전력시장운영규칙 개정 내용

Ⅰ. 전력시장운영규칙(이하 ‘규칙’이라 함) 개정 목록

번호	안 건 명	규칙개정위원회
1	전력계통 운영방안 수립 근거 명확화를 위한 규칙개정(안)	제24-6차(통합) (2024.12.20.)
2	계통안정화용 ESS 운영을 위한 규칙개정(안)
3	신뢰성DR 발령기준 변경 및 휴일 운영을 위한 규칙개정(안)
4	재생에너지 발전량 예측제도 정산기준 변경을 위한 규칙개정(안)

Ⅱ. 개정 내용

□ 전력계통 운영방안 수립 근거 명확화를 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ (전력계통 운영방안 수립 현황) 산업통상자원부고시「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」에 의거 전력계통 운영방안 수립

ㅇ (내용) 전력설비 구성변경, 고장파급방지시스템의 운영계획, 주요 송전선로의 제약운영 및 발전 설비 제약 운영 등을 결정

	<전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준>
제11조(전력계통 운영방안 수립) ①전력거래소는 전기사업자와 협의하여 여름철 또는 겨울철의 최대전력을 기준으로 전력계통의 안정운영을 위한 방안을 당해 연도 5월 31일 또는 11월 15일까지 수립하고, 전력계통신뢰도협의회에 상정하여야 한다.

□ 전력시장운영규칙 내 전력계통 운영방안 수립 근거를 명확히 규정하고, 신뢰도 고시와 전력시장운영규칙 간 정합성을 확보하기 위해 규칙 개정 필요

나. 개정 내용

□ (용어 정의 신설) 신뢰도 고시에서 규정하고 있는 “전력계통 운영방안”에 대한 용어 정의 신설 ☞ 제1.1.2조 153호

□ (운영방안 수립 근거 명확화) “전력계통 운영방안” 수립 주체, 검토 기준 및 근거 명확화 ☞ 제5.8.2조, 제20.8조

□ “전력계통 운영기준” 명확화

ㅇ 345kV 간선계통의 단일고장 운영기준 신설 ☞ [별표3] 3.4.1

ㅇ 345kV 간선계통의 이중고장 운영기준 변경 ☞ [별표3] 3.4.2

다. 개정 효과

□ “전력계통 운영방안” 수립 규정 및 계통운영 근거 명확화

ㅇ 안정적 전력계통 운영을 위한 계통운영자의 책무 부여

ㅇ 전력계통 운영방안 수립에 대한 신뢰도 고시와의 정합성 확보로 운영방안 이행력 제고

□ 계통안정화용 ESS 운영을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

1) 현황

□ 평상시 계통 주파수의 안정적 유지를 위해 1차 예비력 공급자원으로 ①주파수 조정용 전기저장장치가 도입(‘15년~’22년)되어 운영 중

□ 동․서해안 발전제약 완화와 계통의 주파수 안정도 제고에 기여하기 위해 ②계통안정화용 전기저장장치 신규건설* 완료(’22.9~‘24.9)

* (’20. 2월~7월) 발전제약 특별대책 수립 정부합동(산업부, 한전, 전력거래소) T/F 추진 결과 계통안정화 전기저장장치 도입 추진, 제9차 전력수급기본계획(’20.12) 반영되어 부북 등 6개 변전소에 978MW 신규 설치

[ 전기저장장치 용도별 현황 비교 ]

구분	① 주파수조정용 전기저장장치	② 계통안정화 전기저장장치
목적	상시 주파수를 60±0.2㎐ 유지	비상시 주파수를 59.2㎐ 이상 유지
설치개소	15개 변전소	6개 변전소
용량	426MW	978MW
용도	전력 수요와 공급 조정, 1차예비력	고장 시 임시 발전력 공급, 발전제약 완화

2) 개정방향

□ 계통안정화용 전기저장장치를 기존 주파수조정용 전기저장장치와운영방법을 명확히 구분하고, 본래 목적과 기능을 적절히 수행하기 위해 시장운영규칙상 용어의 정의, 자료제출 방법, 발전계획 반영 관련 조문 개정 필요

나. 개정 내용

□ (용어의 정의) 전력계통 신뢰도 개선과 발전제약 완화를 위해 신규 도입된 계통안정화용 전기저장장치의 분류체계와 운영주체를 명확히 구분하기 위해 관련 용어 정의 개정 ☞ 제1.1.2조 77의1 및 77의3

□ (특성자료 제출) 계통안정화용 전기저장장치 운전에 필요한 특성자료 제출을 위한 관련 조항 문구 정비

☞ 제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사) 제1항

□ (발전계획 반영) 하루전 발전계획 수립시 송전제약검토를 위한 계통안정화용 전기저장장치의 운전가능량 제출, 입찰서 제출사항과 전기저장장치 운영계획서 개정, 신설 ☞ 제5.1.1조 제4항, 제16.3.2조 제4항, [별표 9] 7.1.7 제1항, 별지 제31의4, 제33의4, 별지 제31의9, 제33의8

□ (부칙) 입찰시스템의 계통안정화용 전기저장장치의 운영계획서 제출(입찰) 기능 추가 및 검증을 위한 개발기간 확보 사항 반영

다. 개정 효과

□ 계통안정화용 전기저장장치의 전력시장 참여 방법의 명확화로 계통안정성 확보와 발전제약 해소에 기여

ㅇ 고장 등의 발생으로 주파수가 기준을 벗어날 시 전기저장장치의 빠른 속도 동작 특성으로 주파수를 개선하여 계통 신뢰도에 기여

ㅇ 발전제약 해소를 위해 송전선로 건설로 수송능력을 증대할 필요가 있으나, 전기저장장치 활용 시 제약을 완화해 추가적 에너지 공급 가능

□ 신뢰성DR 발령기준 변경 및 휴일 운영을 위한 규칙개정(안)

가. 개정 필요성

□ 현황

□ (수급변동성 확대) 태양광 보급 확대에 따라 봄․가을철 경부하기에는 기상 변화에 따른 수급변동성이 매우 커짐

ㅇ 경부하기 최소수요 기준 하향예비력 확보를 위해 필수운전 발전기를 제외한 대부분의 화력 발전기(석탄, LNG)를 정지

ㅇ 위 상황에서 기상 개황 변동(‣)에 따라 태양광 발전량이 감소할 경우, 추가 발전기 투입이 필요하지만 정지된 발전기 재기동에 시간이 소요되므로 신속한 대응이 어려워 상향예비력 부족 발생 ☞ 붙임1 참조

□ 문제점

□ (신뢰성DR의 한계) 현재 신뢰성DR*은 발령기준 및 발령가능일의 제약으로 이러한 급격한 수급 변동에 적절히 대응하는데 한계가 있음

* 전력수급상황 악화 시 전력거래소의 전력수요 감축요청에 따라 수요자원은 등록용량에 대해 의무적으로 전력수요 감축

① (발령기준) 공급예비력* 6.5GW 미만 또는 운영예비력** 4.5GW 미만 예상 시

* 공급예비력 = 공급능력(고장, 정비를 제외한 전체 설비용량) - 전력수요

** 운영예비력 = 30분 이내 추가 발전 가능한 공급능력(운전중 발전기 잔여출력 및 가스터빈 발전기 등)

- (문제점) 운영예비력 부족으로 실시간 전력 수급이 어려운 상황*에도 공급예비력은 충분하여 공급예비력 기준으로는 신뢰성DR 발령 불가

* 대용량 발전기 또는 송전선로 이중고장 시 급격한 예비력 하락에 따른 수급비상 발령 우려

< 24년 봄철 공급(운영)예비력 실적 및 이중고장 발생시 운영예비력 추정>

일 시	공급 예비력 ①	운영 예비력(순시) ②	차 이 (①-②)	이중고장 시* 운영예비력(순시)
’24.3.31(일) 15시	34.1GW	6.5GW	27.5GW	2.9GW (수급비상 주의)
’24.4.23(화) 15시	16.8GW	7.0GW	9.8GW	3.4GW (수급비상 주의)
’24.5.11(일) 14시	24.6GW	6.5GW	18.1GW	2.9GW (수급비상 주의)

* 최대용량 발전기 2기 고장(3GW) 또는 SPS 동작으로 인한 발전기 탈락(3.6GW)

☞ 위 상황에서 최대 3.6GW의 예비력 확보가 필요하지만 준중앙 발전기는 약 120MW에 불과하여 3.5GW의 예비력 자원 추가 확보 필요

② (발령가능일) 신뢰성DR은 평일에만 발령가능하여, 수급변동성이 심하고, 전력수요가 낮은 휴일에는 활용 불가

나. 개정 내용

□ 신뢰성DR 발령기준 현실화 ☞ 제5.3.1조

ㅇ 실시간 수급 변동에 대응하기 어려운 공급예비력 기준 삭제

ㅇ 발령 가능성이 낮은 운영예비력 기준 상향 (4.5GW → 6.5GW*)

* 전력수급비상 “관심”단계 4.5GW + 속응성자원 2GW

- 속응성자원이 소진되기 전에 신뢰성DR 활용이 가능하도록 조정

※ 속응성자원은 대부분 수력 및 양수발전기로 기동시간이 짧은 장점이 있지만 저수량이 한정되어 있어, 비상시를 대비해 신뢰성DR을 우선 활용

- 제주의 경우 현행 유지

구 분	기 존	개 정
육 지	공급예비력 6.5GW 미만 예상 시 또는 운영예비력 4.5GW 미만 예상 시	<삭 제> 운영예비력 6.5GW* 미만 예상 시
제 주	공급예비력 100MW 미만 예상 시 또는 운영예비력 80MW 미만 예상 시	<삭 제> <좌 동>

* 최근 5년간(’19∼’23) 운영예비력 6.5GW 미만 사례는 1회(’19.8.13)에 불과하지만, 지속적인 수급 변동성 증가에 따라 예비력 부족 현상은 심화될 것으로 예상

□ 신뢰성DR 휴일 확대 운영

ㅇ (등록) 기존 참여자원(표준DR, 중소형DR, 제주DR)과 별도의 휴일형 참여자원(H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR) 구성 ☞ 제12.2.1조 및 12.2.2조

※ (등록가능용량) 최대 1GW 한도

ㅇ (운영) 전력수요 의무감축요청(Hr-1) → 수요감축(Hr-0) ☞ 제12.4.3.1조

- (운영기간) 봄(3~5월), 가을(9~11월) 및 특수경부하기간(설 · 추석)

- (운영시간) 휴일 10~17시

ㅇ (감축시험) 3월 1~2주, 9월 1~2주에 1회 시행 ☞ 제12.3.2.1조

※ (재시험) 3월 3~4주, 9월 3~4주에 시행

ㅇ (정산) 기본정산금 + 실적정산금 ☞ 제12.4.1.2조, [별표26], [별표28]

- (기본정산금) 의무감축요청이 가능한 시간대(봄·가을, 특수경부하기간 휴일 10~17시)에 기준용량가격(RCP)*을 지급

* (’24년 기준) ’04년 이전 진입 발전기 적용 RCP 11.00원/kWh

- (실적정산금) 감축량(감축지시량 120% 이내) × MGP*

* 감축시간대 운전한 발전기 중 최고 변동비

ㅇ (페널티) 위약금 및 거래제한 ☞ 제12.4.3.2조, [별표26]

- (위약금) 이행률 97% 미만 시 미이행량 2배 수준의 기본정산금 차감

- (거래제한) 이행률 80% 미만 시 3회* 시 잔여 전력거래기간 거래제한

* 추가등록 자원은 2회

다. 개정 효과

□ 신뢰성DR 발령기준 현실화 및 휴일 운영 확대로 DR활용도 제고 및 전력계통 안정운영에 기여

□ 재생에너지 발전량 예측제도 정산기준 변경을 위한 규칙개정(안)

가. 현황

□ (현황) 재생에너지 발전량 예측제도(이하 ‘예측제도’)는 사업자의 예측 능력 제고 및 예측데이터를 활용한 전력계통 변동성 완화 목적으로 도입

ㅇ 거래소의 재생에너지 예측 수준 대비 오차율이 낮은 경우 정산금 지급

ㅇ 예측데이터는 실시간 계통운영과 신뢰도 발전계획 수립 시 활용

ㅇ 예측제도는 재생에너지 입찰제도 시행과 동시에 종료 예정

*  단, 제주지역은 입찰제도 시행(‘24.6) 후 1년 유예 (’25.5월 종료)

나. 개정 필요성

□ 거래소의 재생에너지 예측수준*은 지속적으로 개선되었으나, 예측제도는 도입 당시와 동일한 정산기준을 적용 중이므로 개정 필요

ㅇ (’19년) 약 8%* → (현재) 약 6% 수준으로 예측오차율 2%p 개선

* 현 제도의 정산기준은 ’19년도 재생에너지 이용률 및 예측 수준을 고려하여 수립

□ 예측발전량 제출 후(D-1) 기상 여건 변경에도 旣제출한 예측발전량 수정이 불가*하여, 최신 기상 상황 반영할 수 있도록 개선 필요

* 예측발전량 제출 기준(총 2차) : 거래일 전일 10시(1차) 및 17시(2차)

□ 제주 시범사업 운영 여건을 고려한 일부 기준 변경 및 문구 명확화

다. 개정 내용

□ 정산기준 개정 ☞ [별표2] Ⅴ. 1. 대상자원 전력거래량에 대한 정산

ㅇ 정산기준의 예측오차율 수준을 현행 대비 약 2%p 강화

- 단, 풍력*의 경우 최근 오차율 실적을 고려하여 시행 유예(1년)

구분	현행		□	개정(안)
예측오차율	6%이하	6 ~ 8%이하		4%이하	4 ~ 6%이하
정산단가	4원/kWh	3원/kWh		4원/kWh	3원/kWh

* 풍력이 포함(개별, 집합, 혼합자원)된 경우

□ 예측량 변경 제출 확대 ☞ 제14.4.1조

ㅇ 현행 2개 차수에서 최신 기상 여건을 고려하여 제출한 예측량의 변경 허용(사업자 선택)

구분	현행		□	개정(안)
차수	1차	2차		1차		2차
제출마감	10시 (필수)	17시 (필수)		10시 (필수)	14시 (선택)	17시 (필수)	20시 (선택)

※ 변경제출 값은 신뢰도발전계획 수립 및 계통상황 변화대응 등 실시간 계통운영 시 활용

□ 기타 기준 변경 및 문구 명확화

➀ (평가예외 신청기간 변경) 사업자가 재생에너지 입찰제에 참여하여 급전지시를 이행할 경우, 예측량 평가 예외 신청에 필요 자료를 3일 뒤 조회·확인할 수 있어 이를 고려, 자료제출기한 확대
☞ 제14.1.3조

구분	현행	□	개정(안)
제출기준	영업일 기준 3일 이내 신청		영업일 기준 5일 이내 신청
적용대상	· 제주 재생에너지 입찰제도 시범사업 중인 예측제도 참여 사업자

➁ (문구 명확화) 예측제도에 선택적으로 참여할 수 있다는 의미를 명확히 하도록 문구 수정 ☞ 제14.2.1조

규칙	현행	□	개정(안)
제14.2.1조 (참여기준)	전력시장에 등록된 발전기는 발전기의 설비용량에 따라 개별자원 또는 예측형 집합전력자원으로 예측제도 등록시험 및 예측제도에 참여하는 것을 원칙으로 한다.		전력시장에 등록된 태양광과 풍력의 설비용량에 따라 개별자원 또는 예측형 집합전력자원으로 예측제도 등록시험 및 예측제도에 참여할 수 있다.

