전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	장주기BESS의 운영기준 마련 등을 위한 규칙개정(안)	제24-6차(통합) (2024.12.20.)
2	특수일기간 수요예측 의미 명확화를 위한 규칙개정(안)
3	수급비상시 예비력 확보를 위한 규칙개정(안)
4	구역전기사업자 공급 책임 강화를 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

□ 장주기BESS의 운영기준 마련 등을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (’25.11월) ’23년 제주 장주기 BESS(Battery Energy Storage System) 중앙계약시장을 통해 낙찰된 설비(총 68MW/272MWh) 준공 예정

< 참고 : 제주 장주기 BESS 중앙계약시장 추진 경과 >

ㅇ (’23.8) 제주 장주기BESS 중앙계약시장 경쟁입찰 공고

ㅇ (’23.11) 제주 장주기BESS 중앙계약시장 경쟁입찰 낙찰자 선정

- (동쪽) A社 (35MW/140MWh)

- (서쪽) B社 (10MW/40MWh), C社 (23MW/92MWh)

ㅇ (’24.4) 제주 장주기BESS 발전사업 허가

ㅇ (’24.5) 제주 장주기BESS 중앙계약시장 전력거래계약 체결

ㅇ (~’25.11.29.) 제주 장주기BESS 준공 예정 (미 준수시 계약가격 조정 등 페널티)

2) 문제점

□ (BESS 정의 부재) 중앙계약시장을 통해 도입된 장주기BESS 설비의 정의가 부재하여 본 규칙상 용어의 정의 필요

ㅇ 현재는 규칙상 중앙급전전기저장장치, 비중앙급전전기저장장치, 송전사업자용전기저장장치의 용어만 정의되어 있음

□ (BESS 운영·연계 기준 미비) 한전의 계통연계 여유용량 검토시 BESS 연계 기준이 미비하여 기존 발전기 연계 기준을 적용한 결과 변압기 여유용량 부족에 관한 이슈가 대두

ㅇ 제주 1차 사업의 경우 발전기 대비 BESS의 설비특성* 차이를 고려하되, 연내 시장운영규칙 개정을 통한 운영 방안 신설 등을 전제로 한전은 계통연계 수용

* 재생e 공급과잉 시 충전으로 송변전설비의 과부하가 발생하지 않는 범위에서 충·방전 가능

ㅇ 아울러, 위 전력거래소와 한전 간 합의를 반영하여 전기위원회는 발전사업 허가심의 시 제도 개정을 전제로 BESS 설비를 ‘조건부 허가’로 결정

< 제297차 전기위원회 심의결과 (’24.4.26) >

(결정사항) 조건부 허가

(사유) 전력계통 조건부 연계 가능(충·방전 제어설비 설치 및 계통운영자의 급전지시 수용 조건)하다는 한전의 의견을 반영하여, 이에 대한 사업자 동의 여부 확인 후 조건부 허가

□ (계약 양수도 등) 중앙계약시장을 통해 체결된 장주기BESS 계약의 양수도 또는 최대주주등 변경 시 세부 절차에 대한 규칙 부재

ㅇ 기업 설립을 통해 사업을 추진하는 경우 낙찰사는 일정기간 내 중앙계약시장위원회(이하 “중계위”) 승인을 거쳐 해당 기업으로 계약을 양도해야 함

- 제주 1차사업의 경우 입찰공고문 및 계약서를 근거로 중계위 심의·의결을 거쳐 계약을 양도하였으며, 중계위에서는 향후 계약 양도 등 주요 내용에 대해 시장운영규칙 내 명문화 필요성 제기

【 (참고) 제주 장주기 BESS 중앙계약시장 입찰공고문 발췌 】

마. 입찰공고 마감시점 이후 기업 설립을 통해 사업을 추진하려는 경우

○ 입찰사업자는 설립예정 기업의 최대주주이여야 하며, 상기 최대주주 또한 설립 예정인 경우에는 그 최대주주의 최대주주가 입찰사업자로 참여

○ 해당 입찰사업자가 낙찰자로 선정된 경우 낙찰자 발표일로부터 3년 이내에 중앙계약시장위원회의 승인을 거쳐 입찰제안서에 명시한 기업에게 계약을 양도하여야 함

3) 개정방향

□ (용어정의) 저탄소 전원 중앙계약시장을 통해 도입 및 계약한 전기저장장치에 대한 용어의 정의 신설 ☞ 제15.1.1조 10호 신설

□ (운영기준) 계통연계 시 재생E 발전량 흡수를 위한 BESS 설비특성과 송변전 설비 보호 등을 고려한 BESS 설비 운영기준 신설

☞ 제15.3.2조 신설

□ (계약양도) 중앙계약시장을 통해 체결된 계약을 양도하거나 최대주주 등의 변경 절차 명확화를 위해 관련 기준 개정 및 자료 제출을 위한 절차와 서식 신설 ☞ 제15.2.7조 개정 및 별지 131호의 1,2 신설

나. 개정 내용

□ (BESS 정의·운영기준 마련) 중앙계약시장을 통해 계약한 장주기 BESS의 용어의 정의 및 운영기준 신설 ☞ 제15.1.1조 10호 및 제15.3.2조 신설

□ (계약 양도 절차 및 자료 제출) 계약 양도 등을 위한 절차 규정 및 양식 신설 ☞ 제15.2.7조 제7항 및 [별지] 131-1,2호 양식 신설

다. 개정 효과

□ 계통 운영기준을 통한 장주기BESS 설비 도입으로 계통 안정성 제고

ㅇ (참고) 향후 한전은 시장운영규칙의 운영기준을 근거로 송배전이용규정상 BESS 접속기준 마련 예정

□ 특수일기간 수요예측 의미 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (수요예측) 전력거래소는 발전계획의 수립 등을 위한 목적으로 전력수요를 예측하며, 수립기간 등에 따라 일간/실시간/주간/월간/단기/장기 예측으로 구분

□ (일간 수요예측) 발전계획수립기간에 속하는 시간대별 전력수요를 규칙 별표5의 「전력수요 예측 절차」에 따라 예측하며, 평상일/특수일/특수경부하기간으로 구분

ㅇ 수요예측담당자는 수요예측시스템의 일간수요예측 기능과 수요예측 기법을 적용하여 24시간 수요를 예측하고 있으며, 평상일과 특수일, 특수경부하기간에 따라 예측방법을 달리함

ㅇ 평상일은 최근 실적, 기상, 사회적 요인 등을 고려하여 예측을 수행하며, 특수일과 특수경부하기간은 예년 해당일 실적치의 평일대비 수요저감율 및 수요경향을 분석한 후 전년대비 부하증가율과 최근 휴일의 평일대비 수요저감율을 추가 반영하여 예측 수행

2) 문제점

□ 현재 규칙에서는 ‘특수일의 수요예측’ 시 수요저감율을 반영한다고 규정

ㅇ 법정공휴일 등의 특수일은 조업률 감소 영향으로 평상일과 24시간의 수요패턴이 상이하며 이러한 영향은 특수일 뿐만 아니라 특수일 전후 1일에도 영향을 미치는바 수요예측 시에도 이러한 수요저감율 반영이 필요

ㅇ 특수일 전후 1일을 포함하여 수요저감율을 반영한다는 의미를 명확히 하기 위해 ‘특수일의 수요예측’을 ‘특수일기간의 수요예측’으로 변경 필요

3) 개정방향

□ ‘특수일기간의 수요예측’ 의미 명확화를 위한 별표5의 7.1.3.3조 개정

나. 개정 내용

□ ‘특수일의 수요예측’에서 ‘특수일기간의 수요예측’으로 문구 수정 ☞ [별표5] 7.1.3.3조

다. 개정 효과

□ 수요예측 여건을 반영한 문구 수정으로 의미 명확화

□ 수급비상시 예비력 확보를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 발전설비 지속 증가, 수요자원 확대 및 사계절 계통운영방안 수립 등으로 전력계통이 안정적으로 운영되고 있으나,

