전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	하향예비력 계통운영 및 가격결정에 관한 규칙개정(안)	제24-4차(통합) (2024.9.20.)
2	준중앙급전발전기 운영제도 도입을 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

하향예비력 계통운영 및 가격결정에 관한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ 발전력 공급과잉에 대응하기 위한 하향예비력 기준 도입(‘23.9월) 이후, □계통운영 및 □가격결정에 대한 보완 필요성 대두

❚하향(주파수)예비력 정의 및 기준 ❚

ㅇ (하향예비력) 공급과잉에 대비하여 발전기 출력 감축 또는 전력수요 증대가 가능한 여유용량을 의미하며, 하향주파수예비력을 포함

ㅇ (하향주파수예비력) 하향예비력 중 AGC 또는 원격출력제어를 통해 실시간 수요변동성(10분)을 대응하는 자원

ㅇ 하향예비력은 공급능력을 확보하는 공급예비력, 하향주파수예비력은 실계통 운영을 위한 운영예비력(2차예비력) 개념과 유사

< 시장운영규칙상 하향(주파수)예비력 확보 기준량 >

구분	하향예비력
		하향주파수예비력
확보량	2,000MW	1,200MW

□ (계통운영기준) 하향예비력 확보 방법과 부족 시 조치 절차가 명확하지 않고 경보발령체계가 다소 과한 수준

ㅇ 하루전계획 및 실시간 운영 단계별 구체적인 하향예비력 확보 절차가 부재하고, 출력제어로 해소 가능한 공급과잉 사안에 공급부족과 동일한 전국민 대상 경보발령 체제는 불필요

□ (가격결정기준) 계통한계가격 결정을 위해 발전기들의 발전가격을 산정하는 과정에서 일부 수정이 필요한 부분이 존재하여 개정 제안

※ 계통한계가격(SMP, System Marginal Price) 결정 과정

① 시간대별 운전된 발전기들의 증분비용을 기반으로 ‘발전가격’을 산정

- 이때 단위 출력 증‧감발이 불가능한 상태의 발전기는 증분비용을 산정할 수 없음

② 시간대별 운전된 발전기들의 발전가격 중 가장 비싼 것을 ‘계통한계가격’으로 결정

ㅇ 현 규칙에서는 개별 발전기의 하향주파수예비력 계획량을 추가로 감발할 수 없다고 간주하고 발전가격을 산정하지만 (그림①-발전기3)

ㅇ 발전기들이 확보한 하향주파수예비력 합계가 기준량(1,200㎿)보다 많은 경우에는 개별 발전기의 하향주파수예비력 계획량도 추가로 감발할 수 있어야 함 (그림②-발전기3)

<시장운영규칙 개정 전‧후 가격결정 결과 예시>

구 분	하향주파수예비력 확보량 합계(1,800㎿) > 확보 기준량(1,200㎿)
[그림①] AS-IS 가격결정 현황 (제23-6차 개정*) * 프로그램 개선 후 적용키로 하여 아직 미시행 상태
[그림②] TO-BE 가격결정 개선 (제24-4차 개정)

나. 개정 내용

□ 계통운영기준

ㅇ (조치절차) 하루전 계획 및 실시간 운영 단계별 절차 명확화

- (내용) 하루전 계획 시에는 당일 불확실성과 변동성을 고려하여 하향예비력을, 실시간 운영 시에는 계통운영에 필요한 하향주파수예비력을 확보하는 한편, 각각의 조치 절차를 명시함

☞ 제5.1.9조, [별표9] 7.7.2, [별표11] 7.5.3, [별표12] 7.2.6

【 하루전 및 실시간 조치절차 】

구 분		(D-1) 신뢰도 발전계획	(D-Day) 실시간 운영
판단기준	기존	하향예비력 2,000MW & 하향주파수예비력 1,200MW 미만
	개정	하향예비력 2,000MW 미만	하향주파수예비력 1,200MW 미만
조치 절차	기존	- 수요반응자원 증대 - 발전기 및 전기저장장치 출력감발 및 정지 - 송·변전 및 배전설비 조작 시행
	개정	➊ 중앙발전기 출력조정 및 정지 - 열제약 발전기 및 시운전 일정 조정 등 ➋ ➊의 조치후 하향예비력 부족시 비중앙 출력제어 계획수립	- 전일 계획된 비중앙 출력제어 시행 - 전일 비중앙 출력제어 계획에 미포함된 실시간 출력제어 가능 자원 활용 등

ㅇ (경보발령) 하향예비력 비상 시 경보발령 체계 개선 ☞ [별표12] 7.2.5

- 발령권자를 전력계통 본부장으로, 산업부 보고방식은 조치 후 통보로 경보발령기준을 완화하고, ’주파수 유지가 현저히 곤란한 경우‘라는 세부조건 추가

【 비상 시 경보발령 절차 】

구 분	기 존	개 정	비 고(상향예비력)
발령권자	전력거래소 이사장	전력계통 본부장	전력거래소 이사장
산업부 보고	산업부 보고 후 발령	조치후 통보	산업부 보고 후 발령
세부 조건	-	주파수 유지가 현저히 곤란한 경우	-
발령 대상	조치 대상(발전·수요관리·송배전사업자)		조치 대상 및 국민

□ 가격결정기준

ㅇ 개별 발전기들의 하향주파수예비력 계획량 합계가 하향주파수예비력 확보 기준량(1,200㎿)을 초과할 경우

➠ 개별 발전기의 발전계획량이 최소발전용량 + 하향주파수예비력 계획량과 같더라도 가격결정 자격 부여 ☞ 제2.4.2조

다. 개정 효과

□ 기준 명확화로 계통운영 효율성 증대 및 합리적인 가격결정 신호 강화

라. 참고 사항

□ 규칙개정위원회 심의결과 : 원안가결

ㅇ 참석위원 전원이 개정 취지 및 내용에 대해 찬성

준중앙급전발전기 운영제도 도입을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ (현황) 최근 경직성 전원(원전·태양광 등) 증가로 인하여 경부하기 계통 운영 여건이 점차 열악해지고 있음

ㅇ 일반경부하기 최저부하는 '22년 대비 '24년(봄철)의 경직성 전원 비중은 증가한 반면, 유연성 전원 비중은 감소 중

ㅇ 경부하기간 안정적 계통운영을 위해 ‘평상시’ 석탄발전 당일 기동·정지운전 및 ‘비상시’ 원전·비중앙발전 출력제어 시행 중

【 최근 3년 간 일반경부하 중 최저부하 시간대 계통유연성 현황 】

[ 단위 : GW ]

구분	'22.5.1(일) 13시	'23.4.30(일) 13시	'24.4.7(일) 12시	비고('22/'24 대비)
경직성 전원	28.9GW (67.4%)	31.6GW (74.4%)	31.8GW (75.8%)	+2.9GW (+8.4%p)
유연성 전원	14.0GW (32.6%)	10.9GW (25.6%)	10.2GW (24.2%)	-3.8GW (-8.4%p)
합계(부하)	42.9GW	42.5GW	42.0GW

□ (문제점) ① 최저부하 대응을 위해 기저전원(원전·석탄)에 대한 새벽시간급전지시(감발·정지) 발생 ➠ 공급비용(연료비 등) 증가 유발

② 공급과잉에 대한 사전 준비가 부족한 비중앙발전(연료사용)의 급전지시 미이행 발생 ➠ 계통운영 불확실성 증가

③ 現 비중앙 출력제어 원칙(설비정지)은 발전기 성능(출력제어 이행에) 미활용 및 설비개선 유인 부재 ➠ 계통안정화 자원 활용도 저하

나. 개정 내용

□ 「준중앙급전발전기 운영 제도」 도입에 따른 규정 신설 및 개정

ㅇ (신설) 본문(18장 준중앙급전발전기 운영 제도) 및 부칙(유예, 조치 및 단계별 완화 사항 등)

