전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	제주지역 운영예비력 확보량 재산정을 위한 규칙개정(안)	제24-긴급2차 (2024.5.20.)
2	제주 시범사업 관련 규정 명확화를 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

제주지역 운영예비력 확보량 재산정을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ (제주 운영예비력 현황) 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준, 전력시장운영규칙에 의거 제주지역의 안정적 전력계통 운영을 위한 별도의 운영예비력(135MW) 설정·운영 중

< 전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준 제8조(운영예비력) >

① 전력거래소는 전력의 안정적 공급을 위하여 운영예비력의 운영기준, 운영예비력 종류별 확보량, 공급자원별 운영예비력 참여기준 등을 검토하여 전력계통신뢰도협의회에 상정하여야 한다.

② 특수일기간 및 특수경부하기간에는 운영예비력을 추가로 확보한다.

③ 전력거래소는 전국 계통과는 별도로 제주지역에 대한 운영예비력 기준을 설정하여 운영할 수 있다.

④ 전력거래소는 운영예비력의 종류별 확보량을 실시간으로 관리하여야 한다.

⑤ 제1항부터 제3항의 운영예비력 확보기준 등에 대한 사항은 전력시장운영규칙에서 정한다.

ㅇ (운영예비력 구성) 평상시 주파수 유지를 위한 ’주파수제어에비력‘과 고장시 주파수 회복을 위한 ’1~3차 예비력‘으로 구분

항 목	목 적	산정 근거	확보량(MW)	확보수단
주파수 제어 예비력	평상시 부하 변동 대비	5분 순부하(Net-Load) 변동량의 99% 변위값	15	연계선/발전기
1차 예비력	고장시 주파수 회복	상정고장 대비 필수운전 발전기 G/F 응동량	20	연계선/발전기/FR-ESS
2차 예비력		연계선 공급용량 이외 여유 용량으로 대응	-	연계선
3차 예비력		추가 상정고장 대비 최대 단위기 용량	100	30분 이내 확보

□ (제주 계통·시장 변화) 최근 제주계통 여건 변화 및 제주 시범사업 시행(’24.6)에 따른 운영예비력 확보량 재산정 필요성 대두

ㅇ (제주 계통현황) ➊최대 용량 발전기 준공, ➋재생E 발전비중 급증

- (➊최대 용량 발전기) 남제주기력 (100MW) → 남제주복합 (158.8MW)

- (➋재생E 발전비중) (’17년) 12.7% → (’21~’23년) 18.3% [5.6%p↑]

ㅇ (제주 시범사업) 실시간(15분 단위) 발전계획으로 계통 운영함에 따라 제도 시행 시 적정 예비력 반영 필요

- (기존) 하루 전 운영예비력 확보량을 반영한 발전계획을 수립하고 실 계통 운영 시에는 계통 여건을 고려한 예비력 추가 확보

- (변경) 계통 상황을 고려한 최종 급전지시가 실시간 발전계획에 따라 이루어지는 실시간 시장이 신설됨에 따라 적정 예비력 반영 필요

나. 개정 내용

□ 제주지역 운영예비력 확보량 재산정 ☞ [별표3] 1.4.3.1 및 1.4.3.3

[단위 : MW]

구분	기존	⇨	변경	차이
① 주파수제어	15		25	+10
② 1차 예비력	20		20	-
③ 2차 예비력	-		-	-
④ 3차 예비력	100		160	+60
합계	135		205	+70

① 주파수 제어 예비력* : 25MW (증대)

* 평상시 전력수요 변동에 대비하기 위한 예비력

- 5분 단위 순수요(Net-Load, 수요-신재생) 변동성 99% 변위값

② 1차 예비력* : 20MW (유지**)

* 상정고장 시 주파수 변동에 대응할 수 있는 예비력

** 상정고장 대응을 위한 최소 필수 운전 발전기 수의 변동이 없으므로 현행 유지

③ 2차 예비력* : 0MW** (유지)

＊ 상정고장 이후 낮아진 주파수를 정상 주파수(60Hz)로 회복시키는 예비력

** 제주는 상정고장 시 연계선(HVDC) 여유용량을 통해 즉시 정상 주파수(60Hz)를 복구할 수 있어 미확보

④ 3차 예비력* : 160MW (증대)

