0이고, SEm,i,t>0 이면 단독 GT SUCi 그 외의 경우 0	SEm,i,t-1=0이고, SEm,i,t>0 이면 SUCi 그 외의 경우 0	0		0

ST_SUCi : 자원(i)의 스팀터빈에 대한 기동비용(원)

(중략)

5. 증분가격(IPm,i,t)은 발전계획량 수준에서 해당 자원의 출력을 한 단위 증가시키는데 소요되는 비용으로, 거래기간별로 계산한다.

가. SEm,i,t = 0 인 경우, IPm,i,t = 0

나. SEm,i,t > 0 인 경우,

IPm,i,t
= [(2×QPCm,i,t×SEm,i,t×1h + LPCm,i,t)/STLFi,t]/1,000

6. 무부하가격(NLPm,i,t)는 증분가격만으로는 회수할 수 없는 자원의 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로, 각 자원의 연속운전시간 별로 계산한다.

가. 각 자원의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래일 전일 19시부터 거래일 익일 4시까지 총 34시간의 발전계획을 통해 결정한다.

나. 각 자원의 무부하가격은 연속운전시간 중 최소출력 이상으로 계획된 거래시간에 대하여 연료비결손액 합계를 발전량 합계로 나누어 계산한다.

[eqn: NLP _{m,i,t} = {1} over {STLF _{i,t}} TIMES LEFT [ {sum _{t=x} ^{t=y} LEFT { (NLPC _{m,i,t} -QPC _{m,i,t} TIMES SE _{m,i,t}^{2} TIMES 1h) TIMES GSI _{m,i,t} RIGHT }} over {sum _{t=x} ^{t=y} (SE _{m,i,t} TIMES GSI _{m,i,t} )} RIGHT ] /1,000]

GSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효 운전여부
SEm,i,t ≥ MGi 인 경우 GSIm,i,t = 1, 그 외의 경우에는 GSIm,i,t = 0

MGi : 자원(i)의 최소발전용량(MW)

(중략)

3) 계통제약 자원 그룹의 운전대수 합이 해당 그룹의 필수운전 기동대수 이하인 경우

(중략)

MGi : 자원(i)의 최소발전용량(MW)

(중략)

7. 기동가격(SUPm,i,t)은 자원의 기동에 소요되는 비용을 보전하기 위한 것으로서, 해당 자원의 연속운전시간 별로 계산한다.

가. 각 자원의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래일 전일 19시부터 거래일 익일 4시까지 총 34시간의 발전계획을 통해 결정한다.

GSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효 운전여부
SEm,i,t ≥ MGi 인 경우 GSIm,i,t = 1, 그 외의 경우에는 GSIm,i,t = 0

MGi : 자원(i)의 최소발전용량(MW)

(중략)

8. 제2호의 각 자원의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

가. 비한계자원으로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 해당 자원이 최소발전용량(MGi), 주파수제어예비력계획량(SFCRm,i,t) 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획된 경우

SEm,i,t ≤ MGi + SFCRm,i,t + TO_MGi

(중략)

4) 해당 자원이 자신의 최대속도로 감발하도록 발전계획된 경우

단, 여기서 t-1이라 함은 직전 거래기간을 의미한다.

SEm,i,t-1–SEm,i,t≥(RDRm,i,t–TO_RRi)×TPDm×60

(중략)

MGi : 자원(i)의 거래기간(t)에 대한 최소발전용량(MW)

제16.4.7조(에너지가격의 결정) ④ (중략)

4. 에너지가격(SMPm,t) 결정 시 에너지시장(m)에 대하여 자원별로 적용되는 2차증분가격계수(QPCm,i,t), 1차증분가격계수(LPCm,i,t), 가격상수(NLPCm,i,t), 최대 출력증가율(RURm,i,t), 최대 출력감소율(RDRm,i,t)은 다음과 같다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기	급전가능 재생에너지 자원	제16.1.10조 제2항의 미등록 자원	HVDC
	SNSTm,i,t = 1	SNSTi,t = 0
QPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 QPCi	SNGTm,i,t:0조합 QPCi	QPCi	0원/MWh2	0원/MWh2	0원/MWh2
LPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 LPCi	SNGTm,i,t:0조합 LPCi	LPCi	발전계획량에 해당하는 입찰가격	0원/MWh	거래일의 육지 계통한계가격
NLPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 NLPCi	SNGTm,i,t:0조합 NLPCi	NLPCi	0원/h	0원/h	0원/h
MGm,i,t	MGi ✕(SNGTm,i,t÷MIN_NGTi)	단독 GT MGi ✕SNGTm,i,t	MGi	시간대별 최소발전용량 입찰값	0MW	최소 운전한계량
RURm,i,t	RURi ✕(SNGTm,i,t÷NGTi)	단독 GT RURi ✕SNGTm,i,t	RURi	9,999 MW/min	9,999 MW/min	9,999 MW/min
RDRm,i,t	RDRi ✕(SNGTm,i,t\÷NGTi)	단독 GT RDRi ✕SNGTm,i,t	RDRi	9,999 MW/min	9,999 MW/min	9,999 MW/min
SUCm,i,t	GT_SUCi×∑jSU_GTm,i,j,t + ST_SUCi×SU_STm,i,t	GT_SUCi ×∑jSU_GTm,i,j,t	SEm,i,t-1=0이고, SEm,i,t>0 이면 SUCi 그 외의 경우 0원	0원	0원	0원

MIN_NGTi : 자원(i)의 최소출력 운전을 위한 가스터빈 발전기 필요 운전 대수

ST_SUCi : 자원(i)의 스팀터빈에 대한 기동비용(원), ST_SUCi = SUCi - GT_SUCi

(중략)

5. 증분가격(IPm,i,t)은 발전계획량 수준에서 해당 자원의 출력을 한 단위 증가시키는데 소요되는 비용으로, 거래기간별로 계산한다.

가. SEm,i,t = 0 인 경우, IPm,i,t = 0

나. |SEm,i,t| > 0 인 경우,

IPm,i,t
= [(2×QPCm,i,t×SEm,i,t×1h + LPCm,i,t)/STLFi,t]/1,000

6. 무부하가격(NLPm,i,t)는 증분가격만으로는 회수할 수 없는 자원의 연료비 결손액을 보전하기 위한 것으로, 각 자원의 연속운전시간 별로 계산한다.

가. 각 자원의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래일 전일 19시부터 거래일 익일 4시까지 총 34시간의 발전계획을 통해 결정한다. 단, 거래전일 19시부터 24시까지는 거래일 발전계획의 첫 번째 구간의 결과를 준용하고, 거래익일 1시부터 4시까지는 거래일 발전계획의 마지막 구간의 결과를 준용한다.