구 분		주요내용
18 장	제1절 통칙	▪ 준중앙급전발전기 운영 관련 용어 정의
	제2절 참여 조건	▪ 준중앙급전발전기 제도 참여를 위한 등록, 성능, 정보제공 조건 명시
	제3절 준중앙급전발전기 운영	▪ 발전기 등록, 자원 구분, 운영기간 및 지역 구분 ▪ 자체발전계획량, 특성자료 등 제출 및 변경 절차 ▪ 준중앙급전발전기 자격 상실 조건
	제4절 등록시험	▪ 등록시험 검증항목, 절차, 결과 통보 및 이의신청
	제5절 급전지시	▪ 급전지시 세부항목, 지시 조건, 시간대별 이행률 측정 방법 ▪ 발전기 제어순위는 발전가격 및 계통상황 고려 ▪ 급전지시 미이행시 사유 및 시기를 전력거래소 통지
	제6절 정산	▪ 발전사업자 정산(발전량, 보조서비스, 기본정산금) ▪ 판매사업자, 직접구매자, 구역전기사업자 정산
부칙		▪ 전산시스템 개선까지 발전기 등록, 운영기간, 등록시험 결과통보 및 이의신청 등 수기 운영 ▪ 전압제어 및 주파수추종운전 관련 사항은 1년 이내 시행 단, 자동발전제어 등 기술개발이 장시간 소요되는 사항은 '25년 까지 계통위원회를 통해 별도 공지 ▪ 비수도권부터 준중앙급전발전기 운영 제도 시행 ▪ 유연성 단계적 완화('24 가을 70%이하 → '25 봄 65%이하 → '25 가을부터는 60%이하 유지) ▪ '24 가을 통신장치는 최소 전력거래개시 월 말일까지 설치

ㅇ (개정) 별표(2, 9, 13), 보칙(장 번호(18장 ➝ 19장) 변경)

구 분	주요내용
별표2 (정산 기준)	▪ 준중앙급전발전기 보조서비스(1차주파수제어비스) 정산 추가
별표 9 (발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차)	▪ 준중앙급전발전기 자체발전계획량을 신뢰도발전계획 조정시 활용 ▪ 신뢰도발전계획 예비력 확보시 준중앙급전발전기 제어가능용량 활용
별표13 (계통운영시스템 운영 절차)	▪ 준중앙급전발전기 신재생자료취득장치 또는 원격소장치 시설 대상 ▪ 준중앙급전발전기 급전전화 및 무선·유선전화 설치
보칙	▪ 보칙을 제18장에서 제19장으로 변경

다. 개정 효과

□ 비중앙급전발전기를 급전지시 가능 자원으로 전환하여 경부하기 공급과잉 완화, 피크부하 대응 등 경부하기 전력계통 안정성 향상

□ 준중앙급전발전의 유연성을 활용하여 원전제어 감소 및 석탄DSS 운전 완화 등 기저전원 제어감소를 통한 공급비용(연료비 등) 절감 가능

□ 비중앙급전발전사업자의 전력시장 이해도 향상 및 계통안정화 인프라 확대를 통해 전력시장 개편시 보조서비스 시장 자원으로 활용 가능

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

하향예비력 계통운영 및 가격결정에 관한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제2장 가격결정

제4절 가격결정

제2.4.2조(계통한계가격의 결정) ① 전력거래소는 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 각 거래시간에 대한 지역별(육지 및 제주) 계통한계가격을 계산하여야 한다.

<생 략>

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

<생 략>

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

<생 략>

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.

제2장 가격결정

제4절 가격결정

제2.4.2조(계통한계가격의 결정) ① 전력거래소는 하루전발전계획의 자료를 이용하여 거래일의 각 거래시간에 대한 지역별(육지 및 제주) 계통한계가격을 계산하여야 한다.

<생 략>

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

<생 략>

8. 제2호의 각 발전기의 가격결정자격은 아래와 같이 결정된다.

<생 략>

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

단, 발전기들의 하향주파수예비력 계획량 합계가 별표3 제1.3.5의 하향주파수예비력 확보 기준량보다 큰 경우에는 아래 식을 따른다.

DAOSi,t ≤ Max(MGi,, MEGWi,t, CMGi,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.

· 하향주파수예비력 계획량 합계가 확보 기준량보다 큰 경우 가격결정 자격을 별도로 적용하는 문구 신설

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

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.

<신 설>

<중 략>

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

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

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 각 호의 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

1. 신뢰도 발전계획 수립결과 [별표 3] 1.2.5.2의 “주의단계”에 이르거나 이를 것이 예상되는 경우에는 [별표 9] 7.7.2 조치에 따라 하향예비력을 추가 확보한다.

2. 제1호의 조치에도 불구하고 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “정상단계”에 이르지 못한 경우 비중앙 급전 발전기를 대상으로 출력제어 계획을 수립한다.

<중 략>

<삭 제>

·신뢰도 발전계획 하향예비력 부족시 조치기준 명확화

·하루전 하향주파수예비력 부족시 조치기준 삭제

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

<중 략>

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

<신 설>

[별표9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

<중 략>

⑨ 신뢰도발전계획의 하향예비력 및 하향주파수예비력은 계통제약(송전제약 등)을 고려하여 각 호에 따라 [별표3] 1.3.6의 하향예비력 확보량 이상으로 확보한다.

1. 신뢰도 발전계획 수립결과 [별표 3] 1.2.5.2의 “정상단계”에 이르지 못하거나, 이르지 못할 것으로 예상되는 경우 다음 표의 조치를 통해 하향예비력을 추가 확보한다.

구분	조치사항
발전사업자	계통상황을 고려한 필수운전발전기 (발전기 자기제약 제외) 지정, 열제약 및 시운전 발전기 일정 조정 등
수요관리사업자	플러스 DR 활용 등
송·배전사업자	송전사업자 전기저장장치 활용 등

2. 제1호의 조치에도 불구하고 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “정상단계”에 이르지 못한 경우 비중앙급전 발전기를 대상으로 출력제어 계획을 수립한다.

·신뢰도 발전계획 하향예비력 부족시 조치절차 명확화

[별표11] 실시간 급전운영 절차

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

<중 략>

3) 하향예비력 부족시

전력거래소는 하향예비력 수준이 [별표 3] 1.2.5.2의 “주의단계”에 이르거나 이를 것이 예상되는 경우 다음 각 호의 지시를 한다.

<중 략>

[별표11] 실시간 급전운영 절차

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

<중 략>

3) 하향주파수예비력 부족시

전력거래소는 [별표 3] 1.3.5의 하향주파수예비력을 확보하기 위해 다음 각 호의 지시를 할 수 있다.

<중 략>

·실시간 급전운영시 하향예비력 확보 기준을 하향주파수예비력(1,200MW)로 명확화

[별표12] 비상시 급전운영 절차

<중 략>

7.2    예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

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

<중 략>

7.2.5.2  경보 발령권자

1. 전력거래소 이사장

2. 이사장 부재시는 중앙전력관제센터장, 급전부장 순으로 한다.

7.2.5.3  경보발령 절차

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.

<중 략>

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

<중 략>

7.2.5.5  사전조치 및 직접보고가 필요한 위급사항

<중 략>

7.2.6     하향예비력 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

[별표12] 비상시 급전운영 절차

<중 략>

7.2    예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

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

<중 략>

7.2.5.2  경보 발령권자

1. 전력거래소 전력계통 본부장

2. 전력계통 본부장 부재시는 중앙전력관제센터장, 급전부장 순으로 한다.

7.2.5.3  경보발령 절차

2. 전력거래소는 하향주파수예비력 부족시 신속한 대응을 위해 사전조치 시행 후 경보발령․통보한다.

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

<중 략>

6. 경보발령 세부조건은 다음과 같다

1) 평균전력을 적용하되 상황에 따라 순시전력을 고려할 수 있다.

2) 하향주파수예비력 경계단계에 이르거나  이를 것으로 예상되고, 주파수 유지가 현저히 곤란한 경우 경보를 발령할 수 있다.

<중 략>

7.2.5.5  사전조치 및 직접보고가 필요한 위급사항

<중 략>

7.2.6     하향주파수예비력 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 표의 조치사항을 지시할 수 있다. 이때 전력거래소는 하향주파수예비력 확보를 위한 지시의 내용, 우선순위 등을 결정함에 있어 하향주파수예비력 수준, 경제성, 기술적 이행 가능성 및 안전성, 계통기여도 등을 고려하여 조치사항을 결정하고 협의·조정·시행할 수 있다.

구분	조치사항
발전사업자	전일 계획된 비중앙 발전기 출력제어, 전일 계획되지 않은 비중앙 발전기 중 실시간 출력제어 가능 자원의 활용, 중앙급전발전기 최소발전용량 이하 운전 활용 등
송·배전사업자	송전사업자용 전기저장장치 활용 등

·경보발령권자 변경

·사전조치 시행 후 경보발령·통보로 절차 변경

·사전 조치 항목 삭제

·경보발령 세부조건 추가

·사전 조치 항목 삭제

·하향주파수예비력 부족시 조치절차 명확화

<신 설>

부 칙 (2024. 00. 00.)