ㅇ 이상기후, 재생e 변동성 증가 및 송전망 고장 등에 의한 만일의 전력공급 부족 사태에 대비 발전제약* 완화를 통한 긴급 예비자원의 선제적 확보 필요

* 전력설비 이중고장에 대비, 계통 신뢰도 유지를 위한 발전기 출력 제한

□ 계통 신뢰도 유지를 위해 적용 중인 동·서해안 발전제약*을 수급경보 심각단계 이전에 한시적 완화하면 공급자원 추가 확보로 수급비상 대응 가능

* 동해안 발전기 5.5GW, 서해안 발전기 1.2GW 감발운전 제약(‘25년 1월 3주 기준)

2) 개정 방향

□ 수급비상 대비 발전제약 완화에 대한 시장운영규칙상 근거 마련

나. 개정 내용

□ 수급경보 주의·경계단계 조치사항에 발전제약으로 감발된 발전기 출력을 공급자원으로 활용할 수 있는 “발전제약 완화” 근거 조항 신설 ☞ 제5.1.4조

ㅇ 전력계통 안정성 및 조치의 중요도를 고려하여, 주의·경계단계 조치사항을 최대한 활용 후 심각단계 긴급 부하조정 직전 시행

< 예비력, 경보수준 및 필요 조치사항 >

예비력(MW)	경보	(현행) 필요 조치사항	□	(개정) 필요 조치사항
3,500미만 2,500이상	주의 (Yellow)	⦁수급경보“주의”또는 “경계” 발령 ⦁휴전·활선작업 시행중지 및 계통 복구 지시 ⦁수요조정지원제도(긴급절전) 시행		⦁수급경보“주의”또는 “경계” 발령 ⦁휴전·활선작업 시행중지 및 계통 복구 지시 ⦁수요조정지원제도(긴급절전) 시행 ⦁발전제약 완화
2,500미만 1,500이상	경계 (Orange)
1,500미만	심각 (Red)	⦁수급경보“심각” 발령 ⦁긴급 부하조정(부하차단)		⦁수급경보“심각” 발령 ⦁긴급 부하조정(부하차단)

□ 비상시 급전지시 절차 내 조치사항 추가 ☞ [별표12] 7.2.2.3 12.

별표12. 비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

7.2.2.3 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시

6. 송․배전사업자는 휴전, 활선작업을 중지하고 계통을 원상복구 한다.

7. 수요조절시행사업자는 수요조정지원제도(긴급절전)을 시행하며, 수요조절량을 신속히 파악하여 전력거래소에 통지한다.

11. 규칙 제12.4.3.1조 제1항에도 불구하고 전력거래소는 수요관리사업자에게 추가적인 전력부하감축을 지시할 수 있다.

12. 전력거래소는 상기의 조치 등에도 불구하고 긴급부하조정이 불가피하다고 판단되는 경우에는 전력계통 운영방안에서 결정된 발전기 제약량을 완화하여 추가 공급자원으로 활용할 수 있다.

다. 개정 효과

□ 전력수급 비상시 예비자원 긴급 확보로 예비력 부족에 의한 순환단전(부하차단) 예방 및 국민 불편 최소화

□ 전력수급 상황(정상/비상)별 탄력적 계통운영으로 공급자원의 활용성 증대 및 국가적 전력위기 상황 신속 대처

□ 구역전기사업자 공급 책임 강화를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ (사업자 현황) 집단에너지사업법에 의해 ‘지역냉난방 집단에너지사업자’와 ‘산업단지 집단에너지사업자’로 구분되고, 전기사업법 제92조의2(집단에너지사업자의 전기공급에 대한 특례)에 의해 허가받은 공급구역에서 전기를 공급하는 집단에너지사업자는 구역전기사업자로 의제함

ㅇ 총 20개 구역 15개 ‘의제 구역전기사업자’ 존재

□ (전력거래) 구역전기사업자는 공급구역 내 전력수요의 60% 이상의 공급능력을 갖추면 사업이 가능하고, 특정한 공급구역의 수요에 부족하거나 남는 전력은 전력시장에서 거래 가능

2) 문제점

□ (단순 재판매) 구역전기는 지산지소(地産地消) 원칙에 따라 구역 내 공급‧소비하는 모델임에도 불구, 구역 내 수요를 전기 재판매로 충당

ㅇ 일부 지역냉난방 사업자는 자체 발전을 하지 않고 구역 내 수요의 99% 이상을 한전으로부터 공급받아 단순 재판매하는 사업구조

□ (외부판매) 외부거래에 제한이 없어 시장에 대량 역송(공급) 가능

ㅇ 집단에너지사업 발전설비용량 상향*에 따른 의제 구역전기 대형화로 구역 내 판매 후 잉여전력량에 대한 외부거래 증가 우려

- 지산지소 모델에 부합하지 않고 발전기를 운영하는 것과 효과 동일

* 전기사업법 제92조의2 300MW→500MW로 집단에너지 발전설비용량 상향(’22.10.18)

ㅇ 가스공사 평균요금제나 도시가스요금 적용을 받던 기존 사업자와 달리 LNG 직도입을 활용한 사업자는 외부판매에 대한 유인 발생

□ (개정 법령 미반영) 시장운영규칙 내 전기사업법 개정사항 적용 필요

ㅇ 전기사업법 시행령 제59조의2 각 호의 삭제·병합(‘2023.3.21.)으로 개정 조문은 규칙에 반영하되, 구역전기사업에 대한 구분은 재정의 필요

□ (상이한 제도) 한전은 보완전력량 사용 비중이 과다할 경우 차등요금을 부과하나, 시장에서는 유사한 제도가 없어 일관된 제도 운영이 요구됨

ㅇ 한전은 구역전기사업자의 구역 내 전력공급 책임을 위해 초과요금을 부과하는 반면 전력시장에서는 사업자의 공급 책임에 대한 규정 부재

3) 개정방향

□ 구역전기사업에 따른 사업자 구분 및 책임공급비율 용어 정의

☞ 제1.1.2조(용어의 정의) 신설, 제1.2.4조(발전기의 등록기준) 개정

□ 공급책임 강화와 외부거래 최소화를 위한 책임공급비율 기준 70% 및 역송전력비율 기준 30% 설정, 미준수 시 전력량정산금에 차등금 신설

☞ 제3.3.1.1조(전력거래 요건), 제4장(계량과 정산 및 결제), 별표1 [기호 및 변수의 정의], 별표2 [정산기준] 개정 및 신설

나. 개정 내용

□ (용어정의) ’구역전기사업자‘ 및 ’책임공급비율‘ 관련 정의 규정 신설 ☞ 제1.1.2조

ㅇ (사업자 구분) 지역냉난방과 산업단지 구역전기사업자로 구분

ㅇ (책임공급비율) 구역전기사업자가 공급구역 내 전력수요에 맞춰 공급해야 하는 발전량의 비율로, 100% 공급이 이상적이나 최소 70%* 적용

* 한전의 최근 10년 평균부하율(72.9%, ’13~‘22년)을 고려한 수치

□ (자기공급책임 강화) 구역전기사업자는 원칙적으로 소비처에 전력을 우선 공급토록 하고, 책임공급비율 미준수 시 전력량정산금 차등화 규정 신설
☞ 제3.3.1.1조, 제4.2.4.1조 및 [별표1], [별표2]

ㅇ (책임공급비율 설정) 공급구역 전력수요의 70% 이상을 구역전기사업자가 직접 생산한 전력으로 우선 공급

ㅇ (전력량정산금 차등화) 책임공급비율을 미준수하여 시장에서 전력을 구매하는 구역전기사업자에 대해 전력구매 구간별 금액 차등화

- (예외) ‘지역냉난방 구역전기사업자’의 경우, 현행과 같이 전기사업법 시행령 제19조제4항제3호에 열 수요가 감소하는 3월부터 11월까지는 구역수요에 부족한 전력을 시장에서 구매 가능하며 차등금액 미적용