나. 각 자원의 무부하가격은 연속운전시간 중 최소출력 이상으로 계획된 거래시간에 대하여 연료비결손액 합계를 발전량 합계로 나누어 계산한다.

[eqn: NLP _{m,i,t} = {1} over {STLF _{i,t}} TIMES LEFT [ {sum _{t=x} ^{t=y} LEFT { (NLPC _{m,i,t} -QPC _{m,i,t} TIMES SE _{m,i,t}^{2} TIMES 1h) TIMES GSI _{m,i,t} RIGHT }} over {sum _{t=x} ^{t=y} (SE _{m,i,t} TIMES GSI _{m,i,t} )} RIGHT ] /1,000]

GSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효 운전여부
SEm,i,t ≥ MGm,i,t 인 경우 GSIm,i,t = 1, 그 외의 경우에는 GSIm,i,t = 0

MGm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 최소발전용량(MW)

(중략)

3) 계통제약 자원 그룹의 운전대수 합이 해당 그룹의 필수운전 기동대수 이하인 경우

(중략)

MGm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 최소발전용량(MW)

(중략)

7. 기동가격(SUPm,i,t)은 자원의 기동에 소요되는 비용을 보전하기 위한 것으로서, 해당 자원의 연속운전시간 별로 계산한다.

가. 각 자원의 연속운전시간은 거래일을 포함하여 거래일 전일 19시부터 거래일 익일 4시까지 총 34시간의 발전계획을 통해 결정한다. 단, 거래전일 19시부터 24시까지는 거래일 발전계획의 첫 번째 구간의 결과를 준용하고, 거래익일 1시부터 4시까지는 거래일 발전계획의 마지막 구간의 결과를 준용한다.

GSIm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 유효 운전여부
SEm,i,t ≥ MGm,i,t 인 경우 GSIm,i,t = 1, 그 외의 경우에는 GSIm,i,t = 0

MGm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 최소발전용량(MW)

(중략)

8. 제2호의 각 자원의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

가. 비한계자원으로서 다음의 경우에는 가격결정자격이 없는 것으로 한다.

1) 해당 자원이 최소발전용량(MGm,i,t), 주파수제어예비력계획량(SFCRm,i,t) 및 허용한도를 더한 값 이하로 발전계획된 경우

SEm,i,t ≤ MGm,i,t + SFCRm,i,t + TO_MGi

(중략)

4) 해당 자원이 자신의 최대속도로 감발하도록 발전계획된 경우

단, 여기서 t-1이라 함은 직전 거래기간을 의미한다.

SEm,i,t-1–SEm,i,t≥(RDRm,i,t-1–TO_RRi)×TPDm×60

(중략)

MGm,i,t : 에너지시장(m)에 대한 자원(i)의 거래기간(t)별 최소발전용량(MW)

‧ 미등록 자원에 대한 기준 신설 및 가격 0원 적용

·단독 GT 운전 시의 비용함수 명확화

·결정조합별 최소
용량 변경을 위한 기호 신설(MGm,i,t)

·급전가능자원 및 미등록 자원에 대한 증감발률 지정

·기호 신설

·스팀터빈 기동비용 명확화

·HVDC가 역송 시에도 송전제약에 걸리지 않은 경우 육지발전기(육지SMP)와 제주발전기 중 가장 높은 값으로 가격 결정

·현행 가격결정 방식 준용
(34시간 발전계획 이용,
1시 → 전일19시~24시
24시 → 익일1시~4시 )

·조합별 최소출력
반영

·현행 가격결정 방식 준용
(34시간 발전계획 이용,
1시 → 전일19시~24시
24시 → 익일1시~4시 )

·조합별 최소출력
반영

·결정조합에 따른
최소출력을 기준으로 가격결정 제외

·2:1→1:1 조합변경 시 2:1조합의 최대감발량을 적용키 위함

제16.4.8조(하루전에너지가격의 공개) 전력거래소는 하루전에너지가격을 거래일 전일 18시까지 공개함을 원칙으로 하되, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 발표할 수 있다.

제16.4.8조(하루전에너지가격의 공개) 전력거래소는 하루전에너지가격을 거래일 전일 18시까지 공개함을 원칙으로 하되, 시스템 장애 등 부득이한 경우 24시까지 발표할 수 있으며, 시범사업 동안 제주지역 하루전에너지가격에 대해서는 제2.4.2조의 2의 규정에 따른 사항을 공개하지 아니한다.

·시범사업 하루전에너지가격이 기존 계통한계가격을 대체하여 통지

제16.4.10조(실시간예비력가격 결정)

< 신 설 >

③ 제1항 및 제2항에 의한 실시간3차예비력가격은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

(중략)

2. 제1호의 자원별 실시간3차예비력기회비용(TR_LOCRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

(중략)

나. HVDC

1) HVDC에 실시간3차예비력이 계획되지 않은 경우(STRRT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

2) HVDC가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

3) HVDC가 운전계획 된 경우(|SERTi,t| > 0) : TR_LOCRT,i,t = MAX{ ( SMPRT,i,t - GPRT,i,t ), 0 } × 1h

④ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 실시간주파수제어예비력가격(FCR_PRT,t)은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

3. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

가. 중앙급전발전기

1) 발전기가 주파수제어예비력을 제공할 수 없는 것으로 입찰한 경우(AGC_ONRT,i,t=0) : AVR_DNRT,i,t = 0

2) 발전기가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : AVR_DNRT,i,t = 0

3) 발전기가 운전계획 된 경우(SERT,i,t > 0)
: AVR_DNRT,i,t
= Max{ ( SERT,i,t – AGC_MINRT,i,t ) × AGC_ONRT,i,t, 0 }

⑤ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 실시간1차예비력가격(PCR_PRT,t)은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

(중략)

3. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간1차예비력기회비용(PCR_LOCRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

(중략)

나. HVDC

(중략)

3) HVDC가 정송계획 된 상태이고, 설비용량(TLCRT,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)을 차감한 값이 최대공급능력(TLA_MAXRT,i,t) 이상일 경우(SERTi,t > 0 &  TLCRTi,t - SPCRRTi,t ≥ TLA_MAXRTi,t )
: PCR_LOCRT,i,t = 0

4) HVDC가 정송계획 된 상태이고, 설비용량(TLCRT,i,t)에서 실시간1차예비력계획량(SPCRRT,i,t)을 차감한 값이 최대공급능력(TLA_MAXRT,i,t) 미만일 경우(SERTi,t > 0 &  TLCRTi,t - SPCRRTi,t < TLA_MAXRTi,t )
: PCR_LOCRT,i,t = MAX{ LOCRHF, 0 } × 1h

5) HVDC가 역송계획 된 상태인 경우(SERT,i,t < 0)

: PCR_LOCRT,i,t = MAX{ LOCRHF, 0 } × 1h

제16.4.10조(실시간예비력가격 결정)

③ 실시간예비력가격 결정시 실시간시장(RT)에 대하여 자원별로 적용되는 GF상한(GF_MAXRT,i,t), GF하한(GF_MINRT,i,t), AGC상한(AGC_MAXRT,i,t), AGC하한(AGC_MINRT,i,t), 최대 출력증가율(RURRT,i,t), 최대 출력감소율(RDRRT,i,t) 공급가능용량(RART,i,t)는 다음과 같다.