제1조(시행일) 제2.4.2조 제5항 제8호 개정 규정은 시스템 보완 후 규칙 시행일로부터 3개월 이내 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

· 시행시기는 관련 시스템 완비 시점을 고려

준중앙급전발전기 운영제도 도입을 위한 규칙개정(안)

신 설(안)	개 정 사 유
제18장 준중앙급전발전기 운영 제도 제1절 통칙 제18.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다. 1. “준중앙급전발전기”란 경부하기 안정적인 계통운영을 위하여 비중앙급전발전기 중 사전에 정한 운영기간에 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 발전기를 말한다. 2. “상시형 준중앙급전발전기(이하 ”상시형“이라 한다)”란 제18.3.2조에 따른 운영기간에 대하여 상시로 급전지시가 가능한 발전기를 말한다. 3. “휴일형 준중앙급전발전기(이하 ”휴일형 “이라 한다)“란 제18.3.2조에 따른 운영기간에 대하여 관공서의 공휴일에 관한 규정에서 정한 공휴일, 토요일에 한해 급전지시가 가능한 발전기를 말한다. 4. “제어가능용량”이란 운전 중인 준중앙급전발전기가 전력거래소의 급전지시에 따라 최대발전용량과 최소발전용량 사이에서 출력을 제어할 수 있는 용량(MW)을 말한다. 5. “자체발전계획량”이란 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자가 하루 전 14시 이전에 자체적으로 수립한 시간대별 계획 발전량(MWh)을 말한다. 6. “등록시험“이란 준중앙급전발전기로 등록하기 전, 급전지시에 따라 응동 가능한 제어가능용량을 검증하는 시험을 말한다. 7. ”급전지시 이행률“이란 준중앙급전발전기의 급전지시 이행 수준을 판단하는 정도를 말한다. 제18.1.2조(적용범위) 이 장은 전력시장에 참여하는 준중앙급전발전기의 전력거래 및 계통운영에 대하여 적용한다. 제18.1.3조(발전사업자의 의무) ① 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자는 제도 참여기간 동안 안정적인 전력계통 운영을 위해 전력거래소의 급전지시를 성실히 이행해야 한다. ② 제1항의 발전사업자는 급전지시 이행 확인 및 원활한 정산을 위하여 실시간 계량자료, 발전기의 출력 등에 대한 취득 상황 등을 수시로 확인하여 각종 필수 데이터가 전력거래소로 원활히 전송되도록 해야 한다. 제2절 참여 조건 제18.2.1조(등록 조건) ① 준중앙급전발전기로 전력시장에 등록하기 위해서는 아래 각 호의 조건을 모두 충족해야 한다. 1. 제1.2.4조에 따라 비중앙급전발전기로 등록된 발전기일 것 2. 설비용량이 5MW를 초과할 것 3. 제18.2.2조 및 제18.2.3조에 따른 성능 조건과 정보제공 조건을 갖출 것 ② 다음 각 호에 해당하는 경우에는 준중앙급전발전기로 등록할 수 없다. 1. 태양광, 풍력발전기 2. 자가용 전기설비 3. 구역전기발전기 4. 제15장에 따라 저탄소 전원 중앙계약시장에 참여하는 발전기 5. 제17장에 따라 수소발전입찰시장에 참여하는 발전기 제18.2.2조(성능 조건) ① 준중앙급전발전기는 다음 각 호의 성능 조건을 만족하여야 한다. 1. 출력제어 성능 가. 급전지시에 따라 제어가능용량 범위(최소발전용량에서 최대발전용량 사이)에서 발전기 운전이 가능할 것 나. 유연성기여도(최소발전용량을 최대발전용량으로 나눈 값)가 60% 이하일 것 다. 운전 중인 발전기의 출력이 급전지시 후 최소발전용량 및 최대발전용량 까지 도달하는데 걸리는 시간이 1시간 이내 또는 1.5시간 이내일 것 2. 계통안정화 성능 : 전압 조정, 주파수추종운전 및 자동발전제어 운전 등이 가능할 것 ② 제1항제2호에 대한 세부 기준은 별표3을 고려하여 계통위원회에서 검토·조정할 수 있다. 제18.2.3조(정보제공 조건) ① 준중앙급전발전기를 소유한 발전사업자(이 장에서만 적용하며, 이하 ”발전사업자“라 한다) 는 신재생자료취득장치 또는 원격소장치(RTU)를 이용하여, 다음 각 호의 정보를 원격으로 전력거래개시일로부터 10일(영업일 기준) 전까지 전력거래소에 제공해야 한다. 1. 송전단 기준 유효전력(MW) 및 무효전력(MVar) 2. 전압(kV) 3. 주파수추종운전 신호 4. 자동발전제어 운전 신호 ② 제1항의 신재생자료취득장치 또는 원격소장치에 대한 설치 및 자료취득 기준은 별표13에 따른다. ③ 제1항의 정보에 대한 취득 주기는 1분 이내로 전력거래소에 제공할 수 있어야 한다. ④ 발전사업자는 별표13에 따른 발전소에 급전전화를 전력거래개시일로부터 10일(영업일 기준) 전까지 설치해야 한다. ⑤ 준중앙급전발전기로 등록하기 전, 비중앙급전발전기에 원격소장치가 설치된 경우에는 제1항에도 불구하고 원격소장치를 이용하여 정보를 제공해야 한다. ⑥ 신재생자료취득장치를 설치한 준중앙급전발전기가 비중앙급전발전기로 전환되는 경우에는 별표 13의 8.1.2.6에도 불구하고, 자료취득 방식은 별표 12의 8.1.2.7을 적용하여 정보를 제공할 수 있다. 제3절 준중앙급전발전기 운영 제18.3.1조(발전기 등록) ① 제18.2.1조 및 제18.2.2조의 조건을 만족하는 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자가 준중앙급전발전기로 등록하고자 하는 경우에는 상시형과 휴일형으로 구분하여, 제18.3.2조제1항의 전력거래개시일 2개월 전까지 별지 제127호의 등록신청서 및 별지 제127-1호의 특성자료 제출서를 작성하여 전력거래소에 제출해야 한다. 1. 상시형 : 제18.3.2조에 따른 운영기간 상시로 급전지시가 가능한 발전기 2. 휴일형 : 제18.3.2조에 따른 운영기간 중 관공서의 공휴일에 관한 규정에서 규정한 공휴일, 토요일에 한해 급전지시가 가능한 발전기 ② 전력거래소는 비중앙급전발전기를 소유한 발전사업자로부터 제1항의 등록신청서 및 특성자료를 제출받은 후, 전력거래개시일로부터 5일(영업일 기준) 전까지 별지 제127-2호의 발전가격을 제출한 경우, 준중앙급전발전기로 등록을 완료할 수 있다. 단, 다음 각 호에 해당하는 경우에는 준중앙급전발전기로 등록할 수 없다. 1. 제18.4.1조에 따른 등록시험에 불합격한 경우 2. 제18.3.5조의 자료가 거짓으로 판명된 경우 제18.3.2조(운영기간) ① 제18.3.1조에 따라 등록된 발전기는 다음 각 호에서 정한 운영기간의 10시부터 17시까지 준중앙급발전발전기로 전력거래를 할 수 있다. 1. 봄철 운영기간(전력거래개시일 ~ 전력거래종료일) : 3월1일 ~ 5월31일(같은 연도 설 연휴 포함) 2. 가을철 운영기간(전력거래개시일 ~ 전력거래종료일) : 9월1일 ~ 11월30일 ② 제18.3.1조에 따른 발전기 등록 및 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간에 대한 세부 일정은 경부하기 수급대책, 계통운영방안, 중앙전력관제센터의 요청 등에 따라 조정할 수 있다. ③ 제2항에 따라 조정된 일정은 제1항에서 정한 운영기간 이전에 전력거래시스템(e-power market)을 통해 공지한다. 제18.3.3조(지역 구분) 제18.3.1호에 따라 등록된 발전기는 다음 각 호에 따라 지역을 구분할 수 있다. 단, 지역 구분이 불명확한 경우, 전력거래소는 계통검토를 통해 발전기의 지역을 결정 또는 조정할 수 있다. 1. 수도권 : 서울, 인천, 경기 2. 비수도권 : 강원, 경남, 경북, 전남, 전북, 충남, 충북, 대전, 광주, 대구, 세종, 울산, 부산 제18.3.4조(자체발전계획량의 제출) ① 발전사업자는 별표 제31-8호에 따른 자체발전계획량 제출서를 전력거래일 전일 14시까지 전력거래소에 제출해야 한다. ② 전력거래소는 동일한 발전기의 자체발전계획량이 2개 이상 제출된 경우에는 마감시간 이전에 제출된 자체발전계획량 중 마감시간으로 부터 가장 가까운 시기에 제출된 값을 유효한 자체발전계획량으로 인정한다. ③ 제1항 및 제2항의 규정에 의한 자체발전계획량에 제18.3.5조에서 정한 내용 중 전부 또는 일부가 누락되거나 모사전송방식에서 제출한 자의 서명이 누락된 경우에는 자료의 제출을 하지 아니한 것으로 간주 한다. ④ 전력거래소는 준중앙급전발전기의 자체발전계획량을 제출받은 때에는 접수된 시간을 기록하여 관리하여야 한다. ⑤ 거래일이 휴일인 경우에는 별표 4의 12.0에 따른 휴일 예약입찰 방식을 적용한다. ⑥ 준중앙급전발전기에 적용하는 발전가격의 경우 매월 동일한 값을 적용해야 한다. ⑦ 발전사업자는 전력거래소 요청시 발전가격에 대한 근거자료를 제출해야 한다. ⑧ 자체발전계획량을 제출하지 아니한 경우, 가장 최근에 제출한 값을 거래일의 자체발전계획량으로 적용한다. ⑨ 발전기가 고장 또는 정비 등에도 불구하고 발전사업자는 제1항의 자체발전계획량 제출서를 전력거래소에 제출해야 한다. 