< 책임공급비율에 따른 외부거래에 대한 차등금액 부과 기준 >

공급구역 전력수요 대비 시장에서 구매한 전력량 비율	구간별 차등금액 적용 기준 (전력량정산금 대비)
30% 초과 ~ 65% 이하 구간	10% 가산
65% 초과 ~ 100% 이하 구간	20% 가산

□ (역송 최소화) 구역전기사업자의 구역 내 판매가 아닌, 대규모 외부거래 최소화를 위한 규정 신설
☞ 제3.3.1.1조, 제4.2.1.1조 및 [별표1], [별표2]

ㅇ (역송 비율 규정) 월간 발전량의 30% 이내로 역송전력량 유도

* 현행 외부거래 수준(30% 이내) 등을 고려하여 반영

ㅇ (전력량정산금 차등화) 월간 발전량 대비 전력시장 판매량에 대해 30%까지는 SMP로 정산하되, 30% 초과량에 대해서는 역송전력량 구간별로 전력량정산금에 차등금액 부과

< 외부판매량(역송량)에 따른 전력량정산금 차감 기준 >

총 발전량 대비 역송전력량 비율	구간별 차등금액 적용 기준 (전력량정산금 대비)
30% 초과 ~ 65% 이하 구간	15% 차감
65% 초과 ~100% 이하 구간	25% 차감

* 원가절감이 가능한 LNG 직도입 사업자의 발전 원가가 SMP 比 평균 17%, 최대 26% 저렴한 측면을 고려, 30~65% 구간에서 15% 차감, 이후 상향하여 최대 25%까지 적용
(‘24년 1~7월, 7개월 평균 연료비단가 참고)

- 급전지시에 따르는 경우 해당시간의 역송전력량은 차등금액 미적용

□ (적용대상 명확화) 본 개정은 2025년 1월 1일 이후 신규로 사업 허가를 받는 구역전기사업자 및 전기 설비용량 증설에 따른 변경허가를 받는 기존 구역전기사업자를 대상으로 함
☞ 제3.3.1.1조, 제4.1.1조, 제4.1.2조, 제4.2.1.1조, 제4.2.4.1조 및 [별표2]

ㅇ 전기사업법 제92조의2에 따라 구역전기사업자로 의제된 신규 집단에너지사업자도 본 규정안 적용 대상에 포함

ㅇ 연료전환, 구역 변경 등 설비용량 증설과 무관한 허가는 제도 미적용

□ (계량설비 설치) 구역전기사업자의 발전기측에 전력거래용 계량기 설치 ☞ 제4.1.1조, 제4.1.2조

ㅇ 구역전기사업자는 송전용, 수전용 및 발전량 계량설비를 별도로 설치

* 실적확인을 위해서는 발전량, 구매전력량, 역송전력량 3개 자료 필요

다. 개정 효과

□ 지산지소 원칙에 부합한 분산전원 활성화 및 구역전기, 자가용, 분산특구 등 분산전원 간 제도 통일성 제고

붙임 : 현행 규칙 및 개정(안) 대비표

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 장주기BESS의 운영기준 마련 등을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제1장 총칙

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준) ① 전기저장장치의 등록은 1기의 전기저장장치에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다. 다만, 동일한 주변압기에 연결된 2기 이상의 전기저장장치는 1기로 본다.

② 전기저장장치의 중앙급전 등록 여부는 다음 각 호에 따라 결정한다.

1. 전기저장장치 1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 경우 중앙급전전기저장장치로, 그 외의 경우에는 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 단, 1차예비력서비스만 제공할 경우 부칙의 별도기준을 충족시키는 경우 중앙급전전기저장장치로 등록한다.

2. 제1호에도 불구하고 다음 각 목에 해당할 경우 비중앙급전전기저장장치로 등록한다.

가. 기동정지, 출력조정 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 전기저장장치

나. 자가용 전기저장장치

제1장 총칙

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준) ① 전기저장장치의 등록은 1기의 전기저장장치에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다. 다만, 동일한 주변압기에 연결된 2기 이상의 전기저장장치는 1기로 본다.

② 전기저장장치의 중앙급전 등록 여부는 다음 각 호에 따라 결정한다.

1. 전기저장장치 1기의 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 경우 중앙급전전기저장장치로, 그 외의 경우에는 비중앙급전전기저장장치로 등록한다. 단, 1차예비력서비스만 제공할 경우 부칙의 별도기준을 충족시키는 경우 중앙급전전기저장장치로 등록한다.

2. 제1호에도 불구하고 다음 각 목에 해당할 경우 비중앙급전전기저장장치로 등록한다.

가. 기동정지, 출력조정 등 급전지시에 따라 운전할 수 없는 전기저장장치

나. 자가용 전기저장장치

·중앙계약전기저장장치의 등록 시 준용 기준

제15장 저탄소 전원 중앙계약시장

제1절  통칙

제15.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

<신 설>

제2절  중앙계약시장 개설 및 운영

제15.2.7조(계약조건 및 계약관리)

① 우선협상대상사업자는 입찰공고에 정해진 시점까지 발전사업허가를 취득한 후 계약을 체결하여야 한다.

<중 략>

<신 설>

⑦ 제1항부터 제6항까지의 계약조건에 관한 세부사항은 중앙계약시장위원회가 결정한다.

제15장 저탄소 전원 중앙계약시장

제1절  통칙

제15.1.1조(용어의 정의) 이 장에서 사용하는 용어의 정의는 다음 각 호와 같다.

10. “중앙계약전기저장장치”라 함은 저탄소 전원 중앙계약시장을 통해 계약한 전기저장장치를 말한다.

제2절  중앙계약시장 개설 및 운영

제15.2.7조(계약조건 및 계약관리)

① 우선협상대상사업자는 입찰공고에 정해진 시점까지 발전사업허가를 취득한 후 계약을 체결하여야 한다.

<중 략>

⑦ 중앙계약공급자는 제1항에 따라 체결된 계약상 권리를 양도하려는 경우 다음 각 호의 서류를 갖추어 전력거래소에 신청하여 중앙계약시장위원회의 승인을 얻어야 하며, 세부절차는 중앙계약공급자와 중앙계약수요자간 체결한 전력거래 표준계약조건의 계약 양도관련 조항에 따른다. 중앙계약공급자가 중앙계약시장 낙찰자 선정과정에서 그 최대주주등(최대주주가 설립예정인 경우 그 최대주주의 최대주주, 최대주주가 재무적 투자자인 경우로서 차순위 주주 등을 포함하며, 이하 같다)의 신용등급을 제출한 경우로써, 그 최대주주등을 변경하려는 경우에도 같다.

1. 별지 제131-1호 서식의 중앙계약 권리양도 신청서

2. 별지 제131-2호 서식의 중앙계약 권리의무 승계확약서

⑧ 제1항부터 제7항까지의 계약조건에 관한 세부사항은 중앙계약시장위원회가 결정한다.

·중앙계약
전기저장장치
운영기준 정의

·계약양도 절차
정의

·제15.2.7조 7항
신설에 따른
항번호 변경

제3절  발전기 운영 및 결제

제15.3.1조(발전입찰) 중앙계약공급자는 중앙계약 물량의 계약조건을 이행하기 위해  제2.3.1조부터 제2.3.4조까지의 발전입찰 절차에 따라 하루전 시장에 입찰하여야 한다. 이 경우 입찰서의 내용은 계약서를 따른다.

제15.3.2조(정산 및 결제) ① 중앙계약공급자의 중앙계약 물량 이행에 따른 정산금은 계약단가와 계약물량을 바탕으로 계약서에 정해진 산식에 따라 정산한다. <중 략>

제15.3.3조(채무불이행에 따른 중앙계약 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 중앙계약공급자에게 지급할 중앙계약 정산금보다 중앙계약대금납부자가 전력거래소에 지급한 중앙계약대금이 적은 경우에는 제4.3.6조의2의 예비계좌에서 인출한 예치금으로 부족분을 충당하여 중앙계약공급자에게 우선 지급한다. <중 략>

제15.3.4조(기타사항) 중앙계약 물량의 운영에 관하여 동 절에서 별도로 정하지 않은 사항은 계약서 및 본 규칙의 다른 조항에 따른다.