라. 개정 효과

□ 예측제도의 정산기준 개정 및 최신 기상정보를 반영한 예측발전량의 수정 반영으로 안정적인 전력계통 운영에 기여

붙임 : 현행 규칙 및 개정(안) 대비표

붙임		현행 규칙 및 개정(안) 대비표

□ 전력계통 운영방안 수립 근거 명확화를 위한 규칙개정(안)

현 행	개 정 (안)	비 고
제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) <신설>	제1장 총칙 제1절 통칙 제1.1.2조(용어의 정의) 153. "전력계통 운영방안”이란 주어진 가용자원을 활용하여 전력계통이 안정적으로 유지되도록 운영계획을 수립하는 절차로서 송·변전설비의 구성 변경, 고장파급방지시스템 운영, 주요 송전선로 제약, 발전설비 제약 등을 결정하는 것을 말한다.	· 전력계통 운영방안 정의 신설
제8절 전력계통 안정운영 및 자료제공 제5.8.2조(계통안정화 대책) ① 전력거래소는 제5.8.1조의 규정에 의한 신뢰도 및 안정도 운영기준을 만족하기 위한 계통안정화 대책을 별표 14에 따라 수립하여야 한다. ② 전기사업자는 제1항의 규정에 의한 계통안정화 대책에 협조하여야 한다.	제8절 전력계통 안정운영 및 자료제공 제5.8.2조(계통안정화 대책 전력계통 운영방안 수립) ① 전력거래소는 산업통상자원부 고시 「전력계통 신뢰도 및 전기품질 유지기준」제11조에 따라 전력시장운영규칙 제5.8.1조(전력계통의 안정적 운영을 위한 기준)에서 정한 신뢰도 및 안정도 운영기준을 만족하기 위한하도록 계통안정화 대책을 별표 14에 따라 전력계통 운영방안을 수립하여야 한다. ② 전기사업자는 제1항의 규정에 따른 계통안정화 전력계통 운영방안에 협조하여야 한다.	· 운영방안 수립기준 및 근거 명확화

현 행	개 정 (안)	비 고
제18장 보칙 제18.8조(보고) ① (생략) 21. 제5.8.2조의 규정에 의한 계통안정화 대책 ② 전력거래소는 제2.3.1조의 규정에 의한 발전기입찰자료가 명백히 허위제출된 것으로 인정되거나 제5.3.1조의 규정에 의한 전력거래소의 급전지시를 해당 사업자가 특별한 사유없이 이행하지 아니한 경우 또는 제5.8.2조의 규정에 의한 계통안정화 대책을 전기사업자가 특별한 사유없이 협조하지 아니한 경우에는 이를 산업통상자원부에 보고하여야 한다.	제20장 보칙 제20.8조(보고) ① (생략) 21. 제5.8.2조(전력계통 운영방안 수립)의 규정에 따른 계통안정화 대책전력계통 운영방안 ② 전력거래소는 제2.3.1조(입찰서의 제출)의 규정에 따른 발전기입찰자료가 명백히 허위제출된 것으로 인정되거나 제5.3.1조(급전지시)의 규정에 따른 전력거래소의 급전지시를 해당 사업자가 특별한 사유없이 이행하지 아니한 경우 또는 제5.8.2조(전력계통 운영방안 수립)의 규정에 따른 계통안정화 대책 전력계통 운영방안을 전기사업자가 특별한 사유없이 협조하지 아니한 경우에는 이를 산업통상자원부에 보고하여야 한다.	· 제5.8.2조 변경에 따른 용어 변경 · 제5.8.2조 변경에 따른 용어 변경
[별표3] 전력계통 운영 기준 3.0 안정유지 기준 3.4 345kV 주요 간선계통 <신설>	[별표3] 전력계통 운영 기준 3.0 안정유지 기준 3.4 345kV 주요 간선계통 3.4.1 단일 고장시 장시간동안의 공급지장, 과도한 과부하 또는 저전압이 발생하지 않도록 한다.	· 345kV 주요 간선계통에 관한 안정유지 기준(신설)

현 행	개 정 (안)	비 고
3.4.1 이중 고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 한다. 3.4.2 (생략)	3.4.1 2 이중 고장이 발생하더라도 발전기 동기탈조, 대규모 공급지장, 고장파급 확대, 과도한 계통동요 증가로 인한 계통분리 또는 전압 불안정이 발생하지 않도록 한다 하여야 하며, 필요 시 고장파급방지장치 설치 및 발전력조정 등의 운영대책을 수립하여야 한다. 3.4.2 3 (생략)	·345kV 주요 간선계통에 관한 안정유지 기준 문구 정비 · 번호순연

□ 계통안정화용 ESS 운영을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제1장 총칙

제1절 통칙

제1.1.2조(용어의 정의)

77의1. “중앙급전전기저장장치”란 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 전기사업자가 소유한 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치와 부칙의 별도기준에 따른 1차예비력 서비스만 제공하는 전기저장장치를 말한다.

77의3. “송전사업자용전기저장장치”란 계통운영보조서비스를 제공하기 위하여 송전사업자가 운영하는 전기저장장치를 말한다.

제1장 총칙

제1절 통칙

제1.1.2조(용어의 정의)

77의1. “중앙급전전기저장장치”란 전력거래소의 급전지시에 따라 운전하는 전기사업자가 소유한 최대방전용량이 10MW를 초과하고, 최대운전시간이 2시간 이상인 전기저장장치와 부칙의 별도기준에 따른 1차 예비력서비스를 제공하는 전기저장장치, 계통신뢰도 개선 및 발전제약 완화를 위한 전기저장장치를 말한다.

77의3. “송전사업자용전기저장장치”란 송전사업자가 운영하는 1차 예비력서비스 제공을 위한 주파수조정용 전기저장장치와 계통신뢰도 개선, 발전제약 완화를 위한 계통안정화용 전기저장장치를 말한다.

· 계통안정화용 전기저장장치 추가

· 송전사업자가 운영하는 전기저장장치 용어정비와 계통안정화용 전기저장치 추가

제2장 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

① 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 중앙급전발전기 및 중앙급전 전기저장장치를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력 및 전기저장장치가 방전하는 전력의 시장가격의 계산, 설비의 기동·정지 및 급전을 결정하기 위하여 필요한 각 설비의 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 송전사업자용 전기저장장치의 보조서비스 특성자료를 제출하여야 한다.

제2장 가격결정

제1절 발전비용 평가절차

제2.1.1.1조(발전기 및 전기저장장치 운전비용 등 자료 제출 및 심사)

① 중앙급전 구역전기발전기를 제외한 중앙급전발전기 및 중앙급전 전기저장장치를 보유한 발전사업자로서 전력시장에 전력을 공급하고자 하는 자는 발전기가 생산하는 전력 및 전기저장장치가 방전하는 전력의 시장가격의 계산, 설비의 기동·정지 및 급전을 결정하기 위하여 필요한 각 설비의 운전비용 및 기술적 특성자료를 다음 각항에 정해진 기한까지 제출하여야 한다. 단, 송전사업자는 송전사업자용 전기저장장치 보조서비스 특성자료를 제출하여야 한다.

· 계통안정화 전기저정장치 신설로 특성자료 제출 사항 문구 정비

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.1조(하루전발전계획의 수립)

①~③(이하생략)

④ 송전사업자는 별표 4의 전자입찰시스템 또는 별지 서식 제31호의4 및 제33호의4에 의거하여 전기저장장치의 1차예비력서비스 제공가능여부를, 별지서식 제31호의5, 제33호의5에 의거하여 제1항 제2호의 하루전발전계획 송전제약검토서에 기재된 FACTS 설비의 운전가능여부를 거래일 전일 11시까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.1조(하루전발전계획의 수립)

(현행동일)

④ 송전사업자는 별표 4의 전자입찰시스템 또는 별지 서식 제31호의4 및 제33호의4에 의거하여 전기저장장치의 1차예비력서비스 제공가능여부와 별지서식 제31호의5, 제33호의5, 제31호의9, 제33호의8에 의거하여 제1항 제2호의 하루전발전계획 송전제약검토서에 기재된  FACTS 설비의 운전가능여부와 계통안정화용 전기저장장치 운전 가능여부를 거래일 전일 11시까지 전력거래소에 제출하여야 한다.

· 계통안정화용 전기저장장치의 발전계획 수립시 반영을 위한 설비운전용량 제출방법 반영

제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙

제3절 발전입찰과 전력수요예측

제16.3.2조(하루전시장입찰서의 내용)

①~③(이하생략)

④ 송전사업자는 별표4의 전자입찰시스템 또는 별지 제31-4호 서식에 의거하여 송전사업자용 전기저장장치운영계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다.

제16장 전력시장 제도개선 제주 시범사업 운영규칙

제3절 발전입찰과 전력수요예측

제16.3.2조(하루전시장입찰서의 내용)

①~③(이하생략)

④ 송전사업자는 별표4의 전자입찰시스템 또는 별지 제31-4호, 31-9호 서식에 의거하여 송전사업자용 전기저장장치운영계획서를 전력거래소에 제출하여야 한다.

· 계통안정화용 전기저장장치의 운전가능용량 제출방법 추가

별표 9(발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차)

7.1.7 기타 자료취득

하루전발전계획담당자는 송전사업자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다.

① 규칙 제5.1.1조 제4항에 따른 송전사업자용 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부

별표 9(발전계획 수립 및 계통한계가격 공개절차)

7.1.7 기타 자료취득

하루전발전계획담당자는 송전사업자로부터 아래 각항의 자료를 제공받아 사용한다.

① 규칙 제5.1.1조 제4항에 따른 송전사업자용 전기저장장치의 주파수조정서비스 제공가능여부 및 계통안정화를 위한 운전 가능여부

· 송전사업자의 계통안정화용 전기저장장치의 발전계획 수립시 제공사항

부 칙

제1조(시행일) ①제5.1.1조 제4항의 개정규정은 규칙 시행일로부터 4개월 이내 전력거래시스템(e-power market)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

· 시스템 개선을 위한 규칙적용 유예기간

[별지 제31-4호서식]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치  운 영 계 획 서 (최초)

1. 1차예비력서비스 제공일  ________________________

2. 송전사업자명            ________________

3. 전기저장장치명(식별번호)  ______________________

4. 1차예비력서비스 제공량

구 분	D-1						D
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
주파수추종 가능용량

D
5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

D		D +1
23	24	1	2	3	4

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 송전사업자 서명 ___________  날짜 ______________

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

7. 접수시각 ___________ 접수자 _____________ (서명)

[별지 제31-4호서식]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치(주파수 조정용)  운 영 계 획 서 (최초)

1. 1차예비력서비스 제공일  ________________________

2. 송전사업자명            ________________

3. 전기저장장치명(식별번호)  ______________________

4. 1차예비력서비스 제공량

구 분	D-1						D
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
주파수추종 가능용량

D
5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

D		D +1
23	24	1	2	3	4

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 송전사업자 서명 ___________  날짜 ______________

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

7. 접수시각 ___________ 접수자 _____________ (서명)

· 송전사업자용 전기저장장치의 용도별 명확화

[별지 제33-4호서식]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치  운 영 계 획 서 (변경)

1. 1차예비력서비스 제공일  ________________________

2. 송전사업자명            ________________

3. 전기저장장치명(식별번호)  ______________________

4. 1차예비력서비스 제공량

구 분	D-1						D
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
주파수추종 가능용량

D
5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

D		D +1
23	24	1	2	3	4

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 송전사업자 서명 ___________  날짜 ______________

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

7. 접수시각 ___________ 접수자 _____________ (서명)

[별지 제33-4호서식]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치(주파수 조정용)  운 영 계 획 서 (변경)

1. 1차예비력서비스 제공일  ________________________

2. 송전사업자명            ________________

3. 전기저장장치명(식별번호)  ______________________

4. 1차예비력서비스 제공량

구 분	D-1						D
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
주파수추종 가능용량

D
5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

D		D +1
23	24	1	2	3	4

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 송전사업자 서명 ___________  날짜 ______________

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

7. 접수시각 ___________ 접수자 _____________ (서명)

· 송전사업자용 전기저장장치의 용도별 명확화

[별지 제31-9호 서식] (신 설)

[별지 제31-9호서식]

송 전 사 업 자 용  전 기 저 장 장 치(계통안정화용)  운 영 계 획 서 (최초)

1. 거래일 날짜     ______________________________

2. 송전사업자명

3. 전기저장장치명(식별번호)

4. 전기저장장치 운전량

구 분	D-1						D
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
전기저장장치 운전용량

D
5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

D		D +1
23	24	1	2	3	4

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 송전사업자 서명               날짜 ___________

7. 접수시각 ___________ 접수자 _____________ (서명)

· 발전계획에 반영하기 위한 계통안정화용 전기저장장치 운영계획서 신설

[별지 제33-8호 서식] (신 설)

[별지 제33-8호서식]

송 전 사 업 자 용 전 기 저 장 장 치(계통안정화용)  운 영 계 획 서 (변경)

1. 거래일 날짜     ______________________________

2. 송전사업자명

3. 전기저장장치명(식별번호)

4. 전기저장장치 운전량

구 분	D-1						D
거래시간	19	20	21	22	23	24	1	2	3	4
전기저장장치 운전용량

D
5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22

D		D +1
23	24	1	2	3	4

5. 특기사항(급전운영 참고사항):

6. 송전사업자 서명               날짜 ___________

7. 접수시각 ___________ 접수자 _____________ (서명)

· 발전계획에 반영하기 위한 계통안정화용 전기저장장치 운영계획서 신설

□ 신뢰성DR 발령기준 변경 및 휴일 운영을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다.

② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.

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	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	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%) ㅇ<삭제 2021.9.18.> ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령	공급예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영예비력
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)	“

제5.3.1조(급전지시) (생  략)

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만 제3, 4, 5호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다.

1. 공급예비력이 6,500MW 미만이거나 예상되는 경우

(단, 제주계통은 공급예비력 100MW 미만이거나 예상되는 경우)

2. 운영예비력이 4,500MW 미만이거나 예상되는 경우

(단, 제주계통은 운영예비력 80MW 미만이거나 예상되는 경우)

제12장 수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제1절 통칙

제12.1.1조(용어의 정의) (생  략)

30.  <신  설>

31.  <신  설>

32.  <신  설>

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록, 변경, 말소

<절제목 변경 2024.2.13.>

<생   략>

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 제12.2.1조에 따라 전력거래자로 등록한 수요관리사업자는 수요반응자원을 초기 또는 추가등록할 수 있다. 이 경우, 다음 각 호에 명시된 초기 또는 추가등록 신청기간 내에 제4항에 따른 등록 신청서류를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 제4항 제1호의 서류는 전자문서로 제출할 수 있으며 전자문서로 제출시 전자서명법에 의한 인증서를 사용하여 전자서명을 실시해야 한다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15., 2019.11.07., 2024.2.13., 2024.7.31.>

<생   략>

<신   설>

2. 국민DR

<생   략>

3. 주파수DR, 플러스DR

<생   략>

③ 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항의 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 만족하여야 한다. <항번호 변경 및 개정 2017.12.29., 2019.11.07., 2024.2.13., 2024.3.28.>

1. 수요반응자원의 등록은 1개의 수요반응자원에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다.

2. 수요반응자원은 다음 각 목에 따라 지역별로 구분하여 등록하여야 한다. <개정 2019.11.07., 2022.5.31., 2024.2.13., 2024.3.28.>

가. 표준DR, 중소형DR : 수도권, 비수도권

나. 제주DR, 플러스DR : 제주권

다. 국민DR, 플러스DR : 육지권, 제주권

이때, 플러스DR의 육지권은 별지 제101-5호 서식에 따라 세부 지역별로 구분하여 등록한다.

라. 주파수DR : 육지권

3. 개별 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표의 내용을 만족하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2020.7.8., 2020.11.01., 2022.5.31., 2024.2.13.>

구분	의무감축용량
표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하
제주DR	2㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
국민DR	제한없음
주파수DR	1MW 이상 (감축예상용량)

4. 개별 수요반응자원의 수요반응참여고객 수는 다음 각 호를 만족하여야 한다. <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2022.5.31., 2024.2.13.>

가. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 국민DR : 10개 이상

나. 주파수DR, 플러스DR : 1개 이상

<생   략>

<신   설>

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 수요반응자원별 수요반응참여고객 등록 신청기간 내에 제4항에 따른 등록 신청서류를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 제4항 제1호의 서류는 전자문서로 제출할 수 있으며 전자문서로 제출시 전자서명법에 의한 인증서를 사용하여 전자서명을 실시해야 한다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15., 2019.12.31., 2020.7.8., 2020.11.01., 2024.2.13., 2024.7.31.>

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 플러스DR, 주파수DR <개정 2021.1.1., 2021.12.28. 2022.5.31., 2023.6.30., 2024.2.13.>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 10일 ∼ 10월 20일	12월 1일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	4월 10일 ∼ 4월 20일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

<생   략>

③ 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며, 제1항의 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <항번호 변경 및 개정 2017.12.29., 2019.11.07., 2024.2.13., 2024.3.28.>

<생   략>

2. 1개의 수요반응참여고객은 1개의 수요반응자원에 등록함을 원칙으로 한다. 단, 주파수DR 또는 플러스DR의 수요반응참여고객에 한하여, 다른 종류의 수요반응자원과 중복하여 등록할 수 있다.  <호번호 변경 및 개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2024.2.13.>

<생   략>

4 .「계량에 관한 법률」제14조에 따라 형식승인을 받은 전력량계가 사용되어야 하며, 전력거래소가 정하여 공고하는 요구기준(이하 “전력거래소 요구기준”이라 한다)에 따라 설치 및 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. 다만, 피크저감용ESS를 사용하여 육지 플러스DR에 등록하는 수요반응참여고객의 전력량계는 ESS 사용전력량만 계량될 수 있도록 설치하여야 한다. <호번호 변경 및 개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2023.6.30., 2024.2.13., 2024.3.28.>

<생   략>

6. 표준DR, 중소형DR, 제주DR에 등록하는 수요반응참여고객은 전력거래소 요구기준에 따라 사용전력량 감시기기를 설치하고 5분 단위 실시간 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. 단, 제4호의 전력량계가 감시기기 요구조건을 충족할 경우, 감시기기 설치를 생략할 수 있다. <개정 2017.12.29., 호번호 변경 및 개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2021.1.1., 2022.5.31., 2024.2.13.>

<생   략>

④ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 다만, 동일 수요관리사업자가 연속하여 등록하는 수요반응참여고객의 경우, 변동사항이 없는 서류의 제출은 생략할 수 있다. <항번호 변경 및 개정 2024.2.13.>

<생   략>

6. 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 수요반응참여고객의 경우 제2항 제6호에 따른 실시간 전력량 감시기기 관련 서류 일체 [신설 2017.12.29.] <개정 2019.11.07., 2024.2.13.>

<생   략>

제12.2.8조(수요반응참여고객 이동) (생  략)

② 제1항에도 불구하고 제12.2.2조 제1항에 따라 초기등록된 표준DR, 중소형DR, 제주DR 수요반응자원 중 실시간 전력수요의무감축요청에 따른 거래에서 거래시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 날이 2회 이상인 수요반응자원의 경우에는 타 수요반응자원으로 이동시킬 수 없다. [신설 2024.7.31.]

<생   략>

제3절  등록시험 및 감축시험

제1관  등록시험

제12.3.1.1조(대상) 전력거래소는 제12.2.2조에 따라 전력거래를 개시하고자 등록 신청한 신규 표준DR, 중소형DR, 제주DR에 대하여 등록시험을 시행하여야 한다. <개정 2019.11.07., 개정 2023.8.30.>

제12.3.1.2조(검증항목 및 일시) ① 전력거래소는 다음 각 호에 해당하는 수요반응자원의 기능을 검증하여야 한다.

1. 의무감축용량

2. 감축준비시간

② 전력거래소는 등록시험의 감축지속시간을 3시간∼4시간으로 적용한다. 단, 중소형DR, 제주DR의 감축지속시간은 1시간을 적용한다. <개정 2018.6.15., 2022.5.31.>

<생   략>

④ 표준, 중소형DR 등록시험은 평일 09시부터 20시 사이(12시~13시 제외)에 시행하며, 제주DR 등록시험은 평일 10시부터 21시 사이에 시행한다. <개정 2022.5.31.>

제2관  감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.4.30., 2023.6.30.>

<생   략>

<신   설>

2. 국민DR [신설 2019.11.07.]

가. 매월 20일 기준 해당 월에 제5.3.1조 또는 제5.3.7조에 따른 전력수요 의무감축요청이 실시되지 않았을 경우, 해당 월 마지막 평일까지 1회 시행한다. [신설 2019.11.07.]

<생   략>

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목에 따른 감축재시험 대상 중 재시험을 희망하지 않는 수요반응자원 또는 감축재시험의 평균 감축이행률이 97% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 평균 감축이행률을 곱한 값으로 의무감축용량을 조정하여 감축재시험일의 영업일 10일 후부터 적용하여야 한다. [신설 2019.12.31] <개정 2023.6.30., 2024.8.1.>

<생   략>

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래 <본절명칭변경 2021.1.1.>

제1관  전력거래기간

제12.4.1.1조(전력거래기간) 수요관리사업자는 제12.3.1.4조에 따라 등록된 표준DR, 중소형DR, 제주DR 및 제12.2.2조에 따라 등록된 국민DR, 주파수DR에 한하여 제12.2.2조의 전력거래기간 중 전력거래를 할 수 있다. <개정 2018.5.31., 2019.11.07., 2020.11.01., 2023.8.30.>

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.7.8., 2022.5.31.>

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다. <개정 2022.5.31.>

1. 표준, 중소형DR 월별 고정기본정산금단가

DRT : 육지 지역 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

2. (생  략)

DRT : 제주 지역 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(10~21시)

<신   설>

<생   략>

제2관  자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. “관공서의 공휴일에 관한 규정”에서 규정한 공휴일, 토요일을 제외한 평일의 거래일에 대해서 입찰할 수 있다.

<생   략>

③ 주파수DR 및 플러스DR은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. [신설 2019.12.31.] <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.18.>

<생   략>

제3관  실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래

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. <개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.1., 2024.3.28.>

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) <개정 2019.12.31.>

2. 국민DR

평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 6시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) 단, 육지 및 제주지역을 구분하여 상기 시간 중 자발적 수요증대 또는 실시간 전력수요 증대요청 거래시간을 제외하고 가능 <개정 2015.9.30., 2016.12.30., 2019.11.07., 2022.5.31., 2024.3.28.>

3. 제주DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 평일(「관공서의 공휴일에 관한 규정」의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 10시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) [신설 2022.5.31.]

<신   설>

② 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청은 수요반응자원별 아래 표에 따라 이루어져야 하며 중소형DR, 제주DR, 국민DR에 대한 일일 전력수요 의무감축요청은 비연속적으로 이루어져야 한다. <개정 2019.12.31., 2022.5.31., 2022.12.22.>

구분	표준DR	중소형DR	제주DR	국민DR
전력수요 의무감축요청 발령시각 (감축준비시간)	감축시작시각 최소 60분 전	좌 동	좌 동	감축시작시각 최소 30분 전
일일 전력수요 의무감축요청 한도	2회	2회	2회	2회
의무감축지속시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	1시간	좌 동
전력거래기간 내 총 감축시간 한도 (추가등록 자원)	60시간 (30시간)	좌 동	좌 동	해당사항 없음

③ <개정 2016.12.30.> <삭제 2019.11.07.>

<신 설>

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 영업일 7일 이내에 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2022.5.31., 2023.6.30., 2024.8.1.>

<생   략>

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가 <본절명칭변경 2021.1.1.>

<생   략>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가 <본관명칭변경 2021.1.1.>

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 다음 각 호의 기준에 따라 거래시간별 고객기준부하를 산정한다. <개정 2019.11.07., 2021.12.28.>

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.5.31.>

수요관리사업자가 수요반응참여고객 등록 시 선택한 참여고객별 고객기준부하 산정방식 및 옵션에 따라 수요반응참여고객별 산정한다.

<생   략>

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. <개정 2019.11.07., 2021.12.28.>

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.5.31.>

제12.5.2.1조에 따라 거래시간별 수요반응참여고객단위 고객기준부하를 산정 후 거래시간별 실제 부하감축시간동안 수요반응참여고객의 사용전력량을 차감하여 산출한다.

<생   략>

③ 감축일 감축시간대에 수요반응참여고객의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우, 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. [신설 2020.7.8.]

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 주파수DR <개정 2020.11.01., 2022.5.31.>

사용전력량 데이터 누락이 발생한 수요반응참여고객의 해당 거래시간 전력부하감축량은 “0”으로 적용한다.

<생   략>

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. <개정 2019.11.07.>

1. 표준DR, 중소형DR, 제주DR <개정 2022.5.31.>

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하감축량을 제12.5.2.3조에 따라 산정 후 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

<생   략>

제7절  수요반응자원의 전력부하증대량 거래

[본절신설 2021.1.1]

<생   략>

제3관	자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2022.5.31.]

제12.7.3.1조(전력거래 요건)  <조번호 변경 2022.5.31.> 수요반응자원의 자발적 수요증대에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. 매일 9시에서 18시까지에 대해서 입찰할 수 있다. <개정 2021.4.30., 2022.5.31>

2. 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 증대가능용량은 0.01MWh 이상이어야 한다.

3. 표준DR, 중소형DR, 제주DR, 국민DR, 주파수DR은 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

제12.7.3.8조(증대계획량 산정) <조번호변경 및 개정 2022.5.31., 2024.3.28.>

<생   략>

⑤ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에도 불구하고 동일 시간대에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 해당 거래시간 모든 수요반응자원의 증대계획량을 “0”으로 조정하고, 조정내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하여야한다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

제4관	실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2022.5.31.]

제12.7.4.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청)

<생   략>

② 동일 시간대에 표준DR, 중소형DR 또는 제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 기 발령된 실시간 전력수요 증대요청을 취소할 수 있다.

제5장 전력계통 운영

제1절 발전계획

제5.1.4조(운영예비력 저하 또는 저하예상 시 조치) ① 공급능력의 안정적 확보를 위해 운영예비력 수준이 제3항의 규정에 해당될 경우에는 해당 조치사항 등을 산업통상자원부장관, 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자에게 통보하여야 한다. 다만 공급예비력(운영예비력)이 제3항의 “준비단계” 혹은 “관심단계”에 해당될 경우에는 전력거래소가 공급예비력(운영예비력) 수준과 조치사항의 경제적 비용, 지속시간 및 시행준비 시간 등을 고려하여 조치사항을 선택하고 협의·조정·시행할 수 있다.