제18.3.5조(자료의 내용) 발전사업자는 별지 제31-8호의 서식에 의거하여 자체발전계획량을 제출하는 경우 다음 각 호의 내용을 포함해야 한다. 1. 급전지시 관련 특성자료 가. 최대발전용량(MW) 나. 최소발전용량(MW) 여기서, 최소발전용량은 최대발전용량의 60% 이하로 제출한다. 다. 최소발전용량 도달시간(hr) 여기서, 최소발전용량 도달시간은 1시간 이내 또는 1.5시간 이내로 제출한다. 라. 최대발전요량 도달시간(hr) 여기서, 최대발전용량 도달시간은 1시간 이내 또는 1.5시간 이내로 제출한다. 2. 보조서비스 관련 특성자료 가. 주파수추종운전 범위(최대, 최소) 나. 부동대 다. 속도조정률 3. 발전가격(원/kWh) 여기서, 발전가격은 0원/kWh 이상 이어야 하며, 발전기별로 해당 월에 사용되는 연료비에 근거하여 제출해야 한다. 제18.3.6조(특성자료 등의 변경) ➀ 제18.3.2조의 운영기간 중 제18.3.5조에 해당하는 자료의 변경이 필요한 경우에는 거래월(전력거래개시 월의 다음 달부터 적용) 1일을 기준으로 5일(영업일 기준) 전까지 별지 제127-1호 또는 별지 제127-2호를 전력거래소에 제출한 경우에는 거래월 1일부터 변경된 값을 적용할 수 있다. 이 경우, 별지 제127-1호를 통해 제출된 특성자료는 제18.2.2조제1항의 성능조건을 만족해야 한다. ➁ 제1항에도 불구하고 제18.3.2조의 운영기간 중 발전기 고장 등으로 제18.3.5조에 해당하는 자료의 변경이 필요한 경우에는 즉시 전력거래소에 요청할 수 있으며, 전력거래소는 합당한 사유 등 판단하여 변경 여부를 결정할 수 있다. 제18.3.7조(자격의 상실 조건) ① 다음 각 호에 해당하는 경우에는 준중앙급전발전기의 자격은 상실할 수 있다. 1. 제18.5.4조에 따른 사유 및 시기의 통지없이 1일을 기준으로 3회 연속 급전지시 이행률이 50% 미만인 경우 2. 제18.3.5조의 자료가 거짓으로 제출된 것이 판명 난 경우 3. 제18.3.2조제1항의 각 운영기간의 급전지시 평균 이행률이 70% 미만인 경우 ② 제1항에 해당하는 경우에는 제18.6.1.1조제3호의 정산금을 지급하지 않으며, 차기 운영기간에 한하여 준중앙급전발전기로 등록을 할 수 없다. ➂ 제18.3.2조의 운영기간 중 발전기(동일한 접속점에 2개 이상의 발전기가 단일 계량값으로 합산하여 취득되는 경우도 포함)의 정비계획이 있는 경우, 사전에 사유제출 등을 통해 전력거래소와 협의를 완료한 경우, 계획된 정비기간에는 일시적으로 준중앙급전발전기 자격을 상실할 수 있다. 제18.3.8조(정산데이터 기준) 제18.6.1.1조제3호의 정산에 사용되는 데이터는 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간에 발생한 발전기 계량값, 전력시장 전체의 총 전력거래량, 직접구매자의 총 유효구매전력량, 판매사업자의 총 구매전력량 및 구역전기사업자의 총 유효구매전력량은 제18.3.2조제1항에 따른 각 운영기간 거래종료일로부터 2개월 이내에 취득된 데이터를 기준으로 최종 확정하여 사용한다. 제4절 등록시험 제18.4.1조(등록시험) 전력거래소는 제18.3.1조에 따라 등록신청서를 제출한 발전기에 대해 제18.3.2조에 따른 운영기간에 따른 전력거래개시일 20일(영업일 기준) 전까지 등록시험을 완료해야 한다. 제18.4.2조(검증항목) ① 전력거래소는 제18.2.2조제1항제1호에 따른 준중앙급전발전기의 출력제어 성능을 등록시험을 통해 검증하여야 한다. ② 제1항에 따른 검증은 계량값으로 측정한다. ③ 제2항의 계량값이 동일한 접속점에 2개 이상의 발전기로부터 합산하여 취득되는 경우에는 제18.3.5조제1호의 자료 제출시 제18.2.2조제1항에 따른 각 발전기의 출력제어 성능을 합산한 값으로 검증받아야 한다. 제18.4.3조(등록시험 절차) ① 전력거래소는 제18.3.2조에 따른 운영기간 전 발전사업자와 협의를 통해 등록시험을 시행하며, 그 조건은 다음 각 호와 같다. 1. 등록시험은 10시부터 17시 사이에 시행할 것 2. 발전기 운전 중 이용률(송전단 기준 발전기 출력을 최대발전용량을 나눈 값)이 80% 이상으로 유지된 상태에서 실시할 것 ② 제1항의 조건을 만족한 상태에서 별지 제127-1호 특성자료 제출서에 따라 발전사업자가 제출한 출력제어 범위 및 출력제어 시간을 검증해야 한다. 이 경우 급전지시량에 대한 시간대별 이행률은 평균 95% 이상 이어야 한다. ③ 제18.3.2조의 각 운영기간 급전지시 평균 이행률이 90% 이상인 경우에는 차기 등록시험을 면제할 수 있다. 제18.4.4조(등록시험 결과 통보) 전력거래소는 제18.4.3조의 등록시험 절차가 완료된 후 5일(영업일 기준) 이내에 발전사업자에게 등록시험 합격 여부를 통보해야 한다. 제18.4.5조(등록시험 결과에 대한 이의신청) ① 발전사업자는 제18.4.4조의 등록시험 결과를 통지받은 후, 통지일로부터 3일(영업일 기준) 이내에 전력거래소에 이의신청을 할 수 있다. ② 전력거래소는 제1항의 이의신청 통지일로부터 3일(영업일 기준) 이내에 이의신청 처리결과를 통지해야 한다. 제5절 급전지시 제18.5.1조(급전지시) ① 전력거래소는 발전사업자에게 다음 각 호의 사항에 관하여 급전지시를 할 수 있다. 1. 발전출력지시(송전단 기준 유효전력(MW) 2. 전압 조정(송전단 기준 무효전력(MVar), 발전기 전압(kV)) 3. 주파수추종운전 4. 자동발전제어 운전 5. 기타 전력계통의 안정적 운영을 위하여 필요한 사항 ② 제1항제2호 내지 제5호에 대한 세부사항은 별표 11 및 별표 12에 따른다. ③ 전력거래소는 제1항에 대해 다음 각 호에 해당하는 경우 발전사업자에게 급전지시를 할 수 있다. 1. 운영예비력이 6,500MW 미만이거나 예상되는 경우 2. 하향예비력이 3,000MW 미만이거나 예상되는 경우 3. 기타 안정적인 실시간 계통운영을 위해 관제사가 필요하다고 판단하는 경우 ④ 전력거래소는 제1항제1호에 대한 급전지시량에 대하여 지시 시간을 통보 및 입력해야 하며, 발전사업자는 제어가능용량 범위 내에서 1시간 이내 또는 1.5시간 이내에 급전지시량에 도달하도록 해야 한다. ⑤ 전력거래소는 제4항의 급전지시량, 자체발전계획량, 계량값을 통해 상향 및 하향 운전에 대한 시간대별 이행률을 측정해야 한다. ⑥ 준중앙급전발전기의 제어순위는 제18.3.5조에 따라 발전사업자가 제출한 발전가격을 고려하는 것을 원칙으로 한다. 단, 다음 각 호의 경우 관제사의 판단에 따라 제어순서를 달리할 수 있다. 1. 전력계통 발전량·부하의 급격한 변화가 발생하거나 예상되는 경우 2. 발전기, 전력계통의 사고 등에 의해 발전계획을 수립하기에 충분한 시간적 여유가 없는 경우 3. 기타 전력계통의 안정을 위해 긴급하게 급전지시가 필요한 경우 ⑦ 제1항에도 불구하고 제1.1.2조제50호에 따른 비상상황 발생시 전력거래소는 발전출력지시 범위를 초과한 운전 및 발전기 계통분리 또는 연결 등에 대하여 급전지시를 할 수 있다. ⑧ 제18.3.6조제2항 및 제18.3.7조제3항에 따른 사유로 발전기(동일한 접속점에 2개 이상의 발전기가 단일 계량값으로 합산하여 취득되는 경우도 포함)가 급전지시를 이행하지 못하는 기간에 대해서는 제어가능량정산금 산정에서 제외한다. 제18.5.2조(급전지시의 방법 등) ① 준중앙급전발전기에 대한 급전지시는 급전전화, 계통운영시스템, 전화, 문서 또는 전력거래소에서 별도로 정하는 방식에 의한 통신수단을 이용해야 하며, 급전전화는 어떠한 경우에도 최우선적으로 통화가 가능하도록 해야 한다. ② 제1항에 의한 급전지시를 받은 발전사업자는 급전지시 이행 완료 후 2시간 이내에 급전지시 완료 시간을 전력거래소에 통보해야 한다. 제18.5.3조(급전지시의 이행) 제18.5.1조의 급전지시를 받은 발전사업자는 지체없이 이를 이행하여야 한다. 