제3절  설비 운영 및 결제

제15.3.1조(발전입찰) 중앙계약공급자는 중앙계약 물량의 계약조건을 이행하기 위해 제2.3.1조(입찰서의 제출)부터 제2.3.4조(입찰자료를 제출받지 아니한 경우)까지의 발전입찰 절차에 따라 하루전 시장에 입찰하여야 한다. 이 경우 입찰서의 내용은 계약서를 따른다.

제15.3.2조(중앙계약전기저장장치 운영기준)

① 중앙계약전기저장장치는 제1.2.4조의2(전기저장장치의 등록기준)에 따라 중앙급전전기저장장치로 등록하여야 한다.

② 전력거래소는 중앙계약전기저장장치 운영시 송변전설비(송전선로, 변압기 등)의 과부하가 발생하지 않도록 운영 하여야 한다.

③ 송전사업자는 중앙계약전기저장장치에 대해 적정한 계통연계기준을 마련하여야 한다.

④ 중앙계약전기저장장치의 계통연계 유지능력, 무효전력 공급 및 제어능력, 유효전력 제어 능력은 본 규칙 「별표3 전력계통 운영 기준」의 인버터 기반 신재생발전기(풍력, 태양광 및 연료전지 발전기) 기준에 따른다.

제15.3.3조(정산 및 결제) ① 중앙계약공급자의 중앙계약 물량 이행에 따른 정산금은 계약단가와 계약물량을 바탕으로 계약서에 정해진 산식에 따라 정산한다. <중 략>

제15.3.4조(채무불이행에 따른 중앙계약 정산금 산정 및 지급) ① 채무불이행 등의 사유로 중앙계약공급자에게 지급할 중앙계약 정산금보다 중앙계약대금납부자가 전력거래소에 지급한 중앙계약대금이 적은 경우에는 제4.3.6조의2의 예비계좌에서 인출한 예치금으로 부족분을 충당하여 중앙계약공급자에게 우선 지급한다. <중 략>

제15.3.5조(기타사항) 중앙계약 물량의 운영에 관하여 동 절에서 별도로 정하지 않은 사항은 계약서 및 본 규칙의 다른 조항에 따른다.

·절제목 변경

·조 제목 기재

·중앙계약
전기저장장치
운영기준 정의

·제15.3.2조
신설에 따른
조번호 변경

<신 설>

[별지 제131-1호 서식]

중앙계약 권리양도 신청서
신청인		회 사 명
		대 표 자 명
		전 화 번 호
		주 소(본 사)
		사업자등록번호
신청 내용 및 대상			(양수/분할/합병/주식취득)에 따른 중앙계약 권리양도 [계약번호 : ㅇㅇㅇㅇ (20xx.xx.xx.)]
담 당 자 명				이메일
				전화번호
전력시장운영규칙 제15.2.7조 제7항에 따라 위와 같이 중앙계약의 권리양도를 신청합니다. 년 월 일 신청인(대표자) (인) 한국전력거래소 이사장 귀하
첨부서류	1. 사업개요 및 양수도(안) 2. 양수 이유서(양수자) 3. 양수에 관한 계약서 4. 양수자 및 출자자의 일반현황 5. 양수자의 사업추진 재무능력 입증자료 6. 설비 현황 7. 전기설비 건설운영 관련 협력 의향서 등 8. 사업 추진현황 및 계획 9. 발전사업 허가증(양도자) 10. 확인서(양도자) 11. 확인서(양수자)

※ 첨부서류 양식은 중앙계약시장위원회에서 별도로 정함

·권리양도 신청서 신설

<신 설>

[별지 제131-2호 서식]

중앙계약 권리의무 승계확약서

본 000사(대표: ㅇㅇㅇ)는 중앙계약시장에서 체결된 중앙계약(“양도대상계약”)에 따른 권리의무를 승계함에 있어 결격 사유가 있거나, 거짓이나 부정한 방법으로 자료를 제출하여 승인를 받는 경우에는 결격 사유의 정도에 따라 아래와 사항이 발생할 수 있음을 인지하고 확인합니다.

· 계약가격 및 계약기간 조정 등 페널티가 부과될 수 있음

· 양도대상계약이 해제 또는 해지될 수 있고, 해제일 또는 해지일로부터 3년간 중앙계약시장에 참여할 수 없음

아울러, 잔여 계약기간 동안 어떠한 조건 변경없이 양도대상계약에 따른 권리의무를 완전히 준수함을 확약합니다.

20xx.    .    .

대표자: ㅇㅇㅇ    서명(인)

·권리의무 승계확약서 신설

□ 특수일기간 수요예측 의미 명확화를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제2장 가격결정 제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.5조(전력수요예측) ① 전력거래소는 전력거래가격의 결정, 발전계획의 수립, 실시간 계통운영, 장․단기 전력수급 분석 등을 위하여 전력수요를 예측하여야 한다. ② 전력수요예측은 일간수요예측, 실시간 수요예측, 주간수요예측, 월간수요예측, 단기수요예측, 장기수요예측으로 구분한다. ③ 일간수요예측에서는 발전계획수립을 위한 발전계획수립기간에 속하는 기간에 대한 시간대별 전력수요를 예측한다. ④ 주간수요예측에서는 향후 7일에 대한 일별 최대부하를 예측한다. ⑤ 월간수요예측에서는 향후 1개월에 대한 일별 최대부하를 예측한다. ⑥ 단기수요예측에서는 향후 2년에 대한 주별 최대부하를 예측하고, 월 단위의 발전전력량을 예측한다. ⑦ 장기수요예측에서는 향후 7년 이상의 기간에 대하여 연간 최대부하 및 연간 발전전력량을 예측한다. 제2.3.6조(수요예측 방법 및 절차) 제2.3.5조 제3항 및 제4항의 규정에 의한 전력수요예측에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 5와 같다.	제2장 가격결정 제3절 발전입찰과 전력수요예측 제2.3.5조(전력수요예측) ① 전력거래소는 전력거래가격의 결정, 발전계획의 수립, 실시간 계통운영, 장․단기 전력수급 분석 등을 위하여 전력수요를 예측하여야 한다. ② 전력수요예측은 일간수요예측, 실시간 수요예측, 주간수요예측, 월간수요예측, 단기수요예측, 장기수요예측으로 구분한다. ③ 일간수요예측에서는 발전계획수립을 위한 발전계획수립기간에 속하는 기간에 대한 시간대별 전력수요를 예측한다. ④ 주간수요예측에서는 향후 7일에 대한 일별 최대부하를 예측한다. ⑤ 월간수요예측에서는 향후 1개월에 대한 일별 최대부하를 예측한다. ⑥ 단기수요예측에서는 향후 2년에 대한 주별 최대부하를 예측하고, 월 단위의 발전전력량을 예측한다. ⑦ 장기수요예측에서는 향후 7년 이상의 기간에 대하여 연간 최대부하 및 연간 발전전력량을 예측한다. 제2.3.6조(수요예측 방법 및 절차) 제2.3.5조 제3항 및 제4항의 규정에 의한 전력수요예측에 필요한 세부기준, 방법, 절차 등은 별표 5와 같다.	·전력수요예측 관련 본문 규정
[별표 5] 전력수요 예측 절차 <생 략> 5.6 특수일기간 법정공휴일(일요일 제외) 및 대체, 임시공휴일을 포함하여 그 전·후 1일을 말한다. <생 략> 7.1.3.3 특수일의 수요예측은 예년 해당일 실적치의 평일대비 수요 저감율 및 수요경향을 분석한 후 전년대비 부하증가율과 최근 휴일의 평일대비 수요 저감율을 반영하여 예측한다.	[별표 5] 전력수요 예측 절차 <생 략> 5.6 특수일기간 법정공휴일(일요일 제외) 및 대체, 임시공휴일을 포함하여 그 전·후 1일을 말한다. <생 략> 7.1.3.3 특수일기간의 수요예측은 예년 해당일 실적치의 평일대비 수요 저감율 및 수요경향을 분석한 후 전년대비 부하증가율과 최근 휴일의 평일대비 수요 저감율을 반영하여 예측한다.	· 특수일 당일만이 아닌 특수일기간의 수요예측시 평일대비 수요저감율 반영한다고 의미를 명확히 하도록 용어변경