② 제1항에 따라 통보받은 전기사업자, 자가용전기설비설치자 및 수요관리사업자는 운영예비력 저하를 해소하기 위하여 별도의 행위를 한 때에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.

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	구분
4,500이상 5,500미만	준비 (경보수준 아님)	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%) ㅇ<삭제 2021.9.18.> ㅇ전력수급대책 기구 구성·운영 ㅇ수급경보 “관심” 발령	공급예비력
3,500이상 4,500미만	관심 (Blue)		운영예비력
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)	“

제5.3.1조(급전지시) (생  략)

⑥ 전력거래소는 다음 각 호의 경우 제12.4.3.1조의 규정에 따라 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 할 수 있다. 다만 제3, 4, 5호의 경우는 제12.1.1조 제11호에 따른 국민 수요반응자원을 등록한 수요관리사업자에 한하여 적용한다.

1. 삭 제

2. 운영예비력이 6,500MW 미만이거나 예상되는 경우

(단, 제주계통은 운영예비력 80MW 미만이거나 예상되는 경우)

제12장 수요반응자원의 거래 [본장신설 2014.11.3.]

제1절 통칙

제12.1.1조(용어의 정의) (생  략)

30. “휴일 표준 수요반응자원(이하 ‘H-표준DR’이라 한다)”이라 함은 전기사용자가 판매사업자 또는 구역전기사업자와 체결한 전기사용계약 종별에 대한 제한 없이 모든 계약 종별의 전기사용자를 참여고객으로 하고, 봄철(3월 1일~5월 31일 및 같은 연도 설 연휴)과 가을철(9월 1일~11월 30일) 중 “관공서의 공휴일에 관한 규정”에 따른 공휴일 및 토요일(이하 ‘휴일’이라 한다)에 참여하는 수요반응자원을 말한다.

31. “휴일 중소형 수요반응자원(이하 ‘H-중소형DR’이라 한다)”이라 함은 판매사업자 또는 구역전기사업자와 일반용, 주택용, 농사용, 교육용 전력의 전기사용계약을 체결한 전기사용자 및 산업용 전력 2㎿ 이하의 전기사용계약을 체결한 전기사용자를 수요반응참여고객으로 하고, 봄철(3월 1일~5월 31일 및 같은 연도 설 연휴)과 가을철(9월 1일~11월 30일) 중 휴일에 참여하는 수요반응자원을 말한다.

32. “휴일 제주 수요반응자원(이하 ‘H-제주DR’이라 한다)”이라 함은 제주지역 전기사용자가 제주계통의 판매사업자 또는 구역전기사업자와 체결한 전기사용계약 종별에 대한 제한 없이 모든 계약 종별의 전기사용자를 참여고객으로하고, 봄철(3월 1일~5월 31일 및 같은 연도 설 연휴)과 가을철(9월 1일~11월 30일) 중 휴일에 참여하는 수요반응자원을 말한다.

제2절  전력거래자, 수요반응자원, 수요반응참여고객 등록, 변경, 말소

<절제목 변경 2024.2.13.>

<생   략>

제12.2.2조(수요반응자원의 등록) ① 제12.2.1조에 따라 전력거래자로 등록한 수요관리사업자는 수요반응자원을 초기 또는 추가등록할 수 있다. 이 경우, 다음 각 호에 명시된 초기 또는 추가등록 신청기간 내에 제4항에 따른 등록 신청서류를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 제4항 제1호의 서류는 전자문서로 제출할 수 있으며 전자문서로 제출시 전자서명법에 의한 인증서를 사용하여 전자서명을 실시해야 한다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15., 2019.11.07., 2024.2.13., 2024.7.31.>

<생   략>

2. H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR

구분	등록 신청기간	등록 완료일	전력거래기간
초기등록	10월10일∼10월20일	11월30일	다음해 봄철 (3월1일~5월31일 및 같은 연도 설 연휴) 가을철 (9월1일~11월30일)
추가등록	4월10일∼4월20일	5월31일	가을철 (9월1일~11월30일)

3. 국민DR

<생   략>

4. 주파수DR, 플러스DR

<생   략>

③ 수요반응자원의 등록요건은 다음 각 호와 같으며 제1항의 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 만족하여야 한다. <항번호 변경 및 개정 2017.12.29., 2019.11.07., 2024.2.13., 2024.3.28.>

1. 수요반응자원의 등록은 1개의 수요반응자원에 대하여 1개의 등록을 원칙으로 한다.

2. 수요반응자원은 다음 각 목에 따라 지역별로 구분하여 등록하여야 한다. <개정 2019.11.07., 2022.5.31., 2024.2.13., 2024.3.28.>

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR : 수도권, 비수도권

나. 제주DR/H-제주DR, 플러스DR : 제주권

다. 국민DR, 플러스DR : 육지권, 제주권

이때, 플러스DR의 육지권은 별지 제101-5호 서식에 따라 세부 지역별로 구분하여 등록한다.

라. 주파수DR : 육지권

3. 개별 수요반응자원의 의무감축용량은 다음 표의 내용을 만족하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2020.7.8., 2020.11.01., 2022.5.31., 2024.2.13.>

구분	의무감축용량
표준DR/H-표준DR	10㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
중소형DR/H-중소형DR	2㎿ 초과 ~ 50㎿ 이하
제주DR/H-제주DR	2㎿ 초과 ~ 500㎿ 이하
국민DR	제한없음
주파수DR	1MW 이상 (감축예상용량)

4. 개별 수요반응자원의 수요반응참여고객 수는 다음 각 호를 만족하여야 한다. <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2022.5.31., 2024.2.13.>

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR, 국민DR : 10개 이상

나. 주파수DR, 플러스DR : 1개 이상

<생   략>

제12.2.2조의2(수요반응자원 의무감축용량 상한 및 재배분) ① 전력거래소는 H-표준DR/H-중소형DR/H-제주DR 수요반응자원의 의무감축용량 상한을 등록신청 전 별도로 공지한다.

② 제12.2.2조 제1항 제2호에 따른 등록기간 이후 등록 신청된 의무감축용량의 합계가 제1항의 상한을 초과할 경우, 전력거래소는 아래 식에 따라 수요반응자원별 의무감축용량을 재배분하고, 재배분 결과를 제12.3.1.2조 제3항의 등록시험 시행 기간의 영업일 3일 이전까지 수요관리사업자에게 통지한다.

RORCi,t = mORCi,t + max(0, ORCC - [eqn: rm sum _{i} ^{eqalign{H-표준DR,`H-중소형DR,# ```````````````````````````H-제주DR}}]mORCi,t) × [eqn: rm {ORC _{i,t} `-mORC _{i,t} `} over {sum _{i} ^{eqalign{H-표준DR,`H-중소형DR# ```````````````````````````H-제주DR}} (ORC _{i,t} `-mORC _{i,t} )}]

여기서,

RORCi,t : 재배분된 개별 수요반응자원의 의무감축용량

ORCC : 전체 수요반응자원의 의무감축용량 상한

ORCi,t : 개별 수요반응자원의 의무감축용량

mORCi,t : 수요반응자원의 종류별 최소 의무감축용량(H-표준DR의 경우 10.001, H-중소형DR 및 H-제주DR의 경우 2.001)

③ 제2항의 식에 따라 재배분된 의무감축용량의 합계가 제1항의 상한을 초과할 경우, 재배분된 의무감축용량을 기준으로 등록시험을 시행하고, 제12.3.1.4조에 따라 조정한다. 제12.3.1.4조에 따라 조정된 의무감축용량의 합계가 제1항의 상한을 초과할 경우, 아래 각 목에 따라 등록을 완료한다.

가. ORCC - [eqn: rm sum _{i} ^{n-1}]RRORCi,t ≥ RRORCn,t일 경우, n번째 수요반응자원을 등록한다.

나. ORCC - [eqn: rm sum _{i} ^{n-1}]RRORCi,t < RRORCn,t일 경우, n번째 수요반응자원을 등록하지 않고, RRORCn,t를 0으로 변경한다.

다. n+1번째 수요반응자원에 대해 가목과 나목의 절차를 시행한다.

여기서,

n번째 수요반응자원 : 등록시험에 참여한 수요반응자원 중 등록시험의 평균 감축이행률이 n번째로 높은 수요반응자원

RRORCn,t : n번째 수요반응자원의 등록시험의 결과에 따라 조정된 의무감축용량

ORCC : 전체 수요반응자원의 의무감축용량 상한

제12.2.3조(수요반응참여고객의 등록) ① 제12.2.2조에 따라 등록 신청 또는 등록 완료된 수요반응자원에 수요반응참여고객을 신규 등록하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호에 명시된 수요반응자원별 수요반응참여고객 등록 신청기간 내에 제4항에 따른 등록 신청서류를 전력거래소에 제출하여야 한다. 다만, 제4항 제1호의 서류는 전자문서로 제출할 수 있으며 전자문서로 제출시 전자서명법에 의한 인증서를 사용하여 전자서명을 실시해야 한다. <개정 2015.9.30., 2018.6.15., 2019.12.31., 2020.7.8., 2020.11.01., 2024.2.13., 2024.7.31.>

1. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR, 플러스DR, 주파수DR <개정 2021.1.1., 2021.12.28. 2022.5.31., 2023.6.30., 2024.2.13.>

구분	신청 기간	거래 적용일
동계	10월 10일 ∼ 10월 20일	12월 1일
춘계	2월 15일 ∼ 2월 20일	3월 1일
하계	4월 10일 ∼ 4월 20일	6월 1일
추계	8월 15일 ∼ 8월 20일	9월 1일

<생   략>

③ 수요반응참여고객의 등록요건은 다음 각 호와 같으며, 제1항의 등록 신청기간 종료일부터 전력거래기간 종료일까지 이를 유지하여야 한다. <항번호 변경 및 개정 2017.12.29., 2019.11.07., 2024.2.13., 2024.3.28.>

<생   략>

2. 1개의 수요반응참여고객은 1개의 수요반응자원에 등록함을 원칙으로 한다. 단, H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR, 주파수DR, 플러스DR의 수요반응참여고객에 한하여, 다른 종류의 수요반응자원과 중복하여 등록할 수 있다.  <호번호 변경 및 개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2024.2.13.>

<생   략>

4 .「계량에 관한 법률」제14조에 따라 형식승인을 받은 전력량계가 사용되어야 하며, 전력거래소가 정하여 공고하는 요구기준(이하 “전력거래소 요구기준”이라 한다)에 따라 설치 및 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. 다만, 피크저감용ESS를 사용하여 H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR, 육지 플러스DR에 등록하는 수요반응참여고객의 전력량계는 ESS 사용전력량만 계량될 수 있도록 설치하여야 한다. <호번호 변경 및 개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2023.6.30., 2024.2.13., 2024.3.28.>

<생   략>

6. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR에 등록하는 수요반응참여고객은 전력거래소 요구기준에 따라 사용전력량 감시기기를 설치하고 5분 단위 실시간 사용전력량 데이터를 전송하여야 한다. 단, 제4호의 전력량계가 감시기기 요구조건을 충족할 경우, 감시기기 설치를 생략할 수 있다. <개정 2017.12.29., 호번호 변경 및 개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2021.1.1., 2022.5.31., 2024.2.13.>

<생   략>

④ 수요반응참여고객의 등록에 필요한 등록신청서 및 첨부서류는 다음 각 호와 같다. 다만, 동일 수요관리사업자가 연속하여 등록하는 수요반응참여고객의 경우, 변동사항이 없는 서류의 제출은 생략할 수 있다. <항번호 변경 및 개정 2024.2.13.>

<생   략>

6. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 수요반응참여고객의 경우 제2항 제6호에 따른 실시간 전력량 감시기기 관련 서류 일체 [신설 2017.12.29.] <개정 2019.11.07., 2024.2.13.>

<생   략>

제12.2.8조(수요반응참여고객 이동) (생  략)

② 제1항에도 불구하고 제12.2.2조 제1항에 따라 초기등록된 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR 수요반응자원 중 실시간 전력수요의무감축요청에 따른 거래에서 거래시행일별 평균 감축이행률이 80% 미만인 날이 2회 이상인 수요반응자원의 경우에는 타 수요반응자원으로 이동시킬 수 없다. [신설 2024.7.31.]

<생   략>

제3절  등록시험 및 감축시험

제1관  등록시험

제12.3.1.1조(대상) 전력거래소는 제12.2.2조에 따라 전력거래를 개시하고자 등록 신청한 신규 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR에 대하여 등록시험을 시행하여야 한다. <개정 2019.11.07., 개정 2023.8.30.>

제12.3.1.2조(검증항목 및 일시) ① 전력거래소는 다음 각 호에 해당하는 수요반응자원의 기능을 검증하여야 한다.

1. 의무감축용량

2. 감축준비시간

② 전력거래소는 등록시험의 감축지속시간을 다음 각 호에 따라 적용한다. <개정 2018.6.15., 2022.5.31.>

1. 표준DR/H-표준DR : 3시간~4시간

2. 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR : 1시간

<생   략>

④ 등록시험은 다음 각 호의 시간에 시행한다. <개정 2022.5.31.>

1. 표준DR, 중소형DR : 영업일 09시~20시(12시~13시 제외)

2. 제주DR : 영업일 10시~21시

3. H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR : 휴일 10시~17시

제2관  감축시험

제12.3.2.1조(감축시험) ① 전력거래소는 제5.3.1조의 전력수요 의무감축요청 조건과 상관없이 다음 각 호에 따라 전력거래에 참여 중인 수요반응자원을 대상으로 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험을 시행한다. 단, 주파수DR 및 플러스DR은 시행하지 아니한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.4.30., 2023.6.30.>

<생   략>

2. H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR

가. 감축시험은 3월 및 9월 1~2주(주차 기준은 ISO 8601을 따름)에, 감축재시험은 3월 및 9월 3~4주에 시행함을 원칙으로 한다. H-표준DR의 감축지속시간은 1~4시간으로 하며, H-중소형DR 또는 H-제주DR의 감축지속시간은 1시간으로 한다.