	다조합 복합발전기		다조합 복합발전기 외 중앙급전발전기
	SNSTm,i,t = 1	SNSTi,t = 0
GF_MAXRT,i,t	GF_MAXRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	GF_MAXRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	GF_MAXRT,i,t
GF_MINRT,i,t	GF_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	GF_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	GF_MINRT,i,t
AGC_MAXRT,i,t	AGC_MAXRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	AGC_MAXRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	AGC_MAXRT,i,t
AGC_MINRT,i,t	AGC_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	AGC_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	AGC_MINRT,i,t
RURRT,i,t	RURi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RURi ✕SNGTm,i,t	RURi
RDRRT,i,t	RDRi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RDRi ✕SNGTm,i,t	RDRi
RART,i,t	RART,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	RART,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	RART,i,t

여기서,

ONGTm,i,t : 에너지시장(m)에 대하여 자원(i)가 제출한 거래기간(t)별 가스터빈 발전기 운전 가능대수

MIN_NGTi : 자원(i)의 최소출력 운전을 위한 가스터빈 발전기 필요 운전 대수

④ 제1항 및 제2항에 의한 실시간3차예비력가격은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

(중략)

2. 제1호의 자원별 실시간3차예비력기회비용(TR_LOCRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

(중략)

나. HVDC

1) HVDC에 실시간3차예비력이 계획되지 않은 경우(STRRT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

2) HVDC가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

3) HVDC가 운전계획 된 경우(|SERTi,t| > 0) : TR_LOCRT,i,t = 0

⑤ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 실시간주파수제어예비력가격(FCR_PRT,t)은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

3. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간주파수제어하향제공가능용량(AVR_DNRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

가. 중앙급전발전기

1) 발전기가 주파수제어예비력을 제공할 수 없는 것으로 입찰한 경우(AGC_ONRT,i,t=0) : AVR_DNRT,i,t = 0

2) 발전기가 정지계획 된 경우(SERT,i,t = 0) : AVR_DNRT,i,t = 0

3) 발전기가 운전계획 된 경우(SERT,i,t > 0)
:AVR_DNRT,i,t

= Max{ Min{( SERT,i,t – AGC_MINRT,i,t ) × AGC_ONRT,i,t, 5×RDRRT,i,t× AGC_ONRT,i,t}, 0 }

⑥ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 실시간1차예비력가격(PCR_PRT,t)은 다음 각호의 방법으로 계산한다.

(중략)

3. 제1호 및 제2호의 자원별 실시간1차예비력기회비용(PCR_LOCRT,i,t)은 아래 각 목의 방법으로 정한다.

(중략)

나. HVDC

(중략)

3) HVDC가 운전계획 된 경우(|SERTi,t| > 0)
: PCR_LOCRT,i,t = MAX{ LOCRHF, 0 } × 1h

< 삭 제 >

< 삭 제 >

·다조합발전기의
조합별 특성을 반영하여 기술적특성 변경

·항번호 변경

·HVDC 3차 예비력가격 산식 수정
(23-4차 규칙위 의결사항 반영)

·항번호 변경

·주파수제어예비력
하향제공가능량
5분 증감발 기준 반영

·항번호 변경

·HVDC 1차 예비력가격 산식 수정
(23-4차 규칙위 의결사항 반영)

· 3)으로 통합

제16.6.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산)

< 신 설 >

제16.6.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산)

⑥ 전력거래소는 제16.2.10조의 규정에 의하여 급전가능집합전력자원으로서의 자격을 정지하는 경우에는 자격정지일 첫 거래시간부터, 중개계약이 해지된 경우에는 계약해지일 첫 거래시간부터 해당 보유자원에 대하여 제5항의 규정을 적용하여 정산금을 지급한다.

·보유자원에 대하여 급전가능집합전력자원의 효력이 상실된 경우 비중앙급전발전기의 기준을 적용하여 정산

< 신 설 >

< 신 설 >

부  칙 (2024. 2. XX.)

제1조(급전가능재생에너지자원 등록신청 경과조치)

제16.2.5조제1항에도 불구하고 전력시장 제도개선 제주 시범사업 시행일에 참여하고자 하는 급전가능재생에너지자원에 대한 등록신청 마감은 시행일로부터 1개월 전까지로 한다.

제2조(설비용량 3MW초과 급전가능재생에너지자원 등록 의무 자원에 대한 경과 규정)

① 제16.1.10조, 제16.4.1조, 제16.4.3조, 제16.4.5조, 제16.4.7조, 별표34 7.5.2.1의 설비용량 3MW초과 급전가능재생에너지자원 미등록 발전기에 대한 규정은 제16.2.7조의 2024년 2차 전력거래기간부터 적용한다.

② 제16.1.10조제2항의 설비용량 3MW초과 급전가능재생에너지자원 미등록 발전기에 대해서는 16.3.2조제5항을 2024년 2차전력거래기간부터 적용한다.

·최초 전력거래기간에 한하여 자원 등록 기간 연장

·시범사업 의무 참여 대상에 대한 자기 발전계획량 입찰 의무 부여

(2024년 2차 전력거래기간부터 적용)

[별표 8] 정산 및 결제 절차

7.0 절차

7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등

<신 설>

[별표 8] 정산 및 결제 절차

7.0 절차

7.1 발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등

7.1.11 제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업의 하루전에너지가격, 실시간에너지가격, 임시실시간에너지가격, 실시간예비력가격, 임시실시간예비력가격, 실시간예비력기회비용 및 별표33 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준의 에너지거래가격은 소수점 이하 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다.