□ 수급비상시 예비력 확보를 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제5장	전력계통 운영

제1절	발전계획

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

③ 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항
4,500이상 5,500미만	준비	ㅇ수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청 발령 전력수요감축 시행 ㅇ계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보 ㅇ발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악 ㅇ운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동(중앙급전발전기) ㅇ모든 중앙급전 구역전기 발전기 입찰 공급가능용량 전량 급전지시 ㅇ비중앙급전발전기 및 비중앙급전 구역전기사업자 등 가동 준비·지시 ㅇ전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%) ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)
2,500이상 3,500미만	주의 (Yellow)	ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령 ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시 ㅇ수요조정지원제도(긴급절전) 시행
1,500이상 2,500미만	경계 (Orange)
1,500미만	심각 (Red)	ㅇ수급경보 “심각” 발령 ㅇ긴급 부하조정(부하차단)

제5장	전력계통 운영

제1절	발전계획

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치)

③ 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하가 예상되는 경우에 경보수준에 따라 아래의 조치사항을 수행하기 위해 협조하여야 하며, 전력거래소는 전력공급의 안정을 위해 전력계통이 별표 3의 범위를 유지하지 못할 것으로 예상될 경우에는 별표 12에 따라 조치하여야 한다.

<예비력, 경보수준 및 필요 조치사항>

예비력 (MW)	경보 수준	필요 조치사항
4,500이상 5,500미만	준비	ㅇ수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청 발령 전력수요감축 시행 ㅇ계획중인 발전기 정지일정 조정, 시운전발전기 시험일정 조정으로 공급능력 확보 ㅇ발전기별 공급가능용량 재검토 및 기동시 장시간 소요발전기 상태 파악 ㅇ운전상태 유지를 위한 기동가능한 모든 발전기 가동(중앙급전발전기) ㅇ모든 중앙급전 구역전기 발전기 입찰 공급가능용량 전량 급전지시 ㅇ비중앙급전발전기 및 비중앙급전 구역전기사업자 등 가동 준비·지시 ㅇ전기품질 유지범위 내 배전용변압기 TAP 수동운전 전환 및 조정(1단계 2.5%, 2단계 5.0%) ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)
2,500이상 3,500미만	주의 (Yellow)	ㅇ수급경보 “주의” 또는 “경계” 발령 ㅇ휴전․활선작업 시행중지 및 계통복구 지시 ㅇ수요조정지원제도(긴급절전) 시행 ㅇ발전제약 완화
1,500이상 2,500미만	경계 (Orange)
1,500미만	심각 (Red)	ㅇ수급경보 “심각” 발령 ㅇ긴급 부하조정(부하차단)

·수급비상 시

발전제약 완화조치

추가

별표12 비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

7.2.2.3 『수급경보 주의(Yellow)』경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』경보 발령 시

<생 략>

<신 설>

별표12 비상시 급전지시 절차

7.2 운영예비력 저하 또는 예상 시 조치절차

7.2.2.3 『수급경보 주의(Yellow)』경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』경보 발령 시

<생 략>

6. 송․배전사업자는 휴전, 활선작업을 중지하고 계통을 원상복구 한다.

7. 수요조절시행사업자는 수요조정지원제도(긴급절전)을 시행하며, 수요조절량을 신속히 파악하여 전력거래소에 통지한다.

<생 략>

11. 규칙 제12.4.3.1조 제1항에도 불구하고 전력거래소는 수요관리사업자에게 추가적인 전력부하감축을 지시할 수 있다.

12. 전력거래소는 상기의 조치 등에도 불구하고 긴급부하조정이 불가피하다고 판단되는 경우에는 전력계통 운영방안에서 결정된 발전기 제약량을 완화하여 추가 공급자원으로 활용할 수 있다.

·(사유) 삭제규정

·(사유) 삭제규정

·수급비상 시

발전제약 완화조치

추가

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청) ① 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청에는 수요반응자원별 다음 각 호의 내용을 포함하고 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 전력수요 의무감축요청 대상에서 제외한다.

제12.4.3.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청) ① 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청에는 수요반응자원별 다음 각 호의 내용을 포함하고 각 호에서 정한 기준에 따라 이행되어야 한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 전력수요 의무감축요청 대상에서 제외한다.

·(참고) 인용규정

□ 구역전기사업자 공급 책임 강화를 위한규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제1장  총칙

제1절  통칙

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

<신 설>

제1장  총칙

제1절  통칙

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

150. “지역냉난방 구역전기사업자”란 집단에너지사업법 시행령 제2조제1항제1호에 해당하는 사업자 중 전기사업법 제92조의2에 따른 의제 구역전기사업자를 말한다.

151. “산업단지 구역전기사업자”란 집단에너지사업법 시행령 제2조제1항제2호에 해당하는 사업자 중 전기사업법 제92조의2에 따른 의제 구역전기사업자를 말한다.

152. “책임공급비율”이란 구역전기사업자가 특정 공급구역내 전력수요에 맞춰 의무적으로 공급해야 하는 발전량의 비율로, 구역 내 전력수요 대비 구역전기발전기 발전량의 백분율(%)을 말한다.

신규 제도가 지역냉난방 구역전기사업과  산업단지 구역전기사업에 적용되는  전력거래 기준(등록, 용량요금, 차등금액 규정 등)이 상이하므로 각 사업에 대한 구분 필요

책임공급비율에 관한 정의 필요

제1장  총칙

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.4조(발전기의 등록기준) ② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다.

4. 설비용량 20MW 이하 및 법 시행령 59조의2 제2호에 해당하는 자의 구역전기사업용 발전기 <개정 2019.1.2>

제1장  총칙

제2절  전력거래자, 직접전력거래자 및 발전기 등록

제1.2.4조(발전기의 등록기준) ② 발전기 1기의 설비용량이 20MW를 초과하는 경우에는 중앙급전발전기로, 20MW 이하의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록하여야 한다. 다만, 다음 각호의 경우에는 비중앙급전발전기로 등록한다.

4. 설비용량 20MW 이하 및 산업단지 구역전기사업자의 발전기

<개정 2019.1.2>

전기사업법 시행령

59조의2 제2호

삭제·병합으로 인한

개정

제3장  전력의 거래

제3절 구역전기사업자의 전력거래 [본절신설 2005.1.21.]

제1관 구역전기사업자의 전력거래 관리

제3.3.1.1조(전력거래 요건) ⑤ 구역전기사업자는 발전기의 고장․정기점검 및 보수 등으로 인한 경우, 또는 산업통상자원부령이 정하는 기간 동안 공급구역의 열수요 감소에 따른 발전기 가동단축으로 인한 부족전력을 충당하기 위한 경우를 제외하고 당해 특정한 공급구역의 수요가 허가받은 공급능력 이내일 때에 구매전력이 발생하지 않도록 하기 위한 제어설비를 구비하고 구비완료 증빙서류를 전력거래소에 제출하여야 한다.<개정 2009.12.31.> <항번호 변경 2019.1.2.>

<신 설>

제3장  전력의 거래

제3절 구역전기사업자의 전력거래 [본절신설 2005.1.21.]

제1관 구역전기사업자의 전력거래 관리

제3.3.1.1조(전력거래 요건) ⑤ 구역전기사업자는 발전기의 고장․정기점검 및 보수 등으로 인한 경우, 또는 산업통상자원부령이 정하는 기간 동안 공급구역의 열수요 감소에 따른 발전기 가동단축으로 인한 부족전력을 충당하기 위한 경우를 제외하고 당해 특정한 공급구역의 수요가 허가받은 공급능력 이내일 때에 구매전력이 발생하지 않도록 하여야 한다.<개정 2009.12.31.> <항번호 변경 2019.1.2.>

⑨ 2025년 1월 1일 이후로 전기사업의 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자가 책임공급비율 기준을 미준수한 경우와 역송전력량이 과다한 경우 전력량정산금에 차등금액을 적용한다. 여기서, 책임공급비율 기준은 70% 이상으로 하며, 월간 발전량 대비 역송전력량 비율은 30% 이하로 정한다.
⑩ 법 시행령 제19조제4항제3호에 해당하는 사업자는 지역냉난방 구역전기사업자를 대상으로 하고, 지역냉난방 구역전기사업자가 산업통상자원부령으로 정하는 기간 동안 전력시장에서 구매하는 부족전력에 대해서는 책임공급비율 기준 미준수에 따른 차등금액을 적용하지 아니한다.