나. 감축시험은 시험기간 내 전체 자원에 대하여 불시에 시행한다.

다. 감축재시험은 당월 감축시험 및 감축시험을 대체하는 전력수요 의무감축요청의 평균 감축이행률이 97% 미만이거나 시간대별 최소 감축이행률이 70% 미만인 자원 중 재시험을 희망하는 자원을 대상으로 시험기간 내 불시에 시행한다.

라. 감축시험 및 감축재시험 기간에 전력수요 의무감축요청을 받은 자원은 해당 기간 첫 번째 전력수요 의무감축 실적으로 시험을 대체한다.

3. 국민DR [신설 2019.11.07.]

가. 매월 20일 기준 해당 월에 제5.3.1조 또는 제5.3.7조에 따른 전력수요 의무감축요청이 실시되지 않았을 경우, 해당 월 마지막 영업일까지 1회 시행한다. [신설 2019.11.07.]

<생   략>

⑦ 전력거래소는 제1항 제1호 다목 및 제1항 제2호 다목에 따른 감축재시험 대상 중 재시험을 희망하지 않는 수요반응자원 또는 감축재시험의 평균 감축이행률이 97% 미만인 수요반응자원에 대해서 해당 수요반응자원의 의무감축용량에 평균 감축이행률을 곱한 값으로 의무감축용량을 조정하여 감축재시험일의 영업일 10일 후부터 적용하여야 한다. [신설 2019.12.31] <개정 2023.6.30., 2024.8.1.>

<생   략>

제4절  수요반응자원의 전력부하감축량 거래 <본절명칭변경 2021.1.1.>

제1관  전력거래기간

제12.4.1.1조(전력거래기간) 수요관리사업자는 제12.3.1.4조에 따라 등록된 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR 및 제12.2.2조에 따라 등록된 국민DR, 주파수DR에 한하여 제12.2.2조의 전력거래기간 중 전력거래를 할 수 있다. <개정 2018.5.31., 2019.11.07., 2020.11.01., 2023.8.30.>

제12.4.1.2조(고정기본정산금단가의 결정 및 공개) ① 전력거래소는 해당 전력거래기간에 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR에 적용될 월별 고정기본정산금단가를 결정하고 그 내용을 공개하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.12.31., 2020.7.8., 2022.5.31.>

② 월별 고정기본정산금단가 결정 방식은 다음과 같다. <개정 2022.5.31.>

1. (생  략)

DRT : 육지 지역 수요반응자원의 거래월별 영업일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

2. (생  략)

DRT : 제주 지역 수요반응자원의 거래월별 영업일 의무감축시간대(10~21시)

3. H-표준, H-중소형DR, H-제주DR 월별 고정기본정산금단가 =

[eqn: rm sum _{t} ^{DRT}] DRHCFi,t

DRHCFi,t = RCPi

여기서,

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량단가

RCPi : 2004년 이전에 진입한 발전기에 적용되는 기준용량가격(H-표준DR, H-중소형DR의 경우 육지지역, H-제주DR의 경우 제주지역 발전기 기준)

DRT : 휴일 수요반응자원의 거래월별 휴일 의무감축시간대(10시~17시)

<생   략>

제2관  자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래

제12.4.2.1조(전력거래 요건) ① 수요반응자원의 자발적 수요감축에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. “관공서의 공휴일에 관한 규정”에서 규정한 공휴일, 토요일을 제외한 영업일의 거래일에 대해서 입찰할 수 있다.

<생   략>

③ H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR, 주파수DR 및 플러스DR은 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. [신설 2019.12.31.] <개정 2020.11.01., 2021.1.1., 2021.9.18.>

<생   략>

제3관  실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 수요반응자원의 거래

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. <개정 2019.11.07., 2019.12.31., 2020.11.01., 2021.1., 2024.3.28.>

1. 표준DR 또는 중소형DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 영업일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 9시에서 20시 사이(12시에서 13시까지는 제외)의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) <개정 2019.12.31.>

2. 국민DR

영업일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 6시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) 단, 육지 및 제주지역을 구분하여 상기 시간 중 자발적 수요증대 또는 실시간 전력수요 증대요청 거래시간을 제외하고 가능 <개정 2015.9.30., 2016.12.30., 2019.11.07., 2022.5.31., 2024.3.28.>

3. 제주DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 영업일(「관공서의 공휴일에 관한 규정」의 “공휴일” 및 토요일 외의 날) 10시에서 21시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능) [신설 2022.5.31.]

4. H-표준DR, H-중소형DR 또는 H-제주DR

수요반응자원별 전력수요 의무감축요청량(의무감축용량), 봄철(3월 1일~5월 31일 및 같은 연도 설 연휴)과 가을철(9월 1일~11월 30일) 중 휴일(「관공서의 공휴일에 관한 규정의 “공휴일” 및 토요일) 10시에서 17시 사이의 감축시작시각 및 감축종료시각(매시 정각, 15분, 30분, 45분에 발령 가능)

② 수요관리사업자에 대한 전력수요 의무감축요청은 수요반응자원별 아래 표에 따라 이루어져야 하며 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR, 국민DR에 대한 일일 전력수요 의무감축요청은 비연속적으로 이루어져야 한다. <개정 2019.12.31., 2022.5.31., 2022.12.22.>

구분	표준DR	중소형DR	제주DR	H-표준DR	H-중소형DR	H-제주DR	국민DR
전력수요 의무감축요청 발령시각 (감축준비시간)	감축시작시각 최소 60분 전	좌 동	좌 동	좌 동	좌 동	좌 동	감축시작시각 최소 30분 전
일일 전력수요 의무감축요청 한도	2회	2회	2회	2회	2회	2회	2회
의무감축지속시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	1시간	최소 1시간 최대 4시간	1시간	1시간	1시간
전력거래기간 내 총 감축시간 한도 (추가등록 자원)	60시간 (30시간)	좌 동	좌 동	12시간 (6시간)	좌 동	좌 동	해당사항 없음

④ 제1항 및 제2항에 따라 요청받은 수요관리사업자는 전력수요의무감축요청 이행을 위하여 조치를 한 경우에는 이를 즉시 전력거래소에 통지하여야 한다.

제12.4.3.2조(전력거래 제한) ① 전력거래소는 제12.3.2.1조에 따른 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험과 제12.4.3.1조에 따른 실시간 전력수요 의무감축요청에 참여한 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 감축시행일별 평균 감축이행률 80% 미만 횟수가 3회 이상인 경우, 해당 수요반응자원의 수요관리사업자에게 감축시행일로부터 영업일 7일 이내에 전력거래제한 예고를 하여야 한다. 단, 추가등록자원은 2회 이상일 경우 전력거래제한 예고를 하여야 한다. <개정 2016.12.30., 2019.11.07., 2019.12.31., 2022.5.31., 2023.6.30., 2024.8.1.>

<생   략>

제5절  사용전력량 데이터 관리 및 전력부하감축(증대)량 평가 <본절명칭변경 2021.1.1.>

<생   략>

제2관  전력부하감축(증대)거래량 평가 <본관명칭변경 2021.1.1.>

제12.5.2.1조(고객기준부하 산정) ① 전력거래소는 다음 각 호의 기준에 따라 거래시간별 고객기준부하를 산정한다. <개정 2019.11.07., 2021.12.28.>

1. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR <개정 2022.5.31.>

수요관리사업자가 수요반응참여고객 등록 시 선택한 참여고객별 고객기준부하 산정방식 및 옵션에 따라 수요반응참여고객별 산정한다.

<생   략>

제12.5.2.3조(전력부하감축량 평가) ① 거래시간별 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. <개정 2019.11.07., 2021.12.28.>

1. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR <개정 2022.5.31.>

제12.5.2.1조에 따라 거래시간별 수요반응참여고객단위 고객기준부하를 산정 후 거래시간별 실제 부하감축시간동안 수요반응참여고객의 사용전력량을 차감하여 산출한다.

<생   략>

③ 감축일 감축시간대에 수요반응참여고객의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 경우, 전력부하감축량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. [신설 2020.7.8.]

1. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR 주파수DR <개정 2020.11.01., 2022.5.31.>

사용전력량 데이터 누락이 발생한 수요반응참여고객의 해당 거래시간 전력부하감축량은 “0”으로 적용한다.

<생   략>

제12.5.2.4조(전력부하감축거래량 평가) ① 전력부하감축거래량은 다음 각 호의 기준에 따라 평가한다. <개정 2019.11.07.>

1. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR <개정 2022.5.31.>

수요반응자원을 구성하는 수요반응참여고객별 전력부하감축량을 제12.5.2.3조에 따라 산정 후 모든 수요반응참여고객의 전력부하감축량을 합하여 산출한다.

<생   략>

제7절  수요반응자원의 전력부하증대량 거래

[본절신설 2021.1.1]

<생   략>

제3관	자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2022.5.31.]

제12.7.3.1조(전력거래 요건)  <조번호 변경 2022.5.31.> 수요반응자원의 자발적 수요증대에 대해 입찰하고자 하는 수요관리사업자는 다음 각 호의 전력거래 요건을 준수하여야 한다.

1. 매일 9시에서 18시까지에 대해서 입찰할 수 있다. <개정 2021.4.30., 2022.5.31>

2. 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 수요관리사업자가 입찰할 수 있는 거래시간별 수요반응자원의 증대가능용량은 0.01MWh 이상이어야 한다.

3. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR, 국민DR, 주파수DR은 자발적 수요증대에 따른 수요반응자원의 거래에 참여할 수 없다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

제12.7.3.8조(증대계획량 산정) <조번호변경 및 개정 2022.5.31., 2024.3.28.>

<생   략>

⑤ 전력거래소는 제1항 및 제2항의 규정에도 불구하고 동일 시간대에 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 해당 거래시간 모든 수요반응자원의 증대계획량을 “0”으로 조정하고, 조정내역을 수요관리사업자에게 즉시 공지하여야한다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

제4관	실시간 전력수요 증대요청에 따른 수요반응자원의 거래 [본관신설 2022.5.31.]

제12.7.4.1조(수요관리사업자에 대한 전력수요 증대요청)

<생   략>

② 동일 시간대에 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 전력수요 의무감축요청이 발령될 경우, 기 발령된 실시간 전력수요 증대요청을 취소할 수 있다.

·신뢰성DR 발령기준 변경에 따른 수요관리사업자 삭제

·신뢰성DR 발령기준 변경에 따른 조치사항 삭제

·신뢰성DR 발령기준 변경

·휴일 표준 수요반응자원 용어의 정의

·휴일 중소형 수요반응자원 용어의 정의

·휴일 제주 수요반응자원 용어의 정의

·휴일 수요반응자원의 거래기간

·호번호 수정

·휴일 수요반응자원의 지역구분

·휴일 수요반응자원 의무감축용량

·휴일 수요반응자원의 참여고객 수 기준

·휴일 수요반응자원 의무감축용량 상한 및 상한 초과 시 처리 기준

·휴일 수요반응자원의 등록 신청기간

·평일 수요반응자원 참여고객의 휴일 중복 참여 명확화

·피크저감용ESS 개별 참여고객 등록시 전력량계 사용기준 명확화

·휴일 수요반응자원 참여고객의 감시기기 요건

·휴일 수요반응자원 참여고객의 첨부서류

·휴일 수요반응자원 참여고객 이동 기준

·휴일 수요반응자원의 등록시험

·휴일 수요반응자원의 감축지속시간

·휴일 수요반응자원의 등록시험 시행 시간

·휴일 수요반응자원의 감축시험

·호 번호 변경

·용어 통일

·휴일 수요반응자원의 감축재시험 선택

·휴일 수요반응자원 전력거래기간

·용어 통일

·용어 통일

·휴일 수요반응자원 고정기본정산금단가

·용어 통일

·휴일 수요반응자원의 자발적DR 참여 제한

·용어 통일

·휴일 수요반응자원의 전력수요 의무감축 요청 기준

·휴일 수요반응자원의 전력수요 의무감축 요청 세부 내용

·전력수요 의무감축요청 이행시 통지 조항 추가

·휴일 수요반응자원의 전력거래 제한

·휴일 수요반응자원 참여고객의 고객기준부하 산정

·휴일 수요반응자원 참여고객의 감축량 평가

·휴일 수요반응자원 참여고객의 데이터 누락시 평가

·휴일 수요반응자원의 감축거래량 평가

·휴일 수요반응자원의 전력거래 요건

·휴일 신뢰성DR 발령시 플러스DR 증대계획량 조정

·휴일 신뢰성DR 발령시 플러스DR 전력수요 증대요청 취소

부  칙 (2024.12.XX.)

제0조(신뢰성DR 발령기준 변경 및 휴일 운영을 위한 규칙개정 사항에 대한 적용례) ①제12장, 별표26, 별표28, 별지 제101-1호, 별지 제101-2호, 별지 제102-1호, 별지 제102-5호 서식의 휴일 수요반응자원과 관련된 개정규정은 전산시스템을 보완하여 규칙개정 공고일로부터 12개월 이내에 수요반응자원 전력거래시스템에 공지하는 날로부터 시행한다. 이때 휴일 수요반응자원의 초기 등록신청기간 및 초기 전력거래기간 등을 별도 공지하여 운영할 수 있고,필요시 수기로 운영한다.

② 제1항의 휴일 수요반응자원 운영에 관한 규칙개정 사항은 2026년12월31일까지 시행한 후 운영 규모, 정산 방식 등을 재검토 한다.