·제주 시범사업 관련 소수점 처리 기준 신설

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한
사업자에 대한 정산

가. 전력량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략)

(2) 급전가능재생에너지자원

(라) 임밸런스페널티 (중략)

MGOi,t / ICDMi < 10%인 경우, IMBPi,t = 0

그 외의 경우,

IMBPi,t = ∑q(IMBPi,t,q)

IMBPi,t,q

= -[Max { ( MGOi,t – SET_POINTi,t ) - ICDMi × IMB_TOL, 0 } × TPR_Ei,t,q × Max{ RT_MPi,t,q – Min(Mins(OFFER_PRICEi,t,s), 0), 0 } ] × 1,000

(중략)

[별표 33] 전력시장 제도개선 제주 시범사업에 대한 정산기준

3. 발전사업자 및 급전가능재생에너지자원을 보유한
사업자에 대한 정산

가. 전력량에 대한 정산

(1) 일반발전기

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략)

Maxn(MEGWn,i,t) : 발전기(i)가 변경입찰한 회차(n)에 제출한 거래시간(t)에 대한 발전사업자 하한제약량 중 최댓값(MWh)
단, 전력거래소의 급전지시로 제약을 변경한 경우에는 자기제약량은 최종 제출한 하한제약량을 사용한다.

(2) 급전가능재생에너지자원

(라) 임밸런스페널티 (중략)

MGOi,t / ICDMi < 10%인 경우, IMBPi,t = 0

그 외의 경우,

IMBPi,t = ∑q(IMBPi,t,q)

IMBPi,t,q

= -[Max { (MGOi,t– SET_POINTi,t) - ICDMi × IMB_TOL, 0 } × TPR_Ei,t,q × IMBPPi,t,q × 1,000

RT_MPi,t,q ≤ 0 인 경우,

IMBPPi,t,q = Max{ - MIN_OFFER_PRICE,  0 }

RT_MPi,t,q > 0 인 경우,

IMBPPi,t,q

= Max{RT_MPi,t,q – Mins(OFFER_PRICEi,t,s), 0}

그 외의 경우, IMBPPi,t,q = 0

IMBPPi,t,q : 급전가능재생에너지자원(i)의 거래시간(t)에 대한 구간(q)별 임밸런스페널티 적용가격(원/kWh)

MIN_OFFER_PRICE : 제16.3.2조제3항제2호의 입찰하한가격(원/kWh)

(중략)

·용어신설

·임밸런스 페널티
산식 변경

·발전량>급전지시량이고, RT_MP≤0인 경우
페널티=입찰하한가

·발전량>급전지시량이고, RT_MP>0인 경우
페널티
=RT_MP-자기입찰최솟값

·용어신설

(3) 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

(중략)

하루전에너지시장 정산금은 하루전 제출한 발전예측량에 대해 하루전에너지가격으로 계산한다. 단, 제16.3.1조의 하루전에너지시장 입찰 대상이 아닌 발전기에 대해서는 전체 계량전력량을 하루전에너지가격으로 정산한다.

(중략)

실시간에너지시장 에너지정산금은 하루전 제출한 발전예측량과 계량값과의 편차에 대하여 실시간에너지가격으로 계산한다. 단, 제16.3.1조의 하루전에너지시장 입찰 대상이 아닌 발전기에 대해서는 정산하지 아니한다.

(3) 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

(중략)

하루전에너지시장 정산금은 하루전발전계획량에 대해 하루전에너지가격으로 계산한다. 단, 제16.3.1조의 하루전에너지시장 입찰 대상이 아닌 발전기에 대해서는 전체 계량전력량을 하루전에너지가격으로 정산한다.

(중략)

실시간에너지시장 에너지정산금은 하루전발전계획량과의 편차에 대하여 실시간에너지가격으로 계산한다. 단, 제16.3.1조의 하루전에너지시장 입찰 대상이 아닌 발전기에 대해서는 정산하지 아니한다.

·1MW 초과 발전기에 대해서도 출력제어를 할 수 있으므로 발전예측량 → 하루전발전계획량으로 용어 변경

나. 공급가능용량에 대한 정산

(1) 일반발전기 (중략)

전력거래소가 전력계통의 안정운영을 위하여 발전기의 공급가능용량 이상으로 급전지시를 하거나, 발전기의 정비 또는 시험일정을 변경하는 경우에는 전력거래소 지시에 의한 발전기의 추가 용량정산금(XCPi,t)을 아래 산식에 따라 지급한다. 단, 복합발전기의 경우 공급가능용량 대신 기온반영 공급가능용량을 적용하여 정산한다.

복합발전기가 아닌 발전기의 경우,

XCPi,t = Max{MGOi,t - Min(Ai,t, RAi,t, MGOi,t), 0}
× (HCFi,t + β) × XSOFi,t × 1,000

복합발전기의 경우,

XCPi,t = Max{MGOi,t - Min(TAi,t, RAi,t, MGOi,t), 0}
× (HCFi,t + β) × XSOFi,t × 1,000

<신설>

XSOFi,t : 발전기(i)의 의 거래시간(t)별 공급가능용량 초과 급전지시 여부,
초과 급전지시를 한 경우, XSOFi,t = 1

그렇지 않은 경우, XSOFi,t = 1

나. 공급가능용량에 대한 정산

(1) 일반발전기 (중략)

전력거래소가 전력계통의 안정운영을 위하여 발전기의 공급가능용량 이상으로 급전지시를 하거나, 발전기의 정비 또는 시험일정을 변경하는 경우에는 전력거래소 지시에 의한 발전기의 추가 용량정산금(XCPi,t)을 아래 산식에 따라 지급한다. 단, 복합발전기의 경우 공급가능용량 대신 기온반영 공급가능용량을 적용하여 정산한다.

복합발전기가 아닌 발전기의 경우,

XCPi,t = [{RAi,t + XEOGAi,t} - Min{Ai,t, RAi,t, Max(MGOi,t,FCAi,t)}] × (HCFi,t + β ) × 1,000

복합발전기의 경우,

XCPi,t = [{RAi,t + XEOGAi,t} - Min{RAi,t, TAi,t, Max(MGOi,t,FCAi,t)}] × (HCFi,t + β ) × 1,000

XEOGAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t) 별 전력거래소 지시로 발전기의 입찰량을 초과하여 발전하도록 지시한 초과전력량(MWh)

<삭 제>

·제23-4차 규칙개정사항 반영
( [별표2]Ⅰ.12.나.
기존 규칙 준용 )

·신규기호 신설

·불필요 기호 삭제

(2) 급전가능재생에너지자원

급전가능재생에너지자원에 대한 정산은 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 실효용량, 계량전력량 및 급전지시 출력 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다.

TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, EAi) × RCPi × 1,000

(2) 급전가능재생에너지자원

급전가능재생에너지자원에 대한 정산은 발전사업자 및 소규모전력중개사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 실효용량, 계량전력량 및 급전지시 출력 등을 반영하여 아래와 같이 정산한다.