현장 설치가 불가능한 실효성 없는 조문은 현실성 있게 정비 필요

책임공급비율과 외부역송 제한에 관한 차등금액 부과 사항 문구 삽입

지역냉난방 구역전기사업자의 경우, 책임공급비율 차등금액 적용 예외

제4장	계량과 정산 및 결제

제1절	계량

제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지․관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기 및 전기저장장치, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.<개정 2007.12.27., 2016.5.12>

② 구역전기사업자는 송전용 전력량계와 수전용 전력량계는 별도로 설치하여야 하며 변성기는 공용할 수 있으며, 중앙급전 구역전기발전기의 시간대별 발전량을 계량할 수 있는 발전량 계량설비를 제1항에 따라 설치하여야 한다.[신설 2005.1.21.] <개정 2019.1.2.>

<생 략>

제4장	계량과 정산 및 결제

제1절	계량

제4.1.1조(계량설비의 설치 및 변압기 손실보정) ① 전기사업자 및 직접구매자는 시간대별 전력량을 계량하기 위하여 별표 7에 따라 계량설비를 계량점에 설치하고 유지․관리하여야 하며, 20MW를 초과하는 발전기 및 전기저장장치, 배전사업자의 경우 20MVA를 초과하는 변압기, 직접구매자의 경우 30MVA 이상의 변압기에 비교계량설비를 설치하여야 한다.<개정 2007.12.27., 2016.5.12>

② 구역전기사업자는 송전용 전력량계와 수전용 전력량계는 별도로 설치하여야 하며 변성기는 공용할 수 있다. 또한, 중앙급전 구역전기발전기와 2025년 1월 1일 이후로 전기사업의 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자의 구역전기발전기는 시간대별 발전량을 계량할 수 있는 발전량 계량설비를 제1항에 따라 설치하여야 한다.[신설 2005.1.21.] <개정 2019.1.2.>

<생 략>

신규로 허가되는 구역전기발전기의 발전량을 계량할 수 있는 계량설비 설치문구 삽입

제4.1.2조(계량데이터 취득 및 처리) ① 전력거래소는 전기사업자 및 직접구매자로부터 계량설비의 계량데이터를 전송받아 계량시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지․관리하여야 한다.

<생 략>

⑥ 구역전기사업자의 송전전력 및 중앙급전발전기 계량에 관한 사항은 이 절 중 발전사업자에 관련된 규정을 따르며, 수전전력 계량에 관한 사항은 이 절 중 배전사업자에 관련된 규정을 따른다.[신설 2005.1.21.] <개정 2019.1.2.>

<생 략>

제4.1.2조(계량데이터 취득 및 처리) ① 전력거래소는 전기사업자 및 직접구매자로부터 계량설비의 계량데이터를 전송받아 계량시스템의 데이터베이스에 저장하고 유지․관리하여야 한다.

<생 략>

⑥ 구역전기사업자의 역송전력 및 발전량 계량에 관한 사항은 이 절 중 발전사업자에 관련된 규정을 따르며, 수전전력 계량에 관한 사항은 이 절 중 배전사업자에 관련된 규정을 따른다. [신설 2005.1.21.] <개정 2019.1.2.>

<생 략>

문구 정비

제2절  정 산

제1관	발전사업자에 대한 정산

제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표 2에 따라 정산한다.

12. 중앙급전 구역전기발전기 전력량(송전단 기준)

제2절  정 산

제1관	발전사업자에 대한 정산

제4.2.1.1조(전력량 등에 대한 지급금 정산) 전력거래소는 다음 각호의 내용을 고려하여 별표 2에 따라 정산한다.

12. 중앙급전 구역전기발전기 역송전력량(송전단 기준)
단, 2025년 1월 1일 이후로 전기사업의 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자의 경우 발전량 대비 역송전력량의 비율에 따라 차등금액을 정산한다.

신규 허가 구역전기발전기 및 설비용량 증설 구역전기발전기에 대해 역송전력량에 따른 전력량정산금 차등금액 신설

제4관	구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산

제4.2.4.1조(전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자의 시간대별 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다.

제4관	구역전기사업자의 전력구매에 대한 정산

제4.2.4.1조(전력량에 대한 정산) 구역전기사업자에게 적용할 시간대별 전력량에 대한 정산금액은 별표 2의 정산기준에 따라 계산한 전체 발전사업자의 시간대별 전력량에 대한 정산금 총액에서 직접구매자의 시간대별 전력량 정산금 총액을 공제한 금액을 전체 발전사업자의 시간대별 거래량에서 모든 직접구매자의 시간대별 거래량을 차감한 양에 대해 구역전기사업자가 구매한 시간대별 거래량(수요반응자원의 시간대별 전력부하감축거래량은 제외한다.) 비율에 따라 배분한 값으로 한다. 단, 2025년 1월 1일 이후로 전기사업의 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자의 경우 책임공급비율을 미준수하여 공급구역 내 전력수요 대비 전력시장에서 구매한 전력량의 비율에 따라 차등금액을 정산한다.

신규 허가 구역전기발전기 및 설비용량 증설 구역전기발전기에 대해  구매량에 따른 전력량정산금 차등금액 신설

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ESLSd	구역전기사업자의 거래일 계획발전전력량 정산금 (Energy Settlement for a Local Sales company)	원	구역전기사업자의 거래일 계획발전 전력량에 대한 정산금
ESLSd,t	구역전기사업자의 거래시간 계획발전전력량 정산금 (Energy Settlement for a Local Sales company)	원	구역전기사업자의 거래시간별 계획 발전전력량에 대한 정산금
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>
<신 설>

[별표1] 기호 및 변수의 정의

약어	기호 및 변수명	단위	내 용
ESLSd	구역전기사업자의 거래일 전력량 정산금 (Energy Settlement for a Local Sales company)	원	구역전기사업자의 거래일 전력량에 대한 정산금
ESLSd,t	구역전기사업자의 거래시간 전력량 정산금 (Energy Settlement for a Local Sales company)	원	구역전기사업자의 거래시간별 전력량에 대한 정산금
ESLSd,m	구역전기사업자의 거래월 전력량 정산금 (Energy Settlement for a Local Sales company)	원	구역전기사업자의 거래월별 전력량에 대한 정산금
MEPi,m	전력량정산금 (Metered Energy Payment)	원	각 발전기의 거래월별 전력량에 대한 정산금액
MDLi,m	중앙급전 구역전기발전기 공급구역 실적수요 (Measured Demand for Local sales company)	MWh	구역전기발전기의 공급구역 월별 실적수요
MSGLi,m	중앙급전 구역전기발전기 자체 발전량 (Metered Self Generation for a Local sales company)	MWh	구역전기발전기 월별 자체발전 계량값
PERLi,m	구역전기발전기 구매전력 비율 (Purchased Energy Ratio for a Local sales company)	%	거래월별 공급구역 전기사용자의 전력수요 합계 대비 구역전기발전기가 전력시장에서 구매한 전력량의 백분율
PPFLd,m	구역전기사업자 구매전력 기준 초과 차등금액 가중치 (Purchased Energy Penalty Factor for a Local sales company)	-	구역전기사업자의 책임공급비율 기준에 따른 초과 구매전력에 대한 차등금액 가중치
PPPLd,m	구역전기사업자 구매전력 기준 초과에 따른 차등금액 (Purchased Energy Penalty Payment for a Local sales company)	원	구역전기사업자의 책임공급비율 기준에 따른 초과 구매전력에 대한 차등금액
SERLi,m	구역전기발전기 역송전력량 비율 (Sales Energy Ratio for a Local sales company)	%	구역전기발전기의 당월 발전량 대비 당월 역송전력량 백분율
SPFLi,m	구역전기발전기 역송전력량 비율에 대한 차등금액 가중치 (Sales Energy Penalty Factor for a Local sales company)	-	구역전기발전기의 당월 발전량 대비 당월 역송전력량의 비율에 따른 차등금액 가중치
SPPLi,m	구역전기발전기 역송전력량 비율에 따른 차등금액 (Sales Energy Penalty Payment for a Local sales company)	원	구역전기발전기의 당월 발전량 대비 당월 역송전력량의 비율에 따른 차등금액