제18.5.4조(급전지시의 미이행 사유 제출) 제18.5.1조의 급전지시를 받은 발전사업자는 설비나 인명의 안전에 위해가 예상되어 급전지시를 이행할 수 없는 경우에는 지체없이 그 사유 및 미이행 예상 시기를 전력거래소에 통지해야 한다. 제6절 정산 제1관 발전사업자에 대한 정산 제18.6.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 발전사업자에 대한 다음 각 호의 정산금을 별표2 및 별표8에 따라 지급한다. 1. 전력량에 대한 정산 2. 보조서비스에 대한 정산 3. 기본정산금에 대한 정산 제18.6.1.2조(채무불이행에 따른 정산금 산정 및 지급) 제18.6.1.1조에 대한 채무불이행은 제4.2.1.5조를 따른다. 제2관 판매사업자에 대한 정산 제18.6.2.1조(전력량에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.2.1조를 따른다. 제18.6.2.2조(보조서비스에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 시간대별 보조서비스에 대한 정산은 제4.2.2.3조를 따른다. 제18.6.2.3조(기본정산금에 대한 정산) 판매사업자에게 적용할 기본정산금에 대한 정산은 제4.2.2.3조를 따른다. 제3관 직접구매자에 대한 정산 제18.6.3.1조(전력량에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.3.1조를 따른다. 제18.6.3.2조(보조서비스에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 시간대별 보조서비스에 대한 정산은 제4.2.3.3조를 따른다. 제18.6.3.3조(기본정산금에 대한 정산) 직접구매자에게 적용할 기본정산금에 대한 정산은 제4.2.3.3조를 따른다. 제4관 구역전기사업자에 대한 정산 제18.6.4.1조(전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산은 제4.2.4.1조를 따른다. 제18.6.4.2조(보조서비스에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 보조서비스에 대한 정산은 제4.2.4.3조를 따른다. 제18.6.4.3조(기본정산금에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 기본정산금에 대한 정산은 제4.2.4.3조를 따른다. 부 칙 (2024. 10. XX.) 제1조(시행일) 이 규칙은 공고일 다음날 부터 시행한다. 제2조(준중앙급전발전기 규칙개정 사항에 대한 적용례) ① 제18장, 별표1, 별표8, 별표9, 별지 31-8호, 별지 127호 등 준중앙급전발전기와 관련된 규정은 제18.2.3조, 제18.3.1조, 18.3.2조, 제18.4.4조, 제18.4.5조 및 제6절 규정에도 불구하고, 최초 운영기간에 한해서는 별도의 방법으로 전력거래시스템(e-power market)에 공지하여 운영할 수 있으며, 시스템 개선 전까지 수기로 운영한다. ② 제18장 준중앙급전발전기 운영에 관한 규칙은 육지 계통에 재생에너지 입찰제도 또는 비중앙급전발전기에 대한 보조서비스 제도가 도입될 경우 운영 규모, 정산 방식 등을 재검토 한다. 제3조(경과조치)① 제18.2.2조의 계통안정화 성능 중 전압 조정 및 주파수추종운전에 관한 사항은 발전기 및 전산시스템 개선 등을 고려하여 1년 이내에 시행한다. 단, 자동발전제어 등 기술개발에 장시간 소요가 예상되는 사항은 2025년 말까지 계통위원회를 통해서 별도 공지한다. ② 제18.2.3조제3항과 관련된 신재생자료취득장치의 정보취득 주기(2초)는 전산시스템 개선이 완료된 후 시행한다. ③ 제18.3.3조의 지역 구분은 비수도권부터 적용하여 시행하며, 수도권의 적용은 계통운영과 관련하여 필요한 시점까지 유예한다. ④ 제18.2.2조의 유연성기여도는 '24년 가을철 운영기간에는 70% 이하, '25년 봄철 운영기간에는 65% 이하로 적용하며, '25년 가을철 운영기간 부터는 60% 이하를 적용한다. 단, 유연성기여도가 60% 이하를 충족하는 못하는 발전기를 소유한 발전사업자는 준중앙급전발전기로 등록하기 전까지 공문을 통해 설비개선 계획을 전력거래소에 제출해야 한다. ➄ 제18.2.3조의 급전전화, 신재생자료취득장치 또는 원격소장치의 설치는 '24년 가을철 운영기간에 한하여 최초 전력거래개시 월의 말일까지 설치하도록 해야 한다.	· 준중앙급전발전기 운영 제도 관련 용어 정의 신설 < 용어 내역 > 1. 준중앙급전발전기 2. 상시형 준중앙급전발전기 3. 휴일형 준중앙급전발전기 4. 제어가능용량 5. 자체발전계획량 6. 등록시험 7. 급전지시 이행률 · 참여 조건 ㅇ 참여가능 발전기 - 비중앙발전기 등록完 - 5MW(설비용량) 초과 - 출력제어 및 계통안정화 성능 갖출 것 ㅇ 참여불가 발전기 태양광, 풍력 자가용, 구역전기 중앙계약시장 참여 발전기 수소발전입찰시장 참여 발전기 · 성능조건 ㅇ 출력제어 성능 제어가능용량(최대 ~ 최소) 운전 가능 최소출력은 최대출력의 60% 이하 운전 중 최대·최소 출력 도달시간 1 or 1.5시간 이내 ㅇ 계통안정화 성능 전압조정, 주파수추종운전, 자동발전제어 등 계통안정화 성능은 계통위원회를 통해 검토·조정 · 정보제공 조건 ㅇ 신재생자료취득장치 또는 RTU 활용 - 전력, 무효전력, 전압 주파수추종운전 및 자동발전제어 신호 제공 ㅇ 급전전화 설치 의무 · 발전기 등록 ㅇ 상시형 : 운영기간 중 상시 급전지시 ㅇ 휴일형 : 운영기간 중 휴일 급전지시 · 준중앙발전기 등록 불가 ㅇ 등록시험 불합격 ㅇ 거짓정보 제출 · 운영기간 ㅇ 봄 : 설연휴 + 3/1 ~ 5/31 ㅇ 가을: 9/1 ~ 11/30 ㅇ 시간 : 10~17시 ㅇ 별도로 운영기간 조정 가능 · 지역 구분 ㅇ 수도권, 비수도권으로 구분 · 발전계획량 제출 ㅇ 전일 14시까지 ㅇ 마지막으로 제출한 계획량을 유효값 인정 ㅇ 휴일 예약입찰 가능 ㅇ 발전가격은 한달 간 동일 값 적용, ㅇ 전력거래소 요청시 근거자료 제출 · 특성자료 등 제출 ㅇ 급전지시 특성자료 - 최대(최소)발전용양 - 최대(최소)출력 도달시간 ㅇ 보조서비스 특성자료 주파수추종운전 범위 부동대 속도조정률 ㅇ 발전가격 연료비 근거해 제출 · 특성자료 등 변경시 ㅇ 전력거래 월의 다음달 1일부터 변경된 특성자료, 발전가격을 사용하기 위해서는, 다음달 1일의 5일(영업일 기준) 전까지 변경사항 제출 · 준중앙발전 자격상실 및 정산금 미지급 ㅇ 3회 연속 이행률 50% 미만 ㅇ 거짓자료 제출 ㅇ 운영기간 급전지시 평균 이행률 70% 미만 · 준중앙급전발전기 등록시험 - 전력거래개시일 20일(영업일 기준) 전 까지 완료 - 2개 이상 발전기의 경우 계량값이 1개로 취득되어햐 함 · 등록시험 절차 <시험 조건> 1) 9~18시 및 이용률80% 이상에서 실시 <시험 항목> 2) 최소·최대 용량 검증 - 이행률 95% 이상 - 운전 중 1 or 1.5시간 이내 최소·최대 도달 < 면제 조건 > 3) 제도 운영기간 평균 이행률 실적이 90% 이상 → 차기 등록시험 면제 · 등록시험 결과 통보 및 이의신청 · 급전지시 사항 - 발전출력 - 전압조정 주파수추종운전 자동발전제어 운전 · 급전지시 조건 운영예비력 6.5GW 미만 or 예상 하향예비력 3GW미만 or 예상 관제사 필요시 시간대별 이행률 측정 발전가격을 고려하여 발전기 제어순서 결정 비상시 지시범위 초과 및 발전기 정지 또는 기동 시지 가능 · 급전지시 방법 ㅇ 급전전화 등 통신수단 활용 ㅇ 발전사업자는 급전지시 이행시 전력거래소에 통보 · 급전지시 미이행시 ㅇ 즉시 사유와 미이행 예상시기를 전력거래소에 통보 · 발전사업자 정산 ㅇ 전력량 ㅇ 보조서비스 (1차주파수제어서비스) ㅇ 기본정산금 · 판매사업자 정산 · 직접구매자 정산 · 구역전기사업자 정산 · 부칙 ㅇ 최초 운영은 별도 방법으로 운영 - 정보제공 조건 - 발전기등록, - 운영기간, - 등록시험 결과 통보 및 이의신청 ㅇ 육지계통에 재생E 입찰제도, 비중앙발전 보조서비스 제도 도입될 경우 준중앙급전발전 운영 제도 재검토 ㅇ 전압 조정 및 주파수추종운전은 1년 이내 시행. 단, 자동발전제어 '25년 계통위에서 별도 공지 ㅇ 신재생자료취득장치 주기 2초는 전산시스템 개선완료 후 시행 ㅇ준중앙발전은 비수도권부터 시행 ㅇ 유연성 기준 완화 ㅇ 통신설비 설치기한