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3., 2019.12.13.>

1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령하여 전력부하감축을 시행한다. 단, 제주수요반응 자원의 경우, ‘제주지역 전력수급분야 위기대응 현장조치 매뉴얼’의 예비력저하 또는 예상시 조치절차에 따라 조치한다. <개정 2019.12.31., 2022.5.31.>

[별표 12]

비상시 급전지시 절차

7.2.2.1  수급경보 발령전(공급예비력 5,500MW 이하 발생 및 예상시) 혹은 『수급경보 관심(Blue)』 발령시 <개정 2011.6.30, 2011.12.2, 2012.5.31., 2012.12.3., 2019.12.13.>

1. 전력거래소는 수요관리사업자에게 전력수요 의무감축요청을 발령하여 전력부하감축을 시행한다. 단, 제주수요반응 자원의 경우, ‘제주지역 전력수급분야 위기대응 현장조치 매뉴얼’의 예비력저하 또는 예상시 조치절차에 따라 조치한다. <개정 2019.12.31., 2022.5.31.>

·신뢰성DR 발령기준 변경에 따른 삭제

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

<생   략>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권)

나. 제주DR, 국민DR(제주권)

<생   략>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2022.12.22., 2023.8.30., 2024.8.1.>

<생   략>

가. 표준DR, 중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) <개정 2017.12.29., 2022.5.31., 2023.8.30.>

표준, 중소형DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 육지 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 육지 SMP로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

<생   략>

RDRT : 국민DR의 거래월별 평일 의무감축시간대(06~21시)

<생   략>

나. 제주DR, 국민DR(제주권) <개정 2022.5.31., 2023.8.30., 2024.8.1.>

제주DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 제주 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 실시간에너지가격(RT_SMPt,q)의 산술평균으로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

<생   략>

RDRT : 국민DR의 거래월별 평일 의무감축시간대(06~21시)

<생   략>

4. 의무감축용량에 대한 정산 <번호변경 2020.11.01.>

수요반응자원의 기본정산금(DRBPi)은 수요반응자원의 의무감축용량에 대해 월별 고정기본정산금(DRFBPi)과 차등기본정산금(DRDBPi)을 합산하여 정산한다. 단, 국민DR에 대해서는 기본정산금을 지급하지 아니한다.

DRBPi,m = DRFBPi,m + DRDBPi,m

여기서,

DRBPi,m : 수요반응자원의 정산월별 기본정산금

DRFBPi,m : 수요반응자원의 정산월별 고정기본정산금

DRDBPi,m : 수요반응자원의 정산월별 차등기본정산금

<신   설>

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2021.1.1., 2022.5.31.>

수요반응자원의 고정기본정산금(DRFBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 고정성과연동형용량가격계수(FPCFi,m,k)를 곱한 값으로 정산한다.

DRFBPi,m = [eqn: sum _{k`=`m} ^{m} FBP _{i,m,k} `]

FBPi,m,k = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT}](ORCi,t × DRHCFi,k × FPCFi,m,k) × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대

(육지 : 09~12시, 13~20시 / 제주 : 10~21시)

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 지역별 기준용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별 용량가격계수

FPCFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

<신   설>

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2022.5.31.>

수요반응자원의 차등기본정산금(DRDBPi)은 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 대해 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 차등성과연동형용량가격계수(DPCFi,m,k)와 고정성과연동형용량가격계수(FPCFi,m,k)의 차이를 곱한 값으로 정산한다. 단, 차등기본정산금(DRDBPi)은 2월, 5월, 8월, 11월에만 정산한다.

DRDBPi,m = [[eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m} DBP _{i,m,k}] - [eqn: sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{`m-1} DRDBP _{i,k}] ] × DBPFm

DBPi,m,k = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT} `] { ORCi,t × DRHCFi,t × (DPCFi,m,k – FPCFi,m,k) } × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대

(육지 : 09~12시, 13~20시 / 제주 : 10~21시)

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 지역별 기준용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별용량가격계수

FPCFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정성과연동형용량가격계수

DPCFi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등성과연동형용량가격계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.3., 2020.7.8., 2021.1.1> <번호변경 2020.11.01.>

<생   략>

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

<개정 2022.5.31.>

수요관리사업자가 부담해야할 수요반응자원의 월별 기본위약금(BPCi,m)은 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)에 기본위약금 산정을 위한 성과연동형용량가격계수(BPPCFi)와 전력수요 의무감축요청 미이행량을 곱하고, 전력거래기간의 감축시간 한도에 전체 거래월 수로 나눈 값을 나누어 기본위약금계수를 곱한 값으로 정산한다. 이때 수요반응자원의 거래월의 기본정산금을 초과하는 기본위약금에 대해서는 다음 거래월 기본위약금에 가산하여 정산한다. 다만, 국민DR은 기본위약금을 면제한다. <개정 2017.12.29., 2018.6.15., 2020.7.8.>

BPCi,m = (FBPCi,m + DBPCi,m) × (1 – RDFi)

FBPCi,m = [eqn: rm` sum _{k=m} ^{m}] (FBPCCi,m,k-1 + IFBPCi,m,k)

FBPCCi,m,k = Min(IBPCi,m,k-1 – IFBPCi,m,k-1, FBPi,m,k)

IFBPCi,m,k = Min(IBPCi,m,k , FBPi,m,k – FBPCCi,m,k)

RBPCi,m,k = IBPCi,m,k – IFBPCi,m,k – FBPCCi,m,k+1

IBPCi,m,k = [eqn: rm {sum _{t} ^{DRT} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPPCF _{i,m,k}} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}}] × [eqn: rm sum _{t} ^{DRT _{}}]DRDi,t × BPCF × (1 – RDFi)

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0)

DBPCi,m = { [eqn: rm sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m}](DBPCCi,m,k + IDBPCi,m,k) - [eqn: rm sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m-1}]DBPCi,k } × DBPFm

DBPCCi,m,k = Min(RBPCi,m,k-1 – IDBPCi,m,k-1, DBPi,m,k)

IDBPCi,m,k = Min(RBPCi,m,k, DBPi,m,k – DBPCCi,m,k)

여기서,

BPCi,m : 수요반응자원의 정산월별 기본위약금

FBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 정산월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

FBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금

IFBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 기본위약금

RBPCi,m,k : 정산월 기준 거래월별 고정기본정산금 한도의 잔여 기본위약금

IBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 기본정산금 상한 적용 전 기본위약금

DRT : 수요반응자원의 거래월별 평일 의무감축시간대(09~12시, 13~20시)

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

BPPCFi,m,k : 기본위약금 산정을 위한 거래월별 성과연동형용량가격계수로 1을 적용

DRDi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청미이행량

BPCF : 전력수요 의무감축미이행량에 대한 기본위약금계수로 2를 적용한다.

MRTi : 전력거래기간별 수요반응자원의 최대감축시간

DRTMi : 수요반응자원별 거래기간의 전력거래월수(초기등록자원은 12, 추가등록자원은 6)

DBPCi,m : 수요반응자원의 전월 이월금을 합산한 정산월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCCi,m,k : 수요반응자원의 전월에서 이월된 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

DBPi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등 기본정산금

IDBPCi,m,k : 수요반응자원의 정산월 기준 거래월별 차등기본정산금 한도의 기본위약금

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(차등기본정산금 정산월의 경우 1 아니면 0)

Ⅵ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 <번호변경 2021.1.1., 개정 2022.5.31.>

<생   략>

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 <개정 2021.9.18., 2023.6.30.>

해당 거래기간의 전력거래 중인 전체 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 감축계획량의 합을 해당 수요반응자원의 일별 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉,

최대감축가능시간 =

[eqn: rm sum _{d} ^{거래기간}]	[eqn: rm sum _{d} ^{전체`자원}][eqn: rm sum _{t} ^{d}] { RSOi,t × (1 – DRTFi,t) + SSRi,t }
	[eqn: rm sum _{d} ^{전체`자원}]ORCi,d

여기서,

RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별 전력수요 의무감축요청량(MWh)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0)<개정 2023.6.30.>

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

[별표 26] [신설 2014.11.3.]

수요반응자원의 정산 기준

Ⅰ. 수요관리사업자에 대한 정산

<생   략>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) <개정 2022.5.31., 2024.2.13.>

나. 제주DR/H-제주DR, 국민DR(제주권) <개정 2024.2.13.>

<생   략>

2. 실시간 전력수요 의무감축요청에 따른 전력수요 의무감축이행량에 대한 정산 <개정 2019.12.31., 2021.1.1., 2021.9.18., 2022.5.31., 2022.12.22., 2023.8.30., 2024.8.1.>

<생   략>

가. 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 국민DR(수도권/비수도권) <개정 2017.12.29., 2022.5.31., 2023.8.30.>

표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 육지 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 육지 SMP로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

<생   략>

RDRT : 국민DR의 거래월별 영업일 의무감축시간대(06~21시)

<생   략>

나. 제주DR/H-제주DR, 국민DR(제주권) <개정 2022.5.31., 2023.8.30., 2024.8.1.>

제주DR/H-제주DR은 전력거래소 전력수요 의무감축요청량의 1.2배와 전력수요 의무감축이행량 중 작은 값에 대해서 해당 거래시간의 제주 MGP로 정산한다. 단, 감축시험 및 감축재시험의 경우 실시간에너지가격(RT_SMPt,q)의 산술평균으로 정산하며, 별표12의 규정에 따라 『수급경보 주의(Yellow)』 경보 발령 혹은 『수급경보 경계(Orange)』 경보 발령 시 전력거래소가 추가적인 전력부하감축을 지시한 경우에는 전력수요 의무감축이행량을 정산금 산정에 적용한다.

<생   략>

RDRT : 국민DR의 거래월별 영업일 의무감축시간대(06~21시)

<생   략>

4. 의무감축용량에 대한 정산 <번호변경 2020.11.01.>

수요반응자원의 기본정산금(DRBPi,m)은 수요반응자원의 의무감축용량에 대해 월별 고정기본정산금(DRFBPi,m)과 차등기본정산금(DRDBPi,m)을 합산하여 정산한다. 단, H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR의 경우 고정기본정산금만 지급하고, 국민DR의 경우 기본정산금을 지급하지 아니한다.

DRBPi,m = DRFBPi,m + DRDBPi,m

여기서,

DRBPi,m : 수요반응자원의 m월에 지급되는 기본정산금

DRFBPi,m : 수요반응자원의 m월에 지급되는 고정기본정산금

DRDBPi,m : 수요반응자원의 m월에 지급되는 차등기본정산금

기본정산금 정산 시, 거래월과 정산월을 구분한다. 거래월(k월)은 기본정산금 계산을 위한 의무감축용량(ORCi,k)의 기준이 되는 월을 의미하고, 정산월(m월)은 기본정산금이 지급되는 월을 의미한다.

가. 의무감축용량에 대한 고정기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2021.1.1., 2022.5.31.>

1) 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 고정기본정산금

m월에 정산되는 k월의 고정기본정산금(FBPi,m,k)은 k월의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t), 고정성과연동형용량가격계수(FPCFk)를 곱한 값이다.

<해당 내용은 아래로 이동함>

FBPi,m,k = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT _{i,`k}}](ORCi,t × DRHCFi,k × FPCFk) × (1 – RDFi) × (1 – HDRFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

FBPi,m,k : 수요반응자원의 m월에 정산되는 k월의 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

DRTi,k : 수요반응자원의 k월의 의무감축시간으로, 아래 표와 같음

자원 종류	의무감축시간
표준DR, 중소형DR	영업일 09시~20시(12시~13시 제외)
제주DR	영업일 10시~21시

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 지역별 기준용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별 용량가격계수

FPCFk : 비용위원회에서 결정한 k월의 고정성과연동형용량가격계수

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

HDRFi : 휴일 수요반응자원 계수(H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR에 해당할 경우 1 아니면 0)

2) H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR의 고정기본정산금

m월에 정산되는 k월의 고정기본정산금(FBPi,m,k)은 k월의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t)를 곱한 값이다.

FBPi,m,k = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT _{i,`k}}] ORCi,t × DRHCFi,k × (1 – RDFi) × HDRFi × 1000

DRHCFi,t = RCPi

여기서,

FBPi,m,k : 수요반응자원의 m월에 정산되는 k월의 의무감축용량에 대한 고정기본정산금

DRTi,k : 수요반응자원의 k월의 의무감축시간(봄철(3월 1일~5월 31일 및 같은 연도 설 연휴)과 가을철(9월 1일~11월 30일) 중 휴일 10시~17시)

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 시간대별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 2004년 이전에 진입한 발전기에 적용되는 지역별 기준용량가격

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

HDRFi : 휴일 수요반응자원 계수(H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR에 해당할 경우 1 아니면 0)

고정기본정산금은 정산월과 거래월이 동일하다. 즉, m월의 고정기본정산금 지급금은 해당 월의 고정기본정산금이다.

DRFBPi,m = FBPi,m,k

m = k

여기서,

DRFBPi,m : 수요반응자원의 m월에 정산되는 고정기본정산금(m월의 고정기본정산금 지급금)

나. 의무감축용량에 대한 차등기본정산금 정산 <개정 2020.7.8., 2022.5.31.>

m월에 정산되는 k월의 차등기본정산금(DBPi,m,k)은 k월의 시간대별 의무감축용량(ORCi,t)에 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t), 차등성과연동형용량가격계수(DPCFi,m,k)와 고정성과연동형용량가격계수(FPCFk)의 차이를 곱한 값이다.

<해당 내용은 아래로 이동함>

DBPi,m,k = [eqn: rm sum _{t} ^{DRT _{i,k}} `] { ORCi,t × DRHCFi,t × (DPCFi,m,k – FPCFk) } × (1 – RDFi) × (1 – HDRFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

여기서,

<해당 내용은 아래로 이동함>

DBPi,m,k : 수요반응자원의 m월에 정산되는 k월의 의무감축용량에 대한 차등기본정산금

DRTi,k : 수요반응자원의 k월의 의무감축시간으로, 아래 표와 같음

자원 종류	의무감축시간
표준DR, 중소형DR	영업일 09시~20시(12시~13시 제외)
제주DR	영업일 10시~21시

ORCi,t : 수요반응자원의 시간대별 의무감축용량

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

RCPi : 비용위원회에서 결정한 지역별 기준용량가격

RCFi : 비용위원회에서 결정한 적정 설비예비력을 고려한 가중치

TCFt : 비용위원회에서 결정한 시간대별용량가격계수

FPCFk : 비용위원회에서 결정한 k월의 고정성과연동형용량가격계수

DPCFi,m,k : m월 정산 시에 k월의 의무감축용량에 적용하는 차등성과연동형용량가격계수. 전력거래개시월부터 m월까지 누적된 거래실적에 따라 결정됨

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

HDRFi : 휴일 수요반응자원 계수(H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR에 해당할 경우 1 아니면 0)

차등기본정산금의 정산월은 2월, 5월, 8월, 11월이다. m월(2월, 5월, 8월, 11월)의 차등기본정산금 지급금은 전력거래개시월부터 m월까지의 의무감축용량에 대한 차등기본정산금의 합에서 기지급한 차등기본정산금 지급금을 차감하여 정산한다.