SET_POINTi,t = RAi,t 인 경우,

TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, MGOi,t, EAi) × RCPi × 1,000

SET_POINTi,t < RAi,t 인 경우,

TPCPi,t = Min(Ai,t, RAi,t, EAi) × RCPi × 1,000

·출력제어 미발생 시
Min(입찰값, 계량값, 실효용량) 으로 정산

·출력제어 발생 시
Min(입찰값, 실효용량) 으로 정산

아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

(중략)

(4) 계량값(MGOi,t)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

(중략)

(라) 전력거래소는 규칙 제4.2.5.1조, 제4.2.5.5조의 2 및 별표8에 의거하여 발전기 운전조합을 정정할 수 있다.

아. 다조합 복합발전기 운전조합 판단기준

(중략)

(4) 계량값(MGOi,t)에 대한 운전조합은 아래와 같이 정해진다.

(중략)

(5) 전력거래소는 규칙 제4.2.5.1조, 제4.2.5.5조의 2 및 별표8에 의거하여 (2) ~ (4)의 항목에 대한 발전기 운전조합을 정정할 수 있다.

·발전기 운전조합 정정할 수 있는 항목 추가

(계량값 +
제약량,입찰량)

[별표 34] 전력시장 제도개선 제주 시범사업 발전계획 수립절차

7.4.3	기술적 특성자료 (중략)

입찰자료	단위	구분	발전기	비고
출력 증가율	MW/min	일	급전가능재생에너지발전기	입찰 출력증가율(미제출시 999)
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치	999
			비중앙급전발전기	999
출력 감소율	MW/min	일	급전가능재생에너지발전기	입찰 출력감소율(미제출시 999)
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치	999
			비중앙급전발전기	999
최소 운전시간	hh:mm	일	급전가능재생에너지발전기	입찰 기술 특성
			급전가능집합전력자원	입찰 기술 특성
			중앙급전 전기저장장치	0
			비중앙급전발전기
최소 정지시간	hh:mm	일	급전가능재생에너지발전기	입찰 기술 특성
			급전가능집합전력자원	입찰 기술 특성
			중앙급전 전기저장장치	0
			비중앙급전발전기

[별표 34] 전력시장 제도개선 제주 시범사업 발전계획 수립절차

7.4.3	기술적 특성자료 (중략)

입찰자료	단위	구분	발전기	비고
출력 증가율	MW/min	일	급전가능재생에너지발전기	9,999
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치
			비중앙급전발전기
출력 감소율	MW/min	일	급전가능재생에너지발전기	9,999
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치
			비중앙급전발전기
최소 운전시간	hh:mm	일	급전가능재생에너지발전기	0
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치
			비중앙급전발전기
최소 정지시간	hh:mm	일	급전가능재생에너지발전기	0
			급전가능집합전력자원
			중앙급전 전기저장장치
			비중앙급전발전기

·현행 비중앙급전발전기의 기술적특성 준용(별표9 7.1.8, ②)

6.4	발전계획 재수립은 아래 각 항에 따라 재수립한다.

1. 하루전 발전계획은 : 수립일 24시까지 시스템을 통해 재수립 수행 및 공표

2. 당일 발전계획 : 다음 거래시간 전까지 시스템을 통해 재수립 수행 및 공표

3. 실시간 발전계획 : 다음 거래구간 전까지 시스템을 통해 재수립 수행 및 공표

4. 1부터 3까지 해당하는 발전계획 재수립시 수행시점에 연계된 입력자료를 기준으로 발전계획을 재수립한다.

5. 그 외, 연계 데이터에 대한 수정이 불가한 경우 또는 1부터 3까지 명시한 시간 이후에 재수립이 필요한 경우는 실시간가격결정시스템의 입력자료가 있을 경우 외부에서 발전계획 수립하여 활용한다.

< 삭 제 >

·7.7.2의 절차로 통합

7.5.2	발전계획 목적함수

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

7.5.2.2 발전량 과부족, 예비력 부족, 기타 제약조건 미준수 등의 발생으로 정상적인 발전계획 수립이 불가능할 경우 별표9의 7.5.4의 제약 완화 설정치 기준을 고려하여 발전계획을 수립한다. 단, 출력제어의 제약완화 설정치는 7,000원/kWh를 적용한다.

7.5.2	발전계획 목적함수

7.5.2.1	발전계획은 발전계획수립구간의 총 발전비용 및 수요감축비용 최소화를 목적으로 운영예비력, 발전기 자기제약, 송전제약 등 제약을 고려한 에너지와 예비력의 동시 최적화를 수행하여 수립한다. 단, 비중앙급전발전기의 출력제어에 대해서는 7,000원/kWh, 제16.1.10조제2항의 급전가능재생에너지자원 등록의무가 있으나 미등록한 자원의 발전가격은 0원/kWh으로 적용한다.

7.5.2.2 발전량 과부족, 예비력 부족, 기타 제약조건 미준수 등의 발생으로 정상적인 발전계획 수립이 불가능할 경우 별표9의 7.5.4의 제약 완화 설정치 기준을 고려하여 발전계획을 수립한다. 단, 출력제어의 제약완화 설정치는 7,000원/kWh를 적용한다.

·7.5.2.2 후단의 규정 이동

·미등록자원 우선
출력제어

·7.5.2.1의 후단으로 규정 이동

7.7.2	가격결정시스템의 기능이 전부 또는 일부가 정지된 경우에는 해당 시스템의 기능이 복구되는 즉시 시스템을 정상화하여 발전계획을 수립하여야 하며, 별표6.4의 재수립 외 발전계획이 필요한 경우 아래 자료 중 가장 최근에 수립된 정보를 활용한다. 단, 예비력가격은 육지의 예비력 용량가치 단가를 적용한다.

1. 실시간가격결정시스템의 하루전에너지계획 및 하루전에너지가격

2. 하루전발전계획 및 하루전시장가격

3. 하루전시장에서의 유사일 발전계획 및 시장가격

< 신 설 >

7.7.2	가격결정시스템의 기능이 전부 또는 일부가 정지된 경우에는 해당 시스템의 기능이 복구되는 즉시 시스템을 정상화하여 발전계획을 수립하거나 발전계획 수립 불가 시 최근 발전계획을 준용하여 에너지가격과 예비력가격을 결정하여야 하며 자세한 사항은 다음 절차를 따른다.

< 삭 제 >

7.7.2.1	시스템 장애 등에 따른 입력데이터 미취득으로 하루전발전계획이 정상적으로 수립되지 않았으나 이후 입력데이터가 정상적으로 취득된 경우 하루전발전계획을 재수립하고 거래일 전일 24시까지 제16.4.2조제2항의 하루전발전계획에 대한 사항과 제16.4.8조의 하루전에너지가격을 발표한다.