현          행

개          정 (안)

비고(개정 내용)

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

<신설>

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 1차주파수제어서비스

④ 발전사업자가 소유한 중앙급전전기저장장치의 1차예비력서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 1차예비력서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

12. 기타 정산

<신설>

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

<신설>

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

<신설>

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

<신설>

[별표8] 정산 및 결제 절차

1. 목적

규칙 제4.3.9조, 제12장 제6절 및 제14장 제5절의 규정에 의거 전력거래 정산 및 결제에 대한 세부적인 절차를 정하여 원활한 전력시장운영을 도모하는데 있다.

6. 적용지침

6.1   제4장 제2절 및 제3절, 제14장 제5절

<신설>

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.0	절  차

7.7	신뢰도발전계획의 수립

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

⑫ <삭제 2022.11.30.>

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

<신설>

[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차

5.0 용어의 정의

5.8 신재생자료취득장치

급전가능재생에너지자원 및 154kV이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력, 태양광, 연료전지발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는 설비

7.0 절  차

7.2 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1 시설 대상

7.2.1.1 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함), 154kV이상 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지발전기. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

8.0     붙  임

8.1	계통운영시스템의 자료취득 기준

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

Station	Status		Analog		Control
◆발전설비 ․수 력 (양수포함) ․화 력 ․원자력 ․IPP 발전기	(2초)	․154kV 이상 재폐로 CB	MW (2초)	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․Target MW (Set Point) ․실시간 공급능력 MW	AGC (Pulse, Set Point : 기본 4초, 가변가능)	․수 력 ․화 력 ․복 합 (원전제 외)
			Hz (2초)	․상용 주파수 (필요개소)
			MW (2초)	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
	(2초)	․Gen CB ․Gen DS ․154Kv 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․고장파급방지장치 Ry 상태 (Load Run Back, Load Rejection Scheme Status) ․UFR Ry상태 (양수 차단, 수력/양수자동기동) ․운전 Mode (S/T, S/T+G/T) ․․G/F On/Off ․ 계통안정화장치 On/Off	MVAr (2초)	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
			kV (2초)	․Gen ․154kV 이상 BUS 별
			Gen MW Limit (2초)	․High/Low (원전제외)
			Gen MW 출력증가/감소율 (2초)	․MW/Min.
			수위 (2초)	․저수위 ․방수위 ․상ㆍ하부댐
	․ File 송수신 : SOE data (요구시)

8.1.2	연계취득

<신설>

[붙임8.5]

급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 중부전력관제센터 ․ 경인전력관제센터	․ 중앙급전발전기 ․ 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 ․ 지역계통운영센터(후비 지역계통운영센터 포함) ․ 345kV이상 변전소(발전소 스위치야드 포함) 및 직류변환소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 154kV 발전소(중앙급전발전기) 연계선로 운영 변전소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 제주지역 급전(분)소 ․ 중앙급전발전기를 보유한 구역전기사업자

8.5.2    현행과 같음

8.5.3    현행과 같음

8.5.4    20MW 초과 200MW 미만인 비중앙급전발전기 소유한 발전사업자 및 중앙급전 발전기를 보유한 구역전기사업자는 급전지시용 일반전화를 설치한다.

8.5.5   현행과 같음

[붙임8.7]

비상용 대체 통신수단 설치기준

8.7.1    현행과 같음

8.7.2    현행과 같음

구 축 대 상		대체 통신수단 설치기준
중심국 설치대상	단말국 설치대상
·전력거래소 중앙전력 관제센터 ·송전사업자	·주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·시송전 선로 발·변전소, 단 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·500MW 이상 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 500MW이상인 경우 1개 발전기 ·지역계통운영센터	·위성급전전화 ·휴대용 무선전화 (원자력발전소는 제외) ·일반용 유선전화
	·200MW이상 500MW 미만 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 200MW이상 500MW 미만인 경우 1개 발전기 ·345kV이상 변전소(우선공급계통 변전소 제외). 단, 무인변전소의 경우 관할 급전분소	·위성전화 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

[별표2] 정산 기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

자. 준중앙급전발전기

① 준중앙급전발전기가 발전한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 즉,

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

단, 제11.1.7조에 따라 고정가격계약을 체결한 발전기가 발전한 전력량은 고정가격계약의 정산상한가격을 적용하여 다음과 같이 정산한다. 즉,

[eqn: rm sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES Min(Min(SMP _{t} ,EPC _{X} ),UPFP _{i,c,t} /1,000))]

[eqn: ,UPFP _{i,c,t} /1,000))]

9. 보조서비스에 대한 정산

가. 정산기준

1) 1차주파수제어서비스

④ 발전사업자가 소유한 준중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 1차예비력서비스에 대한 정산은 1항 내지 3항의 발전기의 1차예비력서비스에 대한 정산 규칙을 준용한다.

12. 기타 정산

하. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 대한 정산

준중앙급전발전기의 기본정산금은 제어가능정산금과 제18.3.2조제1항에 따른 운영기간별 평균이행률에 따른 차감계수를 적용하여 산정하며, 정산금은 준중앙급전발전기 운영기간 거래종료일로부터 익익월 마지막 거래일 정산명세서에 반영한다.