DRDBPi,m = ( [eqn: rm sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m}]DBPi,m,k - [eqn: rm sum _{eqalign{n`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{`m-1}]DRDBPi,n ) × DBPFm

여기서,

DRDBPi,m : 수요반응자원의 m월에 정산되는 차등기본정산금(m월의 차등기본정산금 지급금)

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(2월, 5월, 8월, 11월에 해당할 경우 1 아니면 0)

5. 위약금에 대한 정산 <개정 2019.12.3., 2020.7.8., 2021.1.1> <번호변경 2020.11.01.>

<생   략>

나. 실시간 전력수요 의무감축요청 미이행에 대한 기본위약금 정산

<개정 2022.5.31.>

수요관리사업자가 부담하는 전력수요 의무감축요청미이행량에 대한 기본위약금(BPCi,m)은 고정기본정산금 한도의 기본위약금(FBPCi,m)과 차등기본정산금 한도의 기본위약금(DBPCi,m)을 합산하여 구한다.

BPCi,m = FBPCi,m + DBPCi,m

여기서,

BPCi,m : 수요반응자원의 m월에 부과되는 기본위약금

FBPCi,m : 수요반응자원의 m월에 부과되는 고정기본정산금 한도의 기본위약금

DBPCi,m : 수요반응자원의 m월에 부과되는 차등기본정산금 한도의 기본위약금

기본위약금 정산 시, 거래월과 부과월을 구분한다. 거래월(k월)은 전력수요 의무감축요청미이행량이 발생한 월을 의미하고, 부과월(m월)은 기본정산금이 부과되는 월을 의미한다.

k월의 전력수요 의무감축요청미이행량에 대한 기본위약금(IBPCi,k)은 k월의 수요반응자원의 거래시간별 의무감축요청미이행량(DRDi,t)의 합계에 거래시간별 용량 단가(DRHCFi,t), 기본위약금 산정을 위한 성과연동형용량가격계수(BPPCF), 기본위약금계수를 곱한 값을, 전력거래월 수 대비 총 감축시간 한도로 나눈 값으로 한다. 다만, 국민DR은 기본위약금을 면제한다.

<해당 내용은 아래로 이동함>

IBPCi,k = [eqn: rm {sum _{t} ^{DRT _{i,k}} DRHCF _{i,t} ` TIMES `BPPCF} over {MRT _{i} `/`DRTM _{i}}] × [eqn: rmsum _{t} ^{DRT _{i,m}}]DRDi,t × BPCF × (1 – RDFi) × 1000

DRHCFi,t = RCPi × RCFi × TCFt

DRDi,t = Max(RSOi,t × 0.97 - DRi,t , 0)

<해당 내용은 아래로 이동함>

여기서,

<해당 내용은 아래로 이동함>

IBPCi,k : k월의 전력수요 의무감축요청미이행량에 대한 기본위약금

DRTi,k : 수요반응자원의 k월의 의무감축시간으로, 아래 표와 같음

자원 종류	의무감축시간
표준DR, 중소형DR	영업일 09시~20시(12시~13시 제외)
제주DR	영업일 10시~21시
H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR	봄철(3월 1일~5월 31일 및 같은 연도 설 연휴)과 가을철(9월 1일~11월 30일) 중 휴일 10시~17시

DRHCFi,t : 수요반응자원의 거래시간별 용량 단가

BPPCF : 기본위약금 산정을 위한 성과연동형용량가격계수(1을 적용)

DRDi,t : 거래시간별 전력수요 의무감축요청미이행량

BPCF : 전력수요 의무감축요청미이행량에 대한 기본위약금 계수(2를 적용)

MRTi : 제12.4.3.1조 제2항에 따른 전력거래기간 내 총 감축시간 한도. 다만, H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR의 경우에도 표준DR, 중소형DR, 제주DR과 동일하게 적용함(초기등록 자원은 60, 추가등록 자원은 30)

DRTMi : 제12.4.3.1조 제2항에 따른 전력거래월 수. 다만, H-표준DR, H-중소형DR, H-제주DR의 경우에도 표준DR, 중소형DR, 제주DR과 동일하게 적용함(초기등록 자원은 12, 추가등록 자원은 6)

<해당 내용은 아래로 이동함>

RDFi : 국민DR 계수(국민DR의 경우 1 아니면 0)

<해당 내용은 아래로 이동함>

k월에 발생한 기본위약금은 해당 월과 다음 월의 기본정산금 내에서 부과된다. 이때, 해당 월의 고정기본정산금, 다음 월의 고정기본정산금, 해당 월의 차등기본정산금, 다음 월의 차등기본정산금 순으로 차감된다.

FBPCi,m = FBPCCi,m,k-1 + IFBPCi,m,k

FBPCCi,m,k-1 = Min(IBPCi,k-1 – IFBPCi,m-1,k-1, FBPi,m,k)

IFBPCi,m,k = Min(IBPCi,k, FBPi,m,k – FBPCCi,m,k-1)

RBPCi,m,k = IBPCi,k – IFBPCi,m,k – FBPCCi,m+1,k

DBPCi,m = { [eqn: rm sum _{eqalign{k`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m}](DBPCCi,m,k + IDBPCi,m,k) - [eqn: rm sum _{eqalign{n`=`전력거래# phantom{} phantom{} ` phantom{} ```개시월}} ^{m-1}]DBPCi,n } × DBPFm

DBPCCi,m,k-1 = Min(RBPCi,m,k-1 – IDBPCi,m-1,k-1, DBPi,m,k)

IDBPCi,m,k = Min(RBPCi,m,k, DBPi,m,k – DBPCCi,m,k-1)

m = k

FBPCi,m : 수요반응자원의 m월에 부과되는 고정기본정산금 한도의 기본위약금(m월 고정기본위약금 부과금)

FBPCCi,m,k-1 : 수요반응자원의 k-1월의 기본위약금 중 해당 월의 고정기본정산금을 초과하여 다음 월로 이월되어 부과되는 금액

IFBPCi,m,k : 수요반응자원의 k월의 기본위약금 중 해당 월의 고정기본정산금 내에서 부과되는 금액

FBPi,k,m : 수요반응자원의 k월의 의무감축용량에 대해 m월에 정산되는 고정기본정산금

RBPCi,m,k : 수요반응자원의 k월의 기본위약금 중 해당 월과 다음 월의 고정기본정산금을 초과하는 금액

DBPCi,m : 수요반응자원의 m월에 부과되는 차등기본정산금 한도의 기본위약금(m월 차등기본위약금 부과금)

DBPCCi,m,k-1 : 수요반응자원의 k-1월의 기본위약금 중 해당 월과 다음 월의 고정기본정산금, 해당 월의 차등기본정산금을 초과하는 금액

IDBPCi,m,k : 수요반응자원의 k월의 기본위약금 중 해당 월의 차등기본정산금 내에서 부과되는 금액

DBPFm : 차등기본정산금 정산월 계수(2월, 5월, 8월, 11월에 해당할 경우 1 아니면 0)

Ⅵ. 수요반응자원의 성과연동형용량가격계수 <번호변경 2021.1.1., 개정 2022.5.31.>

<생   략>

나. 수요반응자원의 최대감축가능시간 <개정 2021.9.18., 2023.6.30.>

해당 거래기간의 전력거래 중인 표준DR, 중소형DR, 제주DR 수요반응자원의 일별 실시간 전력수요 의무감축요청량, 자발적 수요감축에 따른 감축계획량의 합을 해당 수요반응자원의 일별 의무감축용량 합으로 나누고 이를 모두 합산하여 산정한다. 단, 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험은 제외한다. 이때 최대감축가능시간의 산정 결과는 소수점 첫째 자리에서 반올림한 값으로 적용한다. 즉,

최대감축가능시간 =

[eqn: rm sum _{d} ^{거래기간}]	[eqn: rm sum _{d} ^{eqalign{표준DR,`중소형DR,# `````````````````````제주DR}}][eqn: rm sum _{t} ^{d}] { RSOi,t × (1 – DRTFi,t) + SSRi,t }
	[eqn: rm sum _{d} ^{eqalign{표준DR,`중소형DR,# `````````````````````제주DR}}]ORCi,d

여기서,

RSOi,t : 실시간 전력수요 의무감축을 위하여 거래시간별 전력수요 의무감축요청량(MWh)

DRTFi,t : 거래시간별 감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험 지수(감축시험 및 감축재시험, 감축신뢰성시험인 경우는 1 아니면 0)<개정 2023.6.30.>

SSRi,t  : 자발적 수요감축에 따른 수요반응자원의 거래시간별 감축계획량(MWh)

ORCi,d : 수요반응자원의 거래일별 의무감축용량(MW)

·목차 수정

·휴일 신뢰성DR에 대한 실적정산금 정산 기준 추가(기존 신뢰성DR과 동일)

·용어 통일

·기본정산금 정산 기준의 이해도 제고, 정산식의 가독성 제고를 위해 첨자 표기 개선, 순서 변경, 단계별 설명 추가 등 전반적인 기술 방식 수정(휴일 신뢰성DR 관련 내용 추가 外 내용 변경 사항 없음)

·휴일 수요반응자원의 고정기본정산금 산식 정의

- (기존 수요반응자원과의 차이) RCF = TCF = 1 적용, FPCF = 1 적용(차등기본정산금 지급 없음)

·기본위약금 정산 기준의 이해도 제고, 정산식의 가독성 제고를 위해 첨자 표기 개선, 순서 변경, 단계별 설명 추가 등 전반적인 기술 방식 수정(휴일 신뢰성DR 관련 내용 추가 外 내용 변경 사항 없음)

·최대감축가능시간 산정시 대상 자원 구분

[별표 28] [신설 2014.11.3.]

고객기준부하 산정 기준

1.0    고객기준부하 산정방식 <개정 2019.12.31.> <개정 2021.4.30.>

<생   략>

1.6     H-Mid(4/6)는 증대일로부터 “관공서의 공휴일에 관한 규정”에서 규정한 최근 공휴일, 토요일 6일(참고일) 중 증대일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 플러스DR 참여고객의 공휴일, 토요일 전력부하증대량 평가를 위한 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다. [신설 2021.4.30]

<신   설>

<신   설>

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.1    비정상근무일 옵션

2.1.1   목적

표준DR, 중소형DR, 제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 생산설비 고장, 창립기념일 및 일시적인 생산조정 등 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태와 매우 다른 날이 참고일에 포함되어 고객기준부하 산정의 왜곡이 발생하는 것을 방지하기 위함이다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

2.2    감축일의 전기소비형태 반영 옵션(이하 “SAA(Symmetric Additive Adjustment)”)

2.2.1   목적

표준DR, 중소형DR, 제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 유사일과 감축일의 기온오차 등에 따른 전기소비형태 변화를 고객기준부하 산정에 반영하여 고객기준부하가 감축일의 수요반응참여고객의 전기소비형태를 정확하게 예측하기 위함이다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.1    제12.2.3조에 따른 표준DR, 중소형DR, 제주DR의 수요반응참여고객 등록신청 시 수요관리사업자는 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태를 분석하여 감축일의 전기소비형태를 정확하게 예측할 수 있는 고객기준부하 산정방식과 SAA옵션을 선택하여 수요반응참여고객을 등록하여야 한다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

3.2.1  Max(4/5)방식에서 참고일은 이전 감축일을 제외하고 최대 평일 10일전, Mid(4/6)방식은 최대 평일 12일전, H-Mid(4/6)방식은 “관공서의 공휴일에 관한 규정”에서 규정한 공휴일, 토요일 중 과거 증대일을 제외한 최대 12일전, Mid(6/10)방식 또는 Mid(8/10)방식은 최대 평일 20일전까지 적용한다. Mid방식의 경우 참고일 개수가 부족하고(Null data포함 등) 제외가능한 최대일과 최소일 개수가 다르면 최소일을 우선 제외한다. <개정 2018.12.12., 번호변경 및 개정 2019.11.07., 2024.3.28.>

<생   략>

3.4.2  표준DR, 중소형DR, 제주DR, 플러스DR의 고객기준부하 산정을 위한 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다. <개정 2019.12.31., 2020.7.8., 2022.5.31.>

[별표 28] [신설 2014.11.3.]

고객기준부하 산정 기준

1.0    고객기준부하 산정방식 <개정 2019.12.31.> <개정 2021.4.30.>

<생   략>

1.6    H-Mid(4/6)는 증대일로부터 최근 휴일 6일(참고일) 중 증대일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 1일과 최소 1일을 제외하고 남은 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식으로, 플러스DR 참여고객의 공휴일, 토요일 전력부하증대량 평가를 위한 고객기준부하 산정 시 적용할 수 있다. [신설 2021.4.30.]

1.7    H-Max(4/5)은 감축일로부터 최근 휴일 5일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 4일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다.

1.8    H-Mid(6/10)은 감축일로부터 최근 휴일 10일(참고일) 중 감축일의 거래시간별 사용전력량이 큰 순서대로 나열하여 최대 2일과 최소 2일을 제외하고 남은 6일(유사일)을 선택한 후 유사일의 사용전력량을 평균하여 해당 거래시간의 고객기준부하로 산정하는 방식이다.