7.7.2.2	시스템 장애 등에 따라 입력데이터 미취득으로 하루전발전계획 수립이 불가능한 경우 유사일의 하루전발전계획을 준용하여 하루전에너지가격을 결정하고 7.7.2.1의 발표시간까지 통지한다.

7.7.2.3	시스템 장애를 비롯하여 예측하지 못한 상황으로 하루전발전계획 수립결과 및 하루전에너지가격 공개가 7.7.2.1의 발표시간보다 지연되는 경우에는 전력거래소가 별도로 통지할 수 있다.

7.7.2.4	시스템 장애 등에 따른 입력데이터 미취득 등으로 실시간발전계획 수립이 불가하여 실시간에너지가격 및 실시간예비력가격을 결정할 수 없는 경우 아래 우선순위에 따라 발전계획 미수립 구간을 정상적으로 수립된 발전계획으로 대체하여 실시간에너지가격 및 실시간예비력가격을 결정하고 거래일 익일 24시까지 통지한다.

1. 미수립구간이 포함된 가장 최근의 실시간발전계획

2. 미수립구간이 포함된 가장 최근의 당일 발전계획

3. 하루전발전계획

4. 유사일의 하루전발전계획

7.7.2.5	시스템 장애를 비롯하여 예측하지 못한 상황으로 당일발전계획 수립결과, 실시간발전계획 수립결과, 실시간에너지가격 및 실시간예비력가격 공개가 7.7.2.4의 발표시간보다 지연되는 경우에는 전력거래소가 별도로 통지할 수 있다.

7.7.2.6 7.7.2.2, 7.7.2.4의 유사일은 별표24 5.7의 전력거래정지일 직전의 유사일을 말한다.

·시스템 장애 시
발전계획 및 가격결정 절차

·하루전발전계획
데이터 미취득 후
취득되는 경우 24시까지 발전계획 재수립 및 가격결정하고 공개(24시까지)

·데이터 미취득 시
유사일 발전계획 준용

·하루전발전계획 및 가격을 24시까지 공개하지 못하는 경우 별도 통지

·데이터 미취득 시
최근 발전계획 결과 준용

·당일, 실시간발전계획 및 가격을 다음날 24시까지 공개하지 못하는 경우 별도 통지

·유사일 정의

[별지 제125호 서식] 급전가능재생에너지자원 등록 신청서

(중략)

보 유 자 원*	구 분	주 요 자 원	보 조 자 원
급전가능 재생에너지발전기	자 원 명**
	모집권역
	연계변전소
	발전원	풍력 / 태양광	전기저장장치
	설 비 용 량	MW	MW / MWh
급전가능 집합전력자원	자 원 명**
	모집권역
	연계변전소
	설 비 용 량 계	MW	MW / MWh

* 본 양식에는 대표자원 1개만을 기재하고, 모든 보유자원을 별도 엑셀로 제출

[별지 제125호 서식] 급전가능재생에너지자원 등록 신청서

(중략)

보 유 자 원*	구 분	주 요 자 원	보 조 자 원
급전가능 재생에너지발전기	자 원 명**
	모집권역
	연계전압/ 연계변전소
	발전원	풍력 / 태양광	전기저장장치
	설 비 용 량	MW	MW / MWh
급전가능 집합전력자원	자 원 명**
	모집권역
	연계변전소
	설 비 용 량 계	MW	MW / MWh

* 본 양식에는 합산용량을 기재하고, 모든 보유자원을 e-powermarket으로 제출

·불필요 항목 삭제

·연계전압 제출 추가

·(기존) 엑셀 →
(변경) 시스템을
통해서 제출

수소발전입찰시장 차액계약정산금 산정 명확화를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제4장	계량과 정산 및 결제

제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) <본조 제목 변경 2022.12.27.> ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1. 전력거래소 결제계좌

2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌

3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 계좌 <개정 2010.11.30., 2023.8.30.>

4. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌 <개정 2005.1.21.>

5. 채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌 [신설  2020.7.8.]

6. 재생에너지전기공급사업자에 대한 직접전력거래 부가정산금 정산계좌 [신설 2022.5.31.]

7. 전력거래소 시장은행 외국환 결제계좌 [신설 2023.9.26.]

8. 시장참여자 시장은행 외국환 정산계좌 [신설 2023.9.26.]

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다. <개정 2003.5.7., 2005.1.21., 2020.7.8., 2022.5.31., 2023.06.30., 2023.9.26.>

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

제4장	계량과 정산 및 결제

제4.3.6조(시장은행 계좌 등록 및 변경) <본조 제목 변경 2022.12.27.> ① 시장은행계좌는 다음 각호의 1의 은행계좌로 구성된다.

1. 전력거래소 결제계좌

2. 개별 시장참여자에 대한 시장참여자 정산계좌

3. 전력거래소 전력거래수수료, 연회비, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 계좌 <개정 2010.11.30., 2023.8.30.>

4. 직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌 <개정 2005.1.21.>

5. 채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌 [신설  2020.7.8.]

6. 재생에너지전기공급사업자에 대한 직접전력거래 부가정산금 정산계좌 [신설 2022.5.31.]

7. 전력거래소 시장은행 외국환 결제계좌 [신설 2023.9.26.]

8. 시장참여자 시장은행 외국환 정산계좌 [신설 2023.9.26.]

9. 수소발전입찰시장 차액계약정산금 정산계좌

② 각 계좌별 인출권한은 다음 표에서 정한 기준에 따른다. <개정 2003.5.7., 2005.1.21., 2020.7.8., 2022.5.31., 2023.06.30., 2023.9.26., 2024.00.00.>

구 분	계 좌 수	인 출 권 한
전력거래소 결제계좌	1개	전력거래소
전력거래소 외국환 결제계좌	1개	전력거래소
시장참여자 정산계좌	시장참여자별 각1개	전력거래소(판매사업자, 직접구매자 및 구역전기사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 시장참여자
시장참여자 외국환 정산계좌	별도로 합의된 시장 참여자별 각1개	전력거래소 및 별도로 합의된 시장참여자
전력거래소 수수료계좌	1개	전력거래소
직접구매자 및 구역전기사업자 보증금계좌	직접구매자 및 구역전기사업자별 각1개	전력거래소, 직접구매자 및 구역전기사업자. 단, 직접구매자 및 구역전기사업자는 전력거래소 승인 필요
채무불이행 대비 전력거래대금 예비계좌	1개	전력거래소
직접전력거래 정산계좌	재생에너지 전기공급사업자별 각1개	전력거래소(재생에너지전기공급사업자 정산계좌로부터의 인출에 한함), 재생에너지전기공급사업자
수소발전입찰시장 차액계약정산계좌	1개	전력거래소