* 소모된 2차예비력을 회복하기 위한 예비력

- 후속 사고에 대응하기 위한 제주지역 최대 단위 발전기 용량

□ 제주지역 1차예비력(주파수 추종) 확보수단 추가 ☞ [별표3] 1.4.2.2

ㅇ 제주 내 주파수 추종용 ESS(FR-ESS)가 신설됨에 따라 확보수단 추가*

* 육지 1차예비력 확보수단에는 FR-ESS** 포함되어 있음(육지와의 정합성 확보)

** FR-ESS(Frequency Regulation-Energy Storage System) : 충·방전을 통해 주파수를 일정하게 유지하는 에너지 저장장치

다. 개정 효과

□ 적정 운영예비력 재산정을 통한 제주지역의 계통 운영 안정성 제고

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

제주 시범사업 관련 규정 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ (가격결정·정산기준) 단독 GT(가스터빈) 변동비 반영 조건 명확화 필요

ㅇ (문제점) 現 제주 시범사업 규칙으로 가격결정·정산 시 급전지시 여부와 무관하게 ‘GT모드로 운전하는 경우’ GT모드의 변동비가 반영되는 문제 발생

- (현행) 제주 시범사업 규칙 : 단독 GT모드로 운전하는 경우, 단독 GT 비용함수를 적용하여 가격결정·정산

⇒ 이 경우 복합(CC) 운전을 위해 일시적으로 단독 GT를 운전한 시간까지 단독 GT 변동비로 반영하게 되어 시장가격과 정산금이 과도하게 산정될 수 있음

또한, 전력시장의 정산원칙은 조건1급전지시에 따라 조건2단독 GT모드로 운전한 경우 단독 GT 비용함수를 적용하여 정산하는 것인데 현행 규칙을 고수할 경우 타 정산제도와 상충되는 문제 발생 가능

□ (예비력 정산) 주파수제어예비력 정산 기준 명확화 필요

ㅇ (문제점) 예비력 정산용량 산정 시 15분 계량전력량(MWh)을 평균출력(MW)으로 변환하는 산식이 반영되지 않아 하향예비력이 과소하게 산정

< 계량전력량 ⇔ 평균출력 변환 산식 및 설명 >

계량전력량(MWh) = 평균출력(MW) × 지속시간(h)

⇔ 평균출력(MW) = 계량전력량(MWh) / 지속시간(h)

∎(설명) 1MWh란 1MW의 출력이 1시간 지속되었을 때의 전력량을 의미

∎(예시) 0.25시간(15분) 동안 계량된 전력량(MWh)이 40MWh라면,
이는 160MW의 평균출력(MW)으로 0.25시간(15분) 발전한 것을 의미

나. 개정 내용

□ (가격결정·정산기준) GT 모드 변동비 반영 조건 명확화

☞ 제16.4.7조, 제16.4.10조, [별표33] 3. 가 (1) (나) 내지 (다)

ㅇ 조건1급전지시에 따라 조건2단독 GT모드 운전한 경우에 한하여 가격결정·정산 시 단독 GT 모드의 비용을 적용함

기 존		⇨	개 정
GT모드로 운전한 경우	그 밖의 경우		급전지시에 따라 GT모드로 운전한 경우	그 밖의 경우
단독GT 변동비	복합보드 변동비		단독GT 변동비	복합모드 변동비

□ (예비력 정산) 주파수제어예비력 정산 기준 명확화

☞ [별표33] 3. 가 (1) (다) 및 3. 다 (1) (가)

ㅇ 주파수제어예비력 정산용량 산정 시 15분 계량 전력량(MWh)을 평균출력(MW)으로 변환하는 산식을 반영함

기 존	⇨	개 정
주파수제어예비력 정산용량 = Min{상향용량, 하향용량(15분 계량전력량-최소발전용량), 예비력계획량}		주파수제어예비력 정산용량 = Min{상향용량, 하향용량(15분 계량전력량/0.25h-최소발전용량), 예비력계획량}