관련 용어 정리

관련 용어 신설

관련 용어 신설

[별표 2] 정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치

(중략)

바. 중앙급전 구역전기발전기

중앙급전 구역전기발전기가 전력계통에 공급한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다.  즉,

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

<신 설>

[별표 2] 정산기준

Ⅰ. 발전사업자에 대한 정산

1. 전력량 등에 대한 정산

마. 비중앙급전발전기 및 비중앙급전전기저장장치(구역전기발전기 제외)

바. 중앙급전 구역전기발전기

[eqn: rm MEP _{i} = sum _{t} ^{} (MGO _{i} TIMES Min(SMP _{t} ,EPC _{X} ))] ① 구역전기발전기의 전력량에 대한 정산
중앙급전 구역전기발전기가 전력계통에 공급한 전력량은 SMP와 EPC 중 작은 값으로 정산한다. 즉,

② 구역전기발전기의 역송전력량 비율에 따른 전력량정산금에 대한 차등금액 정산
2025년 1월 1일 이후로 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자의 구역전기발전기의 당월 역송전력량이 당월 발전량의 30% 초과 65% 이하 구간에 대해 당월 전력량정산금의 15%를 차감하고, 65% 초과 100% 이하 구간에 대해 당월 전력량정산금의 25%를 차감하여 차등금액을 부과한다. 전력량정산금에 대한 차등금액은 익월 4차수 대금지급일 정산명세서에 반영한다.
단, 전력거래소의 급전지시에 따르는 경우 해당 시간의 역송전력량에 대해서는 차등금액을 적용하지 않는다.

SERLi,m 구간	30%이하	30%초과 ~ 65%이하	65%초과 ~ 100%이하
SPFLi,m	0	15%	25%

SERLi,m ≤ 30% 이면,

[eqn: rm SPPL _{i,m} =0]

30% <  SERLi,m ≤ 65% 이면,

[eqn: rm SPPL _{i,m} =MEP _{i,m} TIMES {{(SERL _{i,m} - 30%)} over {SERL _{i,m}}} TIMES 15%]

65% <  SERLi,m ≤ 100% 이면,

[eqn: rm SPPL _{i,m} = MEP _{i,m} TIMES {{(SERL _{i,m} - 65%)} over {SERL _{i,m}}} TIMES 25%# `````````````````````````````````````+ rm MEP _{i,m} TIMES {{35%} over {SERL _{i,m}}} TIMES 15%]

SERLi,m(Sales Energy Ratio for a Local sales company) : 구역전기발전기의 당월 발전량 대비 당월 역송전력량의 백분율(%)

SPFLi,m(Sales Energy Penalty Factor for a Local sales company) : 구역전기발전기의 당월 발전량 대비 당월 역송전력량의 비율에 따른 차등금액 가중치

SPPLi,m(Sales Energy Penalty Payment for a Local sales company): 2025년 1월 1일 이후로 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자의 구역전기발전기 당월 발전량 대비 당월 역송전력량의 비율에 따른 전력량정산금 차등금액

MEPi,m(Metered Energy Payment): 각 구역전기발전기의 거래 당월 전력량에 대한 정산금액

③ 제2항에서 구역전기발전기의 당월 발전량 대비 당월 역송전력량의 비율(SERLi,m)은 아래와 같이 산출한다.

[eqn: SERL _{i,m} = { sum _{ t} ^{NT} MGO _{i,t}} over {MSGL _{i,m} TIMES (1-MLFL _{i} )} ` TIMES `100]

여기서,

MSGLi,m(Metered Self Generation for a Local sales company) : 구역전기발전기의 월별 자체발전 계량값(MWh, 주변압기 2차측 기준)

MGOi,t : 구역전기발전기를 보유한 구역전기사업자의 계량 전력량(역송전력량)

NT(Number of Trading periods in a month): 1개월 동안의 거래시간

[eqn: rm sum _{t} ^{NT} MGO _{i,t}]: 구역전기발전기를 보유한 구역전기사업자의 월별 계량 전력량(역송전력량)

MLFLi(Metered Loss Factor for a Local sales company) : 중앙급전 구역전기사업자 발전기의 발전량 계량점 전압과 전력거래 계량점(송전단) 전압이 다를 경우 발생하는 개별 구역전기사업자의 변압기 손실계수로써 154kV 변압기손실률 설계치인 0.765%를 적용 (전압이 동일한 경우 0 적용)

구역전기발전기 별도 정산을 위한 구분

신규 허가 구역전기발전기 및 전기설비용량 증설 구역전기발전기에 대한 역송량 차등금액 산정 기준 및 예외 적용

역송량에 따른
차등금액 산정
방식 추가

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

1. 전력량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 전체 발전기의 거래시간별 전력량에 대한 정산금 및 계획발전정산금 총액에서 모든 직접구매자의 거래시간별 전력량정산금 총액을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다.  즉,

[eqn: rm ESLS _{d,t} =( sum _{i} ^{} (MEP _{i,t}][eqn: rm +SEP _{i,t}][eqn: rm )- sum _{k} ^{} ESC _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

ESLSd,t(Energy Settlement for a Local Sales company) : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 계획발전전력량 정산금

MEPi,t : 발전기의 거래시간별 전력량 정산금

<신 설>

Ⅳ. 구역전기사업자의 전력거래에 대한 정산

1. 전력량에 대한 정산

① 구역전기사업자의 전력량에 대한 정산

구역전기사업자가 부담해야 할 전력량에 대한 거래시간별 정산금은 전체 발전기의 거래시간별 전력량에 대한 정산금 및 계획발전정산금 총액에서 모든 직접구매자의 거래시간별 전력량정산금 총액을 차감한 금액에 전체 발전기의 거래시간별 거래량에서 모든 직접구매자의 거래시간별 거래량을 차감한 양에서 구역전기사업자가 구매한 거래시간별 전력량의 비율을 곱한 금액으로 한다.

[eqn: rm ESLS _{d,t} =( sum _{i} ^{} (MEP _{i,t} +SEP _{i,t}][eqn: rm )- sum _{k} ^{} ESC _{k,t} ) TIMES {PEL _{d,t}} over {(TET _{t} - sum _{k} ^{} PEC _{k,t} )}]

ESLSd,t(Energy Settlement for a Local Sales company) : 구역전기사업자의 거래시간에 대한 전력량 정산금

MEPi,t : 발전기의 거래시간별 전력량 정산금

PELd,t(Purchased Energy by a Local sales company): 구역전기사업자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

SEPi,t : 발전입찰량 이내에서 실제 계량된 거래시간별 전력량에 대한 정산금

ESCk,t(Energy Settlement for a Consumer) : 개별 직접구매자의 거래시간에 대한 전력량 정산금

TETt(Total Energy Traded) : 전력시장 전체의 거래시간에 대한 총전력거래량

PECk,t(Purchased Energy by a Consumer): 직접구매자의 거래시간에 대한 유효구매전력량

② 구역전기사업자의 책임공급비율에 따른 전력량정산금에 대한 차등금액 정산

2025년 1월 1일 이후로 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자는 공급구역 내 책임공급비율을 고려하여 책임공급비율 기준을 미준수하여 구매하는 전력량에 대해서는 차등금액 가중치를 적용한 금액으로 정산한다. 당월 구역 내 전력수요 대비 당월 시장에서 구매한 전력량이 30% 초과 65% 이하 구간에 대해 당월 구매한 전력량정산금의 10%를 가산하고, 65% 초과 100% 이하 구간에 대해 당월 구매한 전력량정산금에서 20%를 가산하여 차등금액을 부과한다. 전력량정산금에 대한 차등금액은 익월 4차수 대금지급일 정산명세서에 반영한다.