[eqn: SSDG _{i} =( sum _{t} ^{운영기간} DCPS _{i,t} ) TIMES (1-RF _{i} )]

SSDGi,t(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) : 거래시간별 준중앙급전발전기의 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전발전기의 기본정산금

DCPSi,t(Dispatchable Capacity Payment of Semi-dispatchable generator) 준중앙급전발전기 운영기간 발전기가 제공하는 시간대별 제어가능용량에 대한 정산금액(원)

RFi(Reduction Factor) : 준중앙급전발전기 운영기간 중 급전지시 이행실적에 따라 산정된 시간대별 평균이행률 에 대한 차감계수

① 제어가능량 정산금(DCPSi,t)

전력거래소가 전력계통의 안정운영을 위하여 준중앙급전발전기가 제공하는 제어가능용량에 대하여 준중앙급전발전기 정산단가로 정산한다. 이 경우, 제어가능량은 발전기에 급전지시가 발생한 경우에는 자체발전계획량과 최소발전용량의 차이로 산정하며, 발전기가 급전지시를 대기하는 경우에는 계량값과 최소발전용량의 차이로 산정한다. 여기서, 준중앙급전발전기 정산단가는 비용평가위원회에서 의결된 2004년 이전에 진입한 발전기에 적용되는 기준용량가격(RCPi)을 말한다.

가) 발전기에 대해 급전지시가 발생한 경우

DCPSi,t = Max(SSGi,t – MGi, 0) × RCPi × DFi,t

나) 발전기가 급전지시 대기 중인 경우

DCPSi,t = Max(MGOi,t – MGi, 0) × RCPi × (1 – DFi,t)

DCPSi,t(Dispatchable Capacity Payment for Semi-dispatchable generator) 준중앙급전발전기가 제공하는 제어가능량에 대한 정산금액(원)

RCPi : 준중앙급전발전기에 대한 정산단가로 비용평가위원회 결정한 기준용량가격

SSGi,t(Self Scheduled Generation) 발전사업자가 거래 전일에 제출한 시간대별 자체발전계획량

DFi,t(Dispatch Flag) 운영기간 중 시간대별 급전지시 플래그로, 급전지시가 있으면 1, 아니면 0

여기서, 급전지시 전(t-1), 후(t+1) 1시간을 급전지시량 도달 이행시간으로 하여 급전지시 시간에 포함한다.

② 기본정산금 차감계수(RFi)

준중앙급전발전기 운영기간별 발생한 급전지시 평균 이행률에 따른 차감계수를 적용한다. 여기서, 이행률은 관제사가 지시한 시간대별 급전지시량과 계량값의 차이를 급전지시량으로 나눈값을 기준으로 하여 산정한다.

가) 기본정산금 차감계수(RFi)

급전지시 평균 이행률(AGRi)	차감계수(RFi)
90% 이상	0
90% 미만 ~ 80% 이상	0.2
80% 미만 ~ 70% 이상	0.4
70% 미만	1

RFi(Reduction Factor) : 준중앙급전발전기 운영기간 중 급전지시 이행실적에 따라 산정된 시간대별 이행률의 산술평균값에 대한 차감계수

나) 급전지시 평균 이행률

AGRi [eqn: = {sum _{t} ^{운영기간} (DGR _{i,t} `+`UGR _{i,t} )} over {n}]

n : 준중앙급전발전기 운영기간 중 발생한 급전지시 시간(1시간 기준)의 횟수

(1) 급전지시량이 자체발전계획량 미만인 경우 즉,

TGSOi,t < SSGi,t 이면,

DGRi,t [eqn: =Min(100%,`(1`-` {MGO _{i,t} `-`TGSO _{i,t}} over {TGSO _{i,t}} ) TIMES 100(%))]

(2) 급전지시량이 자체발전계획량 이상인 경우 즉,

TGSOi,t ≥ SSGi,t 이면,

UGRi,t [eqn: =Min(100%,`(1`-` {TGSO _{i,t} `-`MGO _{i,t}} over {TGSO _{i,t}} ) TIMES 100(%))]

AGRi,t(Average Guarantee Rate) 준중앙급전발전기 운영기간 동안 시간대별 급전지시 이행률 산술평균값

DGRi,t(Downward disaptch Guarantee Rate) 준중앙급전발전기 하향운전에 대한 시간대별 급전지시 이행률

UGRi,t(Upward dispatch Guarantee Rate) 준중앙급전발전기 상향운전에 대한 시간대별 급전지시 이행률

TGSOi,t(Target Generation of System Operator) 관제사가 지시한 시간대별 급전지시량(MW)

Ⅱ. 직접구매자에 대한 정산

6. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 대한 정산

직접구매자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전발전기의 기본정산금 총액에 제18.3.2조제1항에 따른 준중앙급전발전기의 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 직접구매자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다.

[eqn: SSGC _{k} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PEC _{k,t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}}]

SSGCk(Settlement of Semi-dispatchable Generator for Consumer) : 직접구매자의 준중앙급전발전기 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전발전기의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}]: 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PEC _{k,t}]: 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 직접구매자의 총 유효구매전력량

Ⅲ. 판매사업자에 대한 정산

9. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 대한 정산

판매사업자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전발전기의 기본정산금 총액에 제18.3.2조제1항에 따른 준중앙급전발전기의 각 운영기간에 발생한 총 전력거래량에서 판매사업자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: SSGS _{} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PES _{t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}}]

SSGSk(Settlement of Semi-dispatchable Generator for Sales Company) : 판매사업자의 준중앙급전발전기 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전발전기의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PES _{t}]: 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 판매사업자의 총 구매전력량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}]: 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

Ⅳ. 구역전기사업자에 대한 정산

9. 준중앙급전발전기의 기본정산금에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야할 정산금은 준중앙급전발전기의 기본정산금 총액에 제18.3.2조제1항에 따른 준중앙급전발전기의 각 운영기간에 총 전력거래량에서 구역전기사업자가 구매한 전력량의 비율로 곱한 금액으로 한다. 즉,

[eqn: SSGL _{d} = sum _{i} ^{} SSDG _{i} TIMES {sum _{t} ^{운영기간} PEL _{d,t}} over {sum _{t} ^{운영기간} TET _{t} `}]

SSGLd(Settlement of Semi-dispatchable Generator for  Local Sales Company) : 구역전기사업의 준중앙급전발전기 기본정산금

SSDGi(Settlement of Semi-Dispatchable Generator) :  준중앙급전발전기의 기본정산금

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} PEL _{d,t}] : 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 구역전기사업자의 총 유효구매전력량

[eqn: rm sum _{t} ^{운영기간} TET _{t}] : 준중앙급전발전기 운영기간에 발생한 전력시장의 총 전력거래량

[별표8] 정산 및 결제 절차

1. 목적

규칙 제4.3.9조, 제12장 제6절, 제14장 제5절 및 제18장 제6절 의 규정에 의거 전력거래 정산 및 결제에 대한 세부적인 절차를 정하여 원활한 전력시장운영을 도모하는데 있다.

6. 적용지침

6.1   제4장 제2절 및 제3절, 제14장 제5절, 제18장 제6절

7.1.12 준중앙급전발전기의 최대발전용량(MGCi), 최소발전용량(MGi), 시간대별 자체발전계획량(SSGi,t) 및 시간대별 급전지시량(TGSOi,t)은 MW를 기준으로 소수점 이하 넷째자리에서 반올림 처리한다.(kW까지 계산)

7.1.14 준중앙급전발전기의 시간대별 하향운전 급전지시 이행률(DGRi,t), 상향운전 급전지시 이행률(UGRi,t) 및 급전지시 평균 이행률(AGRi,t)은 [%] 단위로 소수점 이하 넷째자리에서 반올림 처리한다. 단, 유연성기여도(FCRi)는 소수점 첫째자리에서 반올림 처리한다.

[별표 9] 발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차

7.0	절  차

7.7	신뢰도발전계획의 수립

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

⑫ 준중앙급전발전기의 자체발전계획량

7.7.2	신뢰도발전계획은 전력계통의 신뢰도 확보를 위하여 다음의 내용을 고려하여 예비력 확보

⑩ 준중앙급전발전기의 자체발전계획량과 제어가능용량을 활용하여 예비력을 추가 확보할 수 있다.

[별표 13] 계통운영시스템 운영 절차

5.0 용어의 정의

5.8 신재생자료취득장치

준중앙급전발전기, 급전가능재생에너지자원 및 154kV 이상 송전선로에 연계된 20MW 이하 풍력, 태양광, 연료전지발전기의 실시간 자료취득 및 전송과 원격 제어를 위해 발전기에 설치되는 설비

7.0 절  차

7.2 실시간 자료취득 및 제어설비 시설업무

7.2.1 시설 대상

7.2.1.1  중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치, 급전가능재생에너지자원, 준중앙급전발전기, 설비용량 20MW 초과 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용 전기저장장치, 배전계통에 전용선로로 연결되는 규모 이상의 제주지역 발전기, 변전소 및 지역급전시스템(SCADA), 전력시장에 참여하는 설비용량 300MVA 이상의 동기발전기(복합화력발전기는 총 설비용량 500MVA이상)(계통안정화장치 운전상태 정보 자료취득에 한함), 154kV이상 송전선로에 연계된 풍력, 태양광 및 연료전지발전기. 단, 집합전력자원은 예외로 한다.