□ 기타 수식 및 오탈자 정정

☞ [별표33] 3. 가 (1) (나) 내지 (다), 3. 나 (2), 3. 라

다. 개정 효과

□ 제주 시범사업 관련 문구를 정정하여 안정적인 제도 시행

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

제주지역 운영예비력 확보량 재산정을 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
[별표 3] 전력계통 운영 기준 1.4 제주지역의 수급운영 및 실시간 급전운영을 위하여 별도의 제주지역 예비력을 다음 각 호와 같이 확보·운영한다. <중 략> 1.4.2 확보기준 1.4.2.2 제주지역 1차예비력 제주지역 전력계통의 신뢰도 유지를 위해 필수로 가동되는 발전기로 일부 확보하고, 제주연계선의 설비용량 이내의 여유용량을 통해 전국계통에서 확보한 1차예비력을 공유한다. <중 략> 1.4.3 제주지역 예비력 확보량 1.4.3.1 주파수제어예비력 : 15MW 이상 1.4.3.2 1차예비력 : 20MW 이상 1.4.3.3 3차예비력 : 100MW 이상	[별표 3] 전력계통 운영 기준 1.4 제주지역의 수급운영 및 실시간 급전운영을 위하여 별도의 제주지역 예비력을 다음 각 호와 같이 확보·운영한다. <중 략> 1.4.2 확보기준 1.4.2.2 제주지역 1차예비력 제주지역 전력계통의 신뢰도 유지를 위해 필수로 가동되는 발전기의 조속기(Governor Free) 및 전기저장장치의 주파수추종운전을 통해 확보하고, 제주연계선의 설비용량 이내의 여유용량을 통해 전국계통에서 확보한 1차예비력을 공유한다. <중 략> 1.4.3 제주지역 예비력 확보량 1.4.3.1 주파수제어예비력 : 25MW 이상 1.4.3.2 1차예비력 : 20MW 이상 1.4.3.3 3차예비력 : 160MW 이상	· 제주지역 FR-ESS 신설(주파수추종용)에 따른 1차 예비력 확보수단 추가 · 제주 운영예비력 확보량 재산정
	부 칙 (2024. XX. XX.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날부터 시행한다. 다만, 별표3 1.4.3.1조 및 1.4.3.3조의 개정규정은 전력계통신뢰도협의회 가결 후 도래하는 최초 영업일의 익일부터 시행한다.	·신뢰도협의회 협의결과에 따른 경과조치 마련

제주 시범사업 관련 규정 명확화를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제16.4.7조(에너지가격의 결정) ④ 하루전에너지가격 및 실시간에너지가격은 각 중앙급전발전기, 급전가능재생에너지자원 및 HVDC의 유효발전가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다. (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
	SNSTm,i,t = 1	SNSTi,t = 0
QPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 QPCi	SNGTm,i,t:0조합 QPCi
LPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 LPCi	SNGTm,i,t:0조합 LPCi
NLPCm,i,t	SNGTm,i,t:1 조합 NLPCi	SNGTm,i,t:0조합 NLPCi
MGm,i,t	MGi✕(SNGTm,i,t÷MIN_NGTi)	단독 GT MGi✕SNGTm,i,t
RURm,i,t	RURi✕(SNGTm,i,t÷NGTi)	단독 GT RURi✕SNGTm,i,t
RDRm,i,t	RDRi✕(SNGTm,i,t÷NGTi)	단독 GT RDRi✕SNGTm,i,t
SUCm,i,t	GT_SUCi×∑jSU_GTm,i,j,t + ST_SUCi×SU_STm,i,t	GT_SUCi ×∑jSU_GTm,i,j,t

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

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

0 ＜ [eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} (W {under{}} GSI _{m,i,t,A} TIMES GSI _{m,i,t} ) LEQ GCMN _{m,t,A}]

(중략)

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

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

0 ＜ [eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} (W {under{}} GSI _{m,i,t,A} TIMES GSI _{m,i,t} ) LEQ GCMN _{m,t,A}]

제16.4.7조(에너지가격의 결정) ④ 하루전에너지가격 및 실시간에너지가격은 각 중앙급전발전기, 급전가능재생에너지자원 및 HVDC의 유효발전가격 중 가장 높은 가격으로서 다음 각 호와 같이 계산한다. (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), 최소발전용량(MGm,i,t),  최대 출력증가율(RURm,i,t), 최대 출력감소율(RDRm,i,t), 기동비용(SUCm,i,t)은 다음과 같다.