·수소발전입찰시장 차액계약정산금 정산계좌 추가

·수소발전입찰시장 차액계약정산금 정산계좌 추가

제17장 수소발전입찰시장 계약전력량 거래

제2관 판매사업자에 대한 정산

제17.2.2.2조(계약전력량에 대한 차액계약정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 계약전력량에 대한 차액계약정산금액은 별표 2에 따라 산정한 수소발전입찰시장 전체 계약발전기의 계약전력량에 대한 차액계약정산금액을 수소발전입찰시장 고시 <별표3>에 따른 연도별 구매자별 구매량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

(중략)

제3관 구역전기사업자에 대한 정산

제17.2.3.2조(계약전력량에 대한 차액계약정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 계약전력량에 대한 차액계약정산금액은 별표 2에 따라 산정한 수소발전입찰시장 전체 계약발전기의 계약전력량에 대한 차액계약정산금액을 수소발전입찰시장 고시 <별표3>에 따른 연도별 구매자별 구매량 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제17장 수소발전입찰시장 계약전력량 거래

제2관 판매사업자에 대한 정산

제17.2.2.2조(계약전력량에 대한 차액계약정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 계약전력량에 대한 차액계약정산금액은 별표 2에 따라 산정한 수소발전입찰시장 전체 계약발전기의 계약전력량에 대한 차액계약정산금액을 수소발전입찰시장 고시 <별표3>에 따른 연도별 구매자별 구매량 산정을 위한 전력거래비율에 따라 배분한 값으로 한다.

(중략)

제3관 구역전기사업자에 대한 정산

제17.2.3.2조(계약전력량에 대한 차액계약정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 계약전력량에 대한 차액계약정산금액은 별표 2에 따라 산정한 수소발전입찰시장 전체 계약발전기의 계약전력량에 대한 차액계약정산금액을 수소발전입찰시장 고시 <별표3>에 따른 연도별 구매자별 구매량 산정을 위한 전력거래비율에 따라 배분한 값으로 한다.

<고시개정 적용>

·입찰시장 개설 연도별 전력거래비율 변경을 반영하기 위한 의미 명확화

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CSAi,t	차액계약정산금 (Contract Settlement Amount)	원	수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금
PQLd,p	구역전기사업자의 구매량 (Purchase Quantity of Local sales company)	Wh	수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량
PQSp	판매사업자의 구매량 (Purchase Quantity of Sales company)	Wh	수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
CSAi,t,p	차액계약정산금 (Contract for Difference Settlement Amount)	원	수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금
PQLd,p	구역전기사업자의 구매량 (Purchase Quantity of Local sales company)	Wh	수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량
PQSp	판매사업자의 구매량 (Purchase Quantity of Sales company)	Wh	수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량
PRLp	구역전기사업자의 구매량 산정을 위한 전력거래비율 (Purchase Ratio of Local sales company)	%	수소발전입찰시장 고시에 따른 입찰시장 개설연도별 구역전기사업자의 구매량 산정을 위한 전력거래비율
PRSp	판매사업자의 구매량 산정을 위한 전력거래비율 (Purchase Ratio of Sales company)	%	수소발전입찰시장 고시에 따른 입찰시장 개설연도별 판매사업자의 구매량 산정을 위한 전력거래비율

<고시개정 적용>

·의미 명확화를 위한
용어의 정의 수정

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

17. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 [신설 2023.8.30.]

수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량에 대한 차액계약정산금은 다음과 같이 각 발전기의 월별 조정계약가격과 계통한계가격간의 차액으로 정산한다. 즉,

CSAi,t =[eqn: sum _{t=1} ^{}]{Min(MFPi,m-SMPt,MFPi,m)×SOGi,t}×1000

여기서,

CSAi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금

MFPi,m : 수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 최종계약가격으로서 아래와 같이 계산한다.
즉, MFPi,m = (CCPi×PCIi,m+FCPi╶NPPi)

여기서,

CCPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 변동계약가격

PCIi,m : 수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 연료비 인덱스

FCPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 고정계약가격

NPPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 미이행 페널티가격, 별도의 페널티가격이 없는 경우 0을 적용함

SOGi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산대상 전력량으로서 아래와 같이 계산한다. 즉,

SOGi,t = MIN(MGOi,t, Max(ACGi╶[eqn: sum _{h=1} ^{n}]MGOi,h, 0))

여기서,

ACGi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 연간 계약전력량

n : 당해연도 계약거래 시작일부터 거래시점 직전 시간까지의 총시간 수

[eqn: sum _{h=1} ^{n}]MGOi,h : 당해연도 계약거래 시작일부터 거래시점 직전 시간까지의 총 발전 전력량

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

8. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 [신설 2023.8.30.]

판매사업자가 부담해야 할 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 거래시간별 차액계약정산금은 수소발전입찰시장 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량 차액계약정산금 총액에 수소발전입찰시장 고시 <별표3>의 구매자별 구매량 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

HBMSt = [eqn: sum _{t} ^{} CSA _{i,t} TIMES {PQS _{p}} over {eqalign{(PQS _{p} +PQL _{p} )# `}}]

여기서,

HBMSt : 판매사업자에 대한 수소발전입찰시장 차액계약정산금

CSAi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금

PQSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량

PQLd,p : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량

PQLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 총 구매량으로 한다. 즉,

PQLp = [eqn: sum _{d} ^{} PQL _{d,p}]

p : 수소발전입찰시장 계약전력량 구매년도

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

8. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 [신설 2023.8.30.]

구역전기사업자가 부담해야 할 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 거래시간별 차액계약정산금은 수소발전입찰시장 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량 차액계약정산금 총액에 수소발전입찰시장 고시 <별표3>의 구매자별 구매량 비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

HBMLd,t = [eqn: sum _{t} ^{} CSA _{i,t} TIMES {PQL _{d,p}} over {eqalign{(PQS _{p} +PQL _{p} )# `}}]

여기서,

HBMLd,t : 구역전기사업자에 대한 수소발전입찰시장  차액계약정산금

CSAi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금

PQSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량

PQLd,p : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량

PQLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 총 구매량으로 한다. 즉,

PQLp = [eqn: sum _{d} ^{} PQL _{d,p}]

p : 수소발전입찰시장 계약전력량 구매년도

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

17. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 [신설 2023.8.30.]