8.0     붙  임

8.1	계통운영시스템의 자료취득 기준

[붙임8.1]

계통운영시스템의 자료취득 기준

8.1.1	직접취득

Station	Status		Analog		Control
◆발전설비 ․수 력 (양수포함) ․화 력 ․원자력 ․IPP 발전기 ․준중앙급전발전기*	(2초)	․154kV 이상 재폐로 CB	MW (2초)	․발전단 MW ․송전단 MW (step-up TR 2차) ․Target MW (Set Point) ․실시간 공급능력 MW	AGC (Pulse, Set Point : 기본 4초, 가변가능)	․수 력 ․화 력 ․복 합 (원전제 외)
			Hz (2초)	․상용 주파수 (필요개소)
			MW (2초)	․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr ․Start-UP Tr (Gen 접속 제외) ․Local Load ․Aux. TR
	(2초)	․Gen CB ․Gen DS ․154Kv 이상 CB ․154kV이상 DS ․Gen AGC Control (2초: High/Low, Auto/Local) ․고장파급방지장치 Ry 상태 (Load Run Back, Load Rejection Scheme Status) ․UFR Ry상태 (양수 차단, 수력/양수자동기동) ․운전 Mode (S/T, S/T+G/T) ․ G/F On/Off ․ 계통안정화장치 On/Off	MVAr (2초)	․발전단 MVAr ․송전단 MVAr (step-up TR 2차) ․154kV 이상 T/L ․154kV 이상 M.Tr
			kV (2초)	․Gen ․154kV 이상 BUS 별
			Gen MW Limit (2초)	․High/Low (원전제외)
			Gen MW 출력증가/감소율 (2초)	․MW/Min.
			수위 (2초)	․저수위 ․방수위 ․상ㆍ하부댐
	․ File 송수신 : SOE data (요구시) * 준중앙급전발전기의 경우에는 제18.2.3조에서 요구하는 사항 외 기능에 대해서는 제공하지 못할 수 있음

8.1.2	연계취득

8.1.2.7	준중앙급전발전기

Station	Status(2초)	Analog(2초)		Control
․준중앙급전발전기 (신재생자료취득장치를 사용하는 경우) (발전기→EMS)	․ 주파수추종 On/Off ․ AGC Control (High/Low, Auto/Local)	MW	․송전단 MW ․송전단 Available MW ․Target MW(Set Point)	Set Point
		MVAr	․송전단 MVAr
		kV	․Gen
		Gen MW 출력증가/감소율	․MW/Min
* 발전기 설비특성상 제18.2.3조에서 요구하는 사항 외 기능에 대해서는 제공하지 못할 수 있음

[붙임8.5]

급전전화 설치기준

8.5.1 전력거래소 및 전기사업자의 급전전화 설치기준은 아래와 같다.

전력거래소	전기사업자
․ 중앙전력관제센터 ․ 중부전력관제센터 ․ 경인전력관제센터	․ 중앙급전발전기 ․ 발전기 1기의 설비용량이 200MW 이상인 비중앙급전발전기 ․ 지역계통운영센터(후비 지역계통운영센터 포함) ․ 345kV이상 변전소(발전소 스위치야드 포함) 및 직류변환소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 154kV 발전소(중앙급전발전기) 연계선로 운영 변전소. 다만, 무인변전소인 경우 관할 급전분소 ․ 제주지역 급전(분)소 ․ 중앙급전발전기를 보유한 구역전기사업자 ․ 준중앙급전발전기

8.5.2   현행과 같음

8.5.3   현행과 같음

8.5.4   준중앙급전발전기, 20MW 초과 200MW 미만인 비중앙급전발전기 소유한 발전사업자 및 중앙급전 발전기를 보유한 구역전기사업자는 급전지시용 일반전화를 설치한다.

8.5.5   현행과 같음

[붙임8.7]

비상용 대체 통신수단 설치기준

8.7.1    현행과 같음

8.7.2    현행과 같음

구 축 대 상		대체 통신수단 설치기준
중심국 설치대상	단말국 설치대상
·전력거래소 중앙전력 관제센터 ·송전사업자	·주·예비 자체기동 및 우선공급 중앙급전발전기 ·시송전 선로 발·변전소, 단 무인변전소의 경우 관할 급전분소 ·500MW 이상 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 500MW이상인 경우 1개 발전기 ·지역계통운영센터	·위성급전전화 ·휴대용 무선전화 (원자력발전소는 제외) ·일반용 유선전화
	·200MW이상 500MW 미만 중앙급전발전기 ·발전단지 설비용량 합계 200MW이상 500MW 미만인 경우 1개 발전기 ·345kV이상 변전소(우선공급계통 변전소 제외). 단, 무인변전소의 경우 관할 급전분소	·위성전화 ·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화
	· 기타 중앙급전발전기 · 기타 변전소 및 변환소 · 준중앙급전발전기	·휴대용 무선전화 ·일반용 유선전화

· 준중앙급전발전기

RTU 설치 근거 마련

· 준중앙급전발전기

신재생자료취득장치를 통해 정보 제공시 취득필요 자료 제시

별지 신설(안)

비고(신설 내용)

[별지 제31-8호 서식]

준중앙급전발전기 자체발전계획량 제출서

1. 거래일 날짜	________________________

2. 회사명	________________________

3. 발전기명(식별번호)	________________________

4. 발전가격(원/kWh)	________________________

5. 기술특성자료

특성 분류	구분	제출값	구분	제출값
출력제어	최대발전용량(MW)		최대발전용량도달시간(h)
	최소발전용량(MW)		최소발전용량도달시간(h)
보조서비스	속도조정률(%)		부동대(%)

6. 자체발전계획량

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

7. 보조서비스 특성자료 : GF 여부, GF 상·하한값

구 분		D
거래시간		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
GF	여부(○,✕)
	상한
	하한

8. 특기사항(급전운영 참고사항):

9. 발전회사 서명 _____________     날짜 ______________________

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

10. 접수시각 __________________     접수자 ____________________ (서명)

[별지 제127호 서식]

□ 신규 □ 변경 □ 연장

준중앙급전발전기 등록신청서

발전사업자 상호(명칭)

전력거래 담당자

전화번호(담당자명)

급전지시 담당지

전화번호(담당자명)

발전기명

상시형·휴일형 여부

□ 상시형 □ 휴일형

발전기코드/전력거래자코드

/

거래개시

00년 00월

지역구분

수도권			비수도권
□	□	□	□	□	□	□	□	□	□	□	□	□	□	□	□
서울	인천	경기	강원	경남	경북	전남	전북	충남	충북	대전	광주	대구	세종	울산	부산

소재지(상세주소)

연계변전소명

연계 변전소명

연계전압

345kV, 154kV, 22.9kV

발전원 또는 발전연료

□ 바이오, □ 석탄, □ 연료전지, □ 수력, □ LNG, □ 유류

□ 매립가스, □ 폐기물, □ 기타

용 도 구 분

□ 발전사업용 □ 집단에너지사업용

설 비 용 량

MW / 발전기 대수 :       대

비고

□ 기타사항(전력거래소의 요청사항 및 발전사업자의 특이사항 등 작성)

[별지 제127-1호 서식]

□ 신규 □ 변경		준중앙급전발전기 특성자료 제출서
발전사업자 상호(명칭)			담당자	전화번호(담당자명)
발전기명
발전기코드/전력거래자코드		/
급전지시 특성자료	출력제어 범위	□ 최대발전용량 : MW / □ 최소발전용량 : MW □ 제어가능용량(최대발전용량 – 최소발전용량) : MW
	출력제어 시간	□ 운전 중 최대발전용량 도달시간 : h □ 운전 중 최소발전용량 도달시간 : h
보조서비스 특성자료	GF운전범위	□ GF상한용량 : MW / □ GF하한용량 : MW
	속도조정률	□ 속도조정률 : %
	부동대	□ 부동대 : %
비고

[별지 제127-2호 서식]

□ 신규 □ 변경	준중앙급전발전기 발전가격 제출서
발전사업자 상호(명칭)		담당자	전화번호(담당자명)
발전기명
발전기코드/전력거래자코드	/
발전가격	□ 발전가격 : 원/kWh * 등록시험 합격 후 거래개시일 5일(영업일 기준) 전까지 제출
비고	□ 기타사항(전력거래소 요청에 따른 근거자료 제출 등)