	다조합 복합발전기
	단독 GT모드	CC모드
QPCm,i,t	SNGTm,i,t:0조합 QPCi	SNGTm,i,t:1 조합 QPCi
LPCm,i,t	SNGTm,i,t:0조합 LPCi	SNGTm,i,t:1 조합 LPCi
NLPCm,i,t	SNGTm,i,t:0조합 NLPCi	SNGTm,i,t:1 조합 NLPCi
MGm,i,t	단독 GT MGi✕SNGTm,i,t	MGi✕(SNGTm,i,t÷MIN_NGTi)
RURm,i,t	단독 GT RURi✕SNGTm,i,t	RURi✕(SNGTm,i,t÷NGTi)
RDRm,i,t	단독 GT RDRi✕SNGTm,i,t	RDRi✕(SNGTm,i,t÷NGTi)
SUCm,i,t	GT_SUCi ×∑jSU_GTm,i,j,t	GT_SUCi×∑jSU_GTm,i,j,t + ST_SUCi×SU_STm,i,t

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

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

0 ≤ [eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} (W {under{}} GSI _{m,i,t,A} TIMES GSI _{m,i,t} ) LEQ GCMN _{m,t,A}]

(중략)

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

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

0 ≤ [eqn: sum _{i IN i _{A}} ^{} (W {under{}} GSI _{m,i,t,A} TIMES GSI _{m,i,t} ) LEQ GCMN _{m,t,A}]

·문구 명확화
CC모드 운전 시에도 기동/정지 단계에서 ST 출력이 분배되지 않을 수 있음

·

수식오류 정정

·수식오류 정정

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
	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_MINRT,i,t	GF_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	GF_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)
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_MINRT,i,t	AGC_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	AGC_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)
RURRT,i,t	RURi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RURi ✕SNGTm,i,t
RDRRT,i,t	RDRi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)	단독 GT RDRi ✕SNGTm,i,t
RART,i,t	RART,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	RART,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)

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
	단독 GT모드	CC모드
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_MINRT,i,t	GF_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	GF_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)
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_MINRT,i,t	AGC_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)	AGC_MINRT,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ MIN_NGTi)
RURRT,i,t	단독 GT RURi✕SNGTm,i,t	RURi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)
RDRRT,i,t	단독 GT RDRi✕SNGTm,i,t	RDRi ✕(SNGTm,i,t ÷ NGTi)
RART,i,t	RART,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)	RART,i,t ✕ (SNGTm,i,t ÷ ONGTm,i,t)

·문구 명확화
CC모드 운전 시에도 기동/정지 단계에서 ST 출력이 분배되지 않을 수 있음

[별표33] 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)

MPMWGi,t  = {DA_SEi,t × 1h – Min(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)}

× DA_MPt × 1,000

+ ∑q [{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t

– Max(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)}

× TPR_Ei,t,q × RT_MPt,q × 1,000]

X_QPCi,t, X_LPCi,t, X_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	X_NSTi,t = 1 인 경우	X_NSTi,t = 0 인 경우
X_QPCi,t	X_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi
X_LPCi,t	X_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi
X_NLPCi,t	X_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi

Y_QPCi,t, Y_LPCi,t, Y_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	Y_NSTi,t = 1 인 경우	Y_NSTi,t = 0 인 경우
Y_QPCi,t	Y_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi
Y_LPCi,t	Y_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi
Y_NLPCi,t	Y_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi

SUAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 기동여부,
MGOi,j,t-1 = 0, MGOi,j,t > 0 인 경우 SUAi,j,t = 1
(단, 발전사업자의 사유로 기동 시 SUAi,j,t = 0)
MGOi,j,t-1 ≠ 0, MGOi,j,t > 0 일 경우 SUAi,j,t = 0

(단, 파급정지 및 급전지시 정지 후 급전지시 재기동한 경우, SUAi,j,t = 1)

(중략)

GSSIi,j,t : 다조합 복합발전기(i)의 가스터빈 발전기(j)의 거래시간 (t)별 운전여부

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 ST 1기에 대한 기동비용(원)

[별표33] 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)

MPMWGi,t  = {DA_SEi,t × 1h – Min(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)}

× DA_MPi,t × 1,000

+ ∑q [{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t

– Max(Maxn(MEGWn,i,t), DA_SEi,t × 1h)}

× TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 1,000]