단, 발전기의 고장, 정기점검 및 보수기간, 전기사업법 시행령 제19조제4항제3호에 해당하는 지역냉난방 구역전기사업자의 전력거래분은 차등금액을 적용하지 않는다.

PERLi,m 구간	30%이하	30%초과 ~ 65%이하	65%초과 ~ 100%이하
PPFLd,m	0	10%	20%

PERLi,m ≤ 30% 이면,

[eqn: rm PPPL _{d,m} =0]

30% <  PERLi,m ≤ 65% 이면,

[eqn: rm PPPL _{d,m} =ESLS _{d,m} TIMES {{(PERL _{i,m} - 30%)} over {PERL _{i,m}}} TIMES 10%]

65% <  PERLi,m ≤ 100% 이면,

[eqn: rm PPPL _{d,m} = ESLS _{d,m} TIMES {{(PERL _{i,m} - 65%)} over {PERL _{i,m}}} TIMES 20%# `````````````````````````````````````+ rm ESLS _{d,m} TIMES {{35%} over {PERL _{i,m}}} TIMES 10%]

PERLi,m(Purchased Energy Ratio for a Local sales company) : 월별 공급구역 전기사용자의 전력수요 합계 대비 구역전기사업자가 전력시장에서 구매한 전력량의 백분율(%)

PPFLd,m(Purchased Energy Penalty Factor for a Local Sales company) : 2025년 1월 1일 이후 사업 허가를 받은 구역전기사업자의 책임공급비율 미준수에 따른 차등금액 가중치

PPPLd,m(Purchased Energy Penalty Payment for a Local sales company): 2025년 1월 1일 이후로 허가를 받은 신규 구역전기사업자 또는 전기설비용량 증설에 따른 변경허가를 받은 구역전기사업자의 책임공급비율 기준 준수 여부에 따른 시장에서 구매한 전력량에 대한 차등금액

ESLSd,m(Energy Settlement for a Local Sales company) : 구역전기사업자의 거래 당월에 대한 전력량정산금

③ 제2항에서 월별 공급구역 전기사용자의 전력수요 합계 대비 구역전기사업자가 전력시장에서 구매한 전력량의 백분율(PERLi,m)은 아래와 같이 산출한다.

[eqn: PERL _{i,m} =Max LEFT { LEFT [ 1- {MSGL _{i,m} TIMES (1-MLFL _{i} )} over {MDL _{i,m}} RIGHT ] ,0 RIGHT } TIMES `100`]

여기서,

MSGLi,m(Metered Self Generation for a Local sales company) : 구역전기발전기의 월별 자체발전 계량값(MWh, 주변압기 2차측 기준)

MDLi,m(Measured Demand for Local sales company) : 구역전기발전기의 공급구역 월별 실적수요로서 구역전기발전기의 송전단 기준으로 환산한 자체발전 계량값과 해당 발전기를 보유한 구역전기사업자의 전력구매량의 합에서 전력량 계량값(계통으로 역송한 전력량)을 차감하여 산정

MLFLi(Metered Loss Factor for a Local sales company) : 중앙급전 구역전기사업자 발전기의 발전량 계량점 전압과 전력거래 계량점(송전단) 전압이 다를 경우 발생하는 개별 구역전기사업자의 변압기 손실계수로써 154kV 변압기손실률 설계치인 0.765%를 적용 (전압이 동일한 경우 0 적용)

계획발전전력량 정산금 문구 정비

신규 허가 구역전기발전기 및 전기설비용량 증설 구역전기발전기에 대한 차등금액 산정 기준 및 예외 적용

구매량에 따른 차등금액 산정 방식 추가

부  칙 (2024. 00. 00.)

제1조(시행일) 제3.3.1.1조, 제4.2.1.1조, 제4.2.4.1조, 별표1 및 별표2의 구역전기사업 전력량정산금에 대한 차등금액 제도와 관련된 개정규정은 정산시스템 등의 관련 전산시스템이 완비되는 시점을 고려하여 규칙 시행일로부터 24개월 이내 전력거래시스템(e-power market)에 공지하는 날부터 시행한다.

전산시스템 완비 시점을 고려한 시행일 규정

별지 제39-1호서식]

◦초기

정산금 통지서   <비과세분>

◦최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-ISN, FSN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

정산금(1번 항목–2번 항목)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금	원원원
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금	원
13 예비력불이행 환수금	원
14 수수료 141 연회비	원
15 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
16 채무불이행 연체이자	원
2. 차액정산금	원
21 위약금	원
22 기타 정산금	원

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금(부가정산금)	원
직접전력거래량	KWh

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원
계약거래량	KWh

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제39-1호서식]

◦초기

정산금 통지서   <비과세분>

◦최종

◦ 회원사명 :

◦ 주    소 :

◦ 발행번호 : KPX-ISN, FSN-00000000-00

◦ 거 래 일 : 0000년 00월 00일

정산금(1번 항목–2번 항목)	원
전력거래량	KWh
1. 시장정산금	원
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금	원원원
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량정산금	원
13 예비력불이행 환수금	원
14 수수료 141 연회비 142 차등금액	원
15 전력산업기반기금 부과율 전력산업기반기금	원
16 채무불이행 연체이자	원
2. 차액정산금	원
21 위약금	원
22 기타 정산금	원

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래 정산금(부가정산금)	원
직접전력거래량	KWh

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원
계약거래량	KWh

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

정산금 통지서
비과세분에
차등금액

항목 추가

별지 제40-1호서식]

◦청구서

전력거래대금  등                <비과세분>

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년

○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌에 입금하여 주시기 바랍니다.

정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량 정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래정산금(부가정산금)	원

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제40-1호서식]

◦청구서

전력거래대금  등                <비과세분>

◦수정청구서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 청구하오니 ○○○○년

○○월 ○○일까지 시장은행의 귀사 정산계좌에 입금하여 주시기 바랍니다.

정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량 정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비 142 차등금액
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금

재생에너지전기공급사업자 직접전력거래정산금(부가정산금)	원

수소발전입찰시장 차액계약정산금	원

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

전력거래대금
청구서 비과세분에
차등금액

항목 추가

[별지 제41-1호서식]

◦청구요청서

전력거래대금  등                     <비과세분>

◦수정청구요청서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 통보하오니 ○○○○년

○○월 ○○일까지 전력거래소에 청구하여 주시기 바랍니다.

정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량 정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금
3. 수소발전입찰시장 차액계약 정산금

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

[별지 제41-1호서식]

◦청구요청서

전력거래대금  등                     <비과세분>

◦수정청구요청서

문서번호 : 제○○-○○○-○○○호

수    신 :

참    조 :

발행일자 :

제    목 : 전력거래대금(○○○○년 ○○월 ○차) 청구요청서

○○○○년 ○○월 ○차분 전력거래대금을 아래와 같이 통보하오니 ○○○○년

○○월 ○○일까지 전력거래소에 청구하여 주시기 바랍니다.

정산금(1번 항목-2번 항목)	원
	금액
1. 시장정산금
11 부가정산금 111 에너지정산금 112 보조서비스정산금 113 비상대기예비력정산금
12 양수동력 정산금 121 제약비양수전력량 정산금
13 예비력불이행 환수금
14 수수료 141 연회비 142 차등금액
15 전력산업기반기금
16 채무불이행 연체이자
2. 차액정산금
3. 수소발전입찰시장 차액계약 정산금

한국전력거래소

전남 나주시 빛가람로 625 우편번호 58322

전화 061-0000-0000~0000, 팩스 061-0000-0000

전력거래대금
청구요청서
비과세분에
차등금액

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