수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량에 대한 차액계약정산금은 다음과 같이 각 발전기의 월별 조정계약가격과 계통한계가격간의 차액으로 정산한다. 즉,

CSAi,t,p =[eqn: sum _{t=1} ^{}]{Min(MFPi,m-SMPt,MFPi,m)×SOGi,t}×1000

여기서,

CSAi,t,p : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금

p : 수소발전입찰시장 개설 연도

MFPi,m : 수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 최종계약가격으로서 아래와 같이 계산한다.
즉, MFPi,m = (CCPi×FCIi,m+FCPi╶NPPi)

여기서,

CCPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 변동계약가격

FCIi,m : 수소발전입찰시장 계약발전기의 월별 연료비 인덱스

FCPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 고정계약가격

NPPi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 미이행 페널티가격, 별도의 페널티가격이 없는 경우 0을 적용함

SOGi,t : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산대상 전력량으로서 아래와 같이 계산한다. 즉,

SOGi,t = MIN(MGOi,t, Max(ACGi╶[eqn: sum _{h=1} ^{n}]MGOi,h, 0))

여기서,

ACGi : 수소발전입찰시장 계약발전기의 연간 계약전력량

n : 당해연도 계약거래 시작일부터 거래시점 직전 시간까지의 총시간 수

[eqn: sum _{h=1} ^{n}]MGOi,h : 당해연도 계약거래 시작일부터 거래시점 직전 시간까지의 총 발전 전력량

(중략)

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

8. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 [신설 2023.8.30.]

판매사업자가 부담해야 할 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 거래시간별 차액계약정산금은 수소발전입찰시장 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량 차액계약정산금 총액에 수소발전입찰시장 고시 <별표3>의 구매자별 구매량 산정을 위한 전력거래비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

HBMSt = [eqn: sum _{i} ^{} CSA _{i,t,p} TIMES PRS _{p}]

여기서,

HBMSt : 판매사업자에 대한 수소발전입찰시장 차액계약정산금

CSAi,t,p : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금

PQSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량

PQLd,p : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량

PQLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 총 구매량으로 한다. 즉,

PQLp = [eqn: sum _{d} ^{} PQL _{d,p}]

PRSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 입찰시장 개설 연도별 판매사업자의 구매량 산정을 위한 전력거래비율

p : 수소발전입찰시장 개설 연도

(중략)

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

8. 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 차액계약정산 [신설 2023.8.30.]

구역전기사업자가 부담해야 할 수소발전입찰시장 계약전력량에 대한 거래시간별 차액계약정산금은 수소발전입찰시장 수소발전입찰시장 계약발전기의 거래시간별 계약전력량 차액계약정산금 총액에 수소발전입찰시장 고시 <별표3>의 구매자별 구매량 산정을 위한 전력거래비율을 곱한 금액으로 한다. 즉,

HBMLd,t = [eqn: sum _{i} ^{} CSA _{i,t,p} TIMES PRL _{p}]

여기서,

HBMLd,t : 구역전기사업자에 대한 수소발전입찰시장  차액계약정산금

CSAi,t,p : 수소발전입찰시장 계약발전기의 차액계약정산금

PQSp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 판매사업자의 구매량

PQLd,p : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 구매량

PQLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 연도별 구역전기사업자의 총 구매량으로 한다. 즉,

PQLp = [eqn: sum _{d} ^{} PQL _{d,p}]

PRLp : 수소발전입찰시장 고시에 따른 입찰시장 개설 연도별 구역전기사업자의 구매량 산정을 위한 전력거래비율

p : 수소발전입찰시장 개설 연도

<고시개정 적용>

·입찰시장 개설 연도별 전력거래비율 변경을 반영하기 위한 의미 명확화

<고시개정 적용>

·판매사업자의 차액계약정산금 정산을 위해 고시의 구매자별 구매량 산정을 위한 전력거래비율 적용

<고시개정 적용>

·입찰시장 개설 연도별 전력거래비율 변경을 반영하기 위한 의미 명확화

<고시개정 적용>

·구역전기사업자의 차액계약정산금 정산을 위해 고시의 구매자별 구매량 산정을 위한 전력거래비율 적용

<고시개정 적용>

·입찰시장 개설 연도별 전력거래비율 변경을 반영하기 위한 의미 명확화

[별표8] 정산 및 결제 절차

7.0 절차

7.1    발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등

7.1.1  한계가격, 정산상한가격, 긴급정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP), 직접전력거래 부가정산금단가(UPR), 월별최종계약가격(MFP), 차액계약정산금(CSA)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 단, 고정가격계약의 정산상한가격은 고정가격의 1,000분의1인 [원/kWh] 단위로 소수점 셋째자리까지 계산한다. <개정 2013.2.28., 2014.11.3., 2022.5.31., 2022.11.30., 2022.12.27., 2023.8.30.>

7.1.2 생 략

7.1.3  각 거래시간의 가격요소별 정산금액은 소수점 첫째자리에서 반올림하여 원단위까지 계산한다. <개정 2006.9.14.>

7.1.4  전력거래대금, 예측제도정산금, 수소발전입찰시장 차액계약정산금, 전력거래수수료, 직접구매수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료 및 결제수수료의 단수처리는 국고단수계산법에 따라 청구금액의 10원미만은 절사한다. <개정 2003.5.7, 2006.9.14., 2010.11.30.,2020.10.1., 2023.8.30.>

[별표8] 정산 및 결제 절차

7.0 절차

7.1    발전전력량, 정산 및 결제금액의 단수‧소수점 처리 등

7.1.1  한계가격, 정산상한가격, 긴급정산상한가격, 발전가격, 용량가격, 최고발전가격(MGP), 수요반응자원 순편익가격(NBTP), 감축가격(RP), 직접전력거래 부가정산금단가(UPR), 월별최종계약가격(MFP), 차액계약정산금(CSA)은 [원/kWh]단위로 소수점 셋째자리에서 반올림하여 둘째자리까지 계산한다. 단, 고정가격계약의 정산상한가격은 고정가격의 1,000분의1인 [원/kWh] 단위로 소수점 셋째자리까지 계산한다. <개정 2013.2.28., 2014.11.3., 2022.5.31., 2022.11.30., 2022.12.27., 2023.8.30.>

7.1.2 생 략

7.1.3 좌 동

7.1.4  전력거래대금, 예측제도정산금, 수소발전입찰시장 차액계약정산금, 전력거래수수료, 수소발전입찰시장 계약거래수수료, 직접구매수수료 및 결제수수료의 단수처리는 국고단수계산법에 따라 청구금액의 10원미만은 절사한다. <개정 2003.5.7, 2006.9.14., 2010.11.30.,2020.10.1., 2023.8.30.>

·가격 단수처리 기준에서 차액계약정산금(CSA)  삭제

·의미 명확화