X_QPCi,t, X_LPCi,t, X_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	급전지시에 따라 GT모드로 운전한 경우	그 밖의 경우
X_QPCi,t	GT 단독 운전 시 QPCi	X_NGTi,t:1 조합의 QPCi
X_LPCi,t	GT 단독 운전 시 LPCi	X_NGTi,t:1 조합의 LPCi
X_NLPCi,t	GT 단독 운전 시 NLPCi	X_NGTi,t:1 조합의 NLPCi

Y_QPCi,t, Y_LPCi,t, Y_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	급전지시에 따라 GT모드로 운전한 경우	그 밖의 경우
Y_QPCi,t	GT 단독 운전 시 QPCi	Y_NGTi,t:1 조합의 QPCi
Y_LPCi,t	GT 단독 운전 시 LPCi	Y_NGTi,t:1 조합의 LPCi
Y_NLPCi,t	GT 단독 운전 시 NLPCi	Y_NGTi,t:1 조합의 NLPCi

SUAi,t : 발전기(i)의 거래시간(t)별 기동여부,
MGOi,t-1 = 0, MGOi,t > 0 인 경우 SUAi,t = 1
(단, 발전사업자의 사유로 기동 시 SUAi,t = 0)
MGOi,t-1 ≠ 0, MGOi,t > 0 일 경우 SUAi,t = 0

(단, 파급정지 및 급전지시 정지 후 급전지시 재기동한 경우, SUAi,t = 1)

(중략)

GSSIi,j,t : 다조합 복합발전기(i)의 스팀터빈 발전기(j)의 거래시간 (t)별 운전여부

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 가스터빈 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 스팀터빈 1기에 대한 기동비용(원)

·오타정정

DA_MP, RT_MP에 발전기를 지칭하는  아래첨자 추가

·문구 명확화
CC모드 운전 시에도 기동/정지 단계에서 ST 출력이 분배되지 않을 수 있음

·문구 명확화
CC모드 운전 시에도 기동/정지 단계에서 ST 출력이 분배되지 않을 수 있음

·오타정정

다조합 복합발전기에 대해 적용되는 항목이 아니므로 관련 아래첨자 삭제

·오타정정

가스터빈→스팀터빈

·용어 통일

·용어 통일

(다) 기대이익정산금(MAPi,t)

V_QPCi,t, V_LPCi,t, V_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	V_NSTi,t = 1 인 경우	V_NSTi,t = 0 인 경우
V_QPCi,t	V_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi
V_LPCi,t	V_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi
V_NLPCi,t	V_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi

W_QPCi,t , W_LPCi,t, W_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	W_NSTi,t = 1 인 경우	W_NSTi,t = 0 인 경우
W_QPCi,t	W_NGTi,t:1 조합의 QPCi	GT 단독 운전 시 QPCi
W_LPCi,t	W_NGTi,t:1 조합의 LPCi	GT 단독 운전 시 LPCi
W_NLPCi,t	W_NGTi,t:1 조합의 NLPCi	GT 단독 운전 시 NLPCi

FCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 주파수제어예비력 정산용량(MW)

FCRQi,t,q
= Min(FCRSCi,t,q – PCRQi,t,q, MGOi,t,q – LFCMINi,t,q, 0)

(중략)

TRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 3차예비력 정산용량(MW)

TRQi,t,q = Min(TRECi,t,q – FCRQi,t,q – PCRQi,t,q, 0)

(다) 기대이익정산금(MAPi,t)

V_QPCi,t, V_LPCi,t, V_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	급전지시에 따라 GT모드로 운전한 경우	그 밖의 경우
V_QPCi,t	GT 단독 운전 시 QPCi	V_NGTi,t:1 조합의 QPCi
V_LPCi,t	GT 단독 운전 시 LPCi	V_NGTi,t:1 조합의 LPCi
V_NLPCi,t	GT 단독 운전 시 NLPCi	V_NGTi,t:1 조합의 NLPCi

W_QPCi,t , W_LPCi,t, W_NLPCi,t는 다음 표에 따라 발전기 종류별로 달리 적용한다.

	다조합 복합발전기
	급전지시에 따라 GT모드로 운전한 경우	그 밖의 경우
W_QPCi,t	GT 단독 운전 시 QPCi	W_NGTi,t:1 조합의 QPCi
W_LPCi,t	GT 단독 운전 시 LPCi	W_NGTi,t:1 조합의 LPCi
W_NLPCi,t	GT 단독 운전 시 NLPCi	W_NGTi,t:1 조합의 NLPCi

FCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 주파수제어예비력 정산용량(MW)

FCRQi,t,q
= Max{Min(FCRSCi,t,q – PCRQi,t,q, MGOi,t,q/0.25– LFCMINi,t,q), 0}

(중략)

TRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 3차예비력 정산용량(MW)

TRQi,t,q = Max(TRECi,t,q – FCRQi,t,q – PCRQi,t,q, 0)

·문구 명확화
CC모드 운전 시에도 기동/정지 단계에서 ST 출력이 분배되지 않을 수 있음

·문구 명확화
CC모드 운전 시에도 기동/정지 단계에서 ST 출력이 분배되지 않을 수 있음

·수식오류 정정

하향예비력 계산을 위하여 전력량(MWh) → 출력(MW)로 변환

·수식오류 정정

예비력계획량이 음(-)의 값이 되지 않도록 수정

(2) 급전가능재생에너지자원

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략)

MPMWGi,t = DA_SEi,t × 1h × DA_MPt × 1,000

+∑q[{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t, SET_POINTi,t×1h+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t - DA_SEi,t × 1h}

× TPR_Ei,t,q × RT_MPt,q × 1,000]

(2) 급전가능재생에너지자원

(나) 변동비보전정산금(MWPi,t) (중략)

MPMWGi,t = DA_SEi,t × 1h × DA_MPi,t × 1,000

+∑q[{Min(MGOi,t, RAi,t+εi,t, SET_POINTi,t×1h+εi,t) × (1 - XSOFi,t) + MGOi,t × XSOFi,t - DA_SEi,t × 1h}

× TPR_Ei,t,q × RT_MPi,t,q × 1,000]

·오타정정

DA_MP, RT_MP에 발전기를 지칭하는  아래첨자 추가

나. 공급가능용량에 대한 정산

(2) 급전가능재생에너지자원 (중략)

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

나. 공급가능용량에 대한 정산

(2) 급전가능재생에너지자원 (중략)

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

·수식오류 정정

변경입찰 시 SET_POINT > RA 인 경우 존재

다. 보조서비스에 대한 정산

(1) 예비력정산금

(가) 주파수제어예비력에 대한 정산 (중략)

RT_FCRCPi,t = ∑q RT_FCRCPi,t,q

RT_FCRCPi,t,q = {Min(SFCRi,t,q, FCRQi,t,q) × 0.25h}

× RT_FCR_Pt,q × FCRCP_FLAGi,t × 1,000

(중략)

FCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 주파수제어예비력 정산용량(MW)

FCRQi,t,q = Max{Min(FCRSCi,t,q – PCRQi,t,q,

MGOi,t,q – LFCMINi,t,q), 0}

다. 보조서비스에 대한 정산

(1) 예비력정산금

(가) 주파수제어예비력에 대한 정산 (중략)

RT_FCRCPi,t = ∑q RT_FCRCPi,t,q

RT_FCRCPi,t,q = {Min(SFCRi,t,q, FCRQi,t,q) × 0.25h}

× RT_FCR_Pt,q × FCRCP_FLAGi,t × 1,000

(중략)

FCRQi,t,q : 발전기(i)의 거래시간(t)에 해당하는 구간(q)에 대한 주파수제어예비력 정산용량(MW)

FCRQi,t,q = Max{Min(FCRSCi,t,q – PCRQi,t,q,

MGOi,t,q / 0.25h – LFCMINi,t,q), 0}

·수식오류 정정

하향예비력 계산을 위하여 전력량(MWh) → 출력(MW)로 변환

라. 기동대기 발전기의 정산

(1) 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 ST 1기에 대한 기동비용(원)

GSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동소요시간(h)

SSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 GT 1기에 대한 기동소요시간(h)

라. 기동대기 발전기의 정산

(1) 계통연결 지시로 기동대기한 비용정산

GSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 가스터빈 1기에 대한 기동비용(원)

SSUCi : 다조합 복합발전기(i)별 스팀터빈 1기에 대한 기동비용(원)

GSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 가스터빈 1기에 대한 기동소요시간(h)

SSUHi : 다조합 복합발전기(i)별 스팀터빈 1기에 대한 기동소요시간(h)

·용어 통일

·용어 통일

·용어 통일

·오타 정정