2.0    고객기준부하 산정을 위한 옵션

2.1    비정상근무일 옵션

2.1.1   목적

표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 생산설비 고장, 창립기념일 및 일시적인 생산조정 등 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태와 매우 다른 날이 참고일에 포함되어 고객기준부하 산정의 왜곡이 발생하는 것을 방지하기 위함이다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

2.2    감축일의 전기소비형태 반영 옵션(이하 “SAA(Symmetric Additive Adjustment)”)

2.2.1   목적

표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 실시간 전력수요 의무감축요청에 의한 감축량 산정 시, 유사일과 감축일의 기온오차 등에 따른 전기소비형태 변화를 고객기준부하 산정에 반영하여 고객기준부하가 감축일의 수요반응참여고객의 전기소비형태를 정확하게 예측하기 위함이다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

3.0    고객기준부하 산정을 위한 세부기준

3.1   제12.2.3조에 따른 표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR의 수요반응참여고객 등록신청 시 수요관리사업자는 수요반응참여고객의 평상시 전기소비형태를 분석하여 감축일의 전기소비형태를 정확하게 예측할 수 있는 고객기준부하 산정방식과 SAA옵션을 선택하여 수요반응참여고객을 등록하여야 한다. <개정 2022.5.31.>

<생   략>

3.2.1  Max(4/5)방식에서 참고일은 이전 감축일을 제외하고 최대 평일 10일전, H-Max(4/5)방식은 최대 휴일 10일전, Mid(6/10)방식 또는 Mid(8/10)방식은 최대 평일 20일전, H-Mid(6/10)방식은 최대 휴일 20일전, Mid(4/6)방식은 이전 증대일을 제외하고 최대 평일 12일전, H-Mid(4/6)방식은 최대 휴일 12일전까지 적용한다. Mid방식의 경우 참고일 개수가 부족하고(Null data포함 등) 제외가능한 최대일과 최소일 개수가 다르면 최소일을 우선 제외한다. <개정 2018.12.12., 번호변경 및 개정 2019.11.07., 2024.3.28.>

<생   략>

3.4.2  표준DR/H-표준DR, 중소형DR/H-중소형DR, 제주DR/H-제주DR, 플러스DR의 고객기준부하 산정을 위한 거래시간의 사용전력량 데이터 누락이 발생한 날은 참고일에서 제외한다. <개정 2019.12.31., 2020.7.8., 2022.5.31.>

·용어 간소화

·휴일 수요반응자원의 고객기준부하

·휴일 수요반응자원의 고객기준부하

·휴일 수요반응자원의 비정상근무일 옵션

·휴일 수요반응자원의 전기소비형태 반영 옵션

·휴일 수요반응자원의 고객기준부하 산정 세부기준

·휴일 수요반응자원 고객기준부하의 최대참고일

·휴일 수요반응자원 데이터 누락시 참고일 제외

[별지 제101-1호서식]

수요반응자원 등록신청서(표준·중소형DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명
수요반응자원 종류	□ 표준DR □ 중소형DR
지역구분	□ 수도권 □ 비수도권
의무감축용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제101-1호서식]

수요반응자원 등록신청서(표준·H-표준·중소형·H-중소형DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명
수요반응자원 종류	□ 표준DR □ 중소형DR □ H-표준DR □ H-중소형DR
지역구분	□ 수도권 □ 비수도권
의무감축용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·기존 등록신청서에 휴일 수요반응자원 관련 내용 추가

[별지 제101-2호서식]

수요반응자원 등록신청서(제주DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명
수요반응자원 종류	□ 제주DR
지역구분	제주권
의무감축용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제101-2호서식]

수요반응자원 등록신청서(제주·H-제주DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명
수요반응자원 종류	□ 제주DR □ H-제주DR
지역구분	제주권
의무감축용량(kW)
전력시장운영규칙 제12.2.2조 제1항의 규정에 따라 수요반응자원의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·기존 등록신청서에 휴일 수요반응자원 관련 내용 추가

[별지 제102-1호서식]

수요반응참여고객 등록신청서 (표준·중소형·제주DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명			□ 표준 □ 중소형 □ 제주 □ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
수요반응참여고객명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약	고객번호	계약종별			계약용량(kW)
계량기번호
전기사용자 고객번호* (참여고객이 개별부하일 경우)
계열사 구분	□ 자체 □ 계열사 □ 외부
전력부하감축량 산정방식	고객기준부하			SAA
	□ Max(4/5) □ Mid(6/10)			□ 적용 □ 미적용
자가용발전기로 수요감축 시**	전력계통 연계 여부			감축용량(kW)
	□ 연계 □ 미연계
비상발전기로 자발적 수요감축 참여	□ 참여 □ 미참여
* 참여고객이 개별부하인 경우에만 작성 ** 해당하는 참여고객에 한하여 작성 전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102-1호서식]

수요반응참여고객 등록신청서 (표준·H-표준·중소형·H-중소형·제주·H-제주DR)
수요관리사업자명
수요반응자원명			□ 표준 □ 중소형 □ 제주 □ H-표준 □ H-중소형 □ H-제주 □ 수도권 □ 비수도권 □ 제주권
수요반응참여고객명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약	고객번호	계약종별			계약용량(kW)
계량기번호
전기사용자 고객번호* (참여고객이 개별부하일 경우)
계열사 구분	□ 자체 □ 계열사 □ 외부
전력부하감축량 산정방식	고객기준부하			SAA
	□ Max(4/5) □ Mid(6/10)			□ 적용 □ 미적용
자가용발전기로 수요감축 시**	전력계통 연계 여부			감축용량(kW)
	□ 연계 □ 미연계
비상발전기로 자발적 수요감축 참여	□ 참여 □ 미참여
* 참여고객이 개별부하인 경우에만 작성 ** 해당하는 참여고객에 한하여 작성 전력시장운영규칙 제12.2.3조 제1항의 규정에 따라 수요반응참여고객의 등록을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·기존 등록신청서에 휴일 수요반응자원 관련 내용 추가

[별지 제102-5호서식]

수요반응참여고객 변경신청서
수요관리사업자명
수요반응자원명				□ 표준 □ 중소형 □ 제주 □ 국민 □ 주파수 □ 플러스
구분	변경 전				변경 후
수요반응참여고객명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약	고객번호	계약종별	계약용량 (kW)		고객번호	계약종별	계약용량 (kW)
계량기번호
전기사용자 고객번호* (참여고객이 개별부하일 경우)
계열사 구분	□ 자체 □ 계열사 □ 외부				□ 자체 □ 계열사 □ 외부
자가용발전기로 수요감축 시**	전력계통 연계 여부				전력계통 연계 여부
	□ 연계 □ 미연계				□ 연계 □ 미연계
	감축용량(kW)				감축용량(kW)
비상발전기로 자발적 수요감축 참여	□ 참여 □ 미참여				□ 참여 □ 미참여
변경 희망일
* 참여고객이 개별부하인 경우에만 작성 ** 해당하는 참여고객에 한하여 작성 전력시장운영규칙 제12.2.7조의 규정에 따라 수요반응참여고객의 변경을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

[별지 제102-5호서식]

수요반응참여고객 변경신청서
수요관리사업자명
수요반응자원명				□ 표준 □ 중소형 □ 제주 □ H-표준 □ H-중소형 □ H-제주 □ 국민 □ 주파수 □ 플러스
구분	변경 전				변경 후
수요반응참여고객명
주소(전기요금기준)
전기요금 계약	고객번호	계약종별	계약용량 (kW)		고객번호	계약종별	계약용량 (kW)
계량기번호
전기사용자 고객번호* (참여고객이 개별부하일 경우)
계열사 구분	□ 자체 □ 계열사 □ 외부				□ 자체 □ 계열사 □ 외부
자가용발전기로 수요감축 시**	전력계통 연계 여부				전력계통 연계 여부
	□ 연계 □ 미연계				□ 연계 □ 미연계
	감축용량(kW)				감축용량(kW)
비상발전기로 자발적 수요감축 참여	□ 참여 □ 미참여				□ 참여 □ 미참여
변경 희망일
* 참여고객이 개별부하인 경우에만 작성 ** 해당하는 참여고객에 한하여 작성 전력시장운영규칙 제12.2.7조의 규정에 따라 수요반응참여고객의 변경을 위와 같이 신청합니다 년 월 일 신청인(대표자) (전자서명 또는 인) 한국전력거래소 이사장 귀하

·기존 변경신청서에 휴일 수요반응자원 관련 내용 추가

□ 재생에너지 발전량 예측제도 정산기준 변경을 위한 규칙개정(안)

현  행

개 정 (안)

비 고

제14장 재생에너지 발전량 예측제도

제14장 재생에너지 발전량 예측제도 ∙

제1절 통칙

제14.1.3조(예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무) 예측제도 참여희망자 및 참여자는 전력거래소의 전력계통 및 전력시장의 원활한 운영을 위해 다음 각 항을 준수하여야 한다.

<중 략>

③ 예측제도에 등록하기 위한 예측오차율 검증시험(이하 “예측제도 등록시험”이라고 한다) 및 등록 기간동안 아래 각 호의 내용을 전력거래소에 충실히 제출해야 한다. 여기서, 개별자원에 대하여는 발전사업자가, 예측형집합전력자원을 구성하는 소규모재생전력자원 및 소규모전기저장장치에 대하여는 중개사업자가 제출 주체가 된다.

<중 략>

3. 급전지시 등에 의한 출력제어 신고(별지 제124호 서식에 따라 전력거래소에 거래일로부터 3일(영업일 기준) 이내 신고)  <신 설>

제14장 재생에너지 발전량 예측제도

제1절 통칙

제14.1.3조(예측제도 참여희망자 및 참여자의 의무) 예측제도 참여희망자 및 참여자는 전력거래소의 전력계통 및 전력시장의 원활한 운영을 위해 다음 각 항을 준수하여야 한다.

<중 략>

③ 예측제도에 등록하기 위한 예측오차율 검증시험(이하 “예측제도 등록시험”이라고 한다) 및 등록 기간동안 아래 각 호의 내용을 전력거래소에 충실히 제출해야 한다. 여기서, 개별자원에 대하여는 발전사업자가, 예측형집합전력자원을 구성하는 소규모재생전력자원 및 소규모전기저장장치에 대하여는 중개사업자가 제출 주체가 된다.

<중 략>

3. 급전지시 등에 의한 출력제어 신고(별지 제124호 서식에 따라 전력거래소에 거래일로부터 3일(영업일 기준) 이내 신고. 단, 규칙 제16장 제주 시범사업 참여자원에 한하여 거래일로부터 5일(영업일 기준)이내 신고)

·재생에너지 입찰시장 시범사업 참여자원은 급전지시로 인한 출력제어 증빙자료가 3일이후 생성되므로

규정 완화

제2절 참여자원 조건 및 구성

제14.2.1조(참여 기준) 전력시장에 등록된 발전기는 발전기의 설비용량에 따라 개별자원 또는 예측형 집합전력자원으로 예측제도 등록시험 및 예측제도에 참여하는 것을 원칙으로 한다. 다만, 신에너지를 발전원으로 하는 설비는 제외하며, 발전기 내 주요자원 발전원이 혼재된

경우 발전원별로 분리하여 참여하여야 한다.

제2절 참여자원 조건 및 구성

제14.2.1조(참여 기준) 전력시장에 등록된 발전기는 발전기태양광과 풍력의 설비용량에 따라 개별자원 또는 예측형 집합전력자원으로 예측제도 등록시험 및 예측제도에 참여하는 것을 원칙으로 한다. 할 수 있다. 다만, 신에너지를 발전원으로 하는 설비는 제외하며, 발전기 내 주요자원 발전원이 혼재된 경우 발전원별로 분리하여 참여하여야 한다.

·재생에너지 예측제도 참여기준에 대한 사업자의 혼란예방

제14.4.1조(예측발전량 제출)

① 예측제도 참여희망자 또는 참여자가 해당자원에 대해 제출한다.

② 예측발전량은 전력거래소에 총 2회 제출하며, 세부사항은 아래 각 호와 같다.

1. 1차 제출 마감시간은 거래전일 10시, 2차 제출 마감시간은 거래전일 17시이다. <신 설>

<중 략>

3. 각 제출 차수별로 마감시간에서 가장 가까운 시기에 제출한 값을 유효한 예측발전량으로 인정한다.

4. 예측발전량을 제출하지 아니한 경우, 각 제출 차수별로 이전 제출 값 중 가장 최근의 제출값을 거래일의 예측발전량 제출값으로 인정한다.

제14.4.1조(예측발전량 제출)

① 예측제도 참여희망자 또는 참여자가 해당자원에 대해 제출한다.

② 예측발전량은 전력거래소에 총 2회 제출하며, 세부사항은 아래 각 호와 같다.

1. 1차 제출 마감시간은 거래전일 10시, 2차 제출 마감시간은 거래전일 17시이다. 다만, 제4호의 경우를 제외하고는 1차 제출 건은 거래전일 14시까지, 2차 제출 건은 거래 전일 20시까지 변경 제출할 수 있다.

<중 략>

3. 각 제출 차수별로 마감시간에서 또는 변경 제출 시간까지 제출된 값 중 가장 가까운 시기에 최근에 제출한 값을 유효한 예측발전량으로 인정한다.

4. 마감시간까지 예측발전량을 제출하지 아니한 경우, 각 제출 차수별로 이전 제출 값 중 가장 최근의 제출값을 거래일의 예측발전량 제출값으로 인정한다.

·예측발전량 변경 제출 허용

·변경제출 허용에 따라 가장 최근 제출한 예측 발전량  적용 명확화

[별표2] 정산 기준

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 대상자원 전력거래량에 대한 정산

<중 략>

FPi,t : 예측제도 대상자원의 시간대별 예측오차율에 따라 주요자원 전력거래량에 적용되는 시간대별 기준단가

정산단가		적용 조건
FPi,t	0원/kWh	8% < FERi,t
	3원/kWh	6% < FERi,t ≤ 8%
	4원/kWh	FERi,t ≤ 6%

[별표2] 정산 기준

Ⅴ. 예측제도 참여자에 대한 정산

1. 대상자원 전력거래량에 대한 정산

<중 략>

FPi,t : 예측제도 대상자원의 시간대별 예측오차율에 따라 주요자원 전력거래량에 적용되는 시간대별 기준단가는 아래 표와 같이 적용한다.

정산단가		적용 조건
FPi,t	0원/kWh	6% < FERi,t
	3원/kWh	4% < FERi,t ≤ 6%
	4원/kWh	FERi,t ≤ 4%

·예측오차율 개정

적용조건, 적용대상,

적용시점을 명확히

구분

[별지 제119호 서식] 재생에너지 예측발전량 제출서

(등록시험 □ / 대상자원 □)

1. 제출일(1차 □ / 2차 □):

<중 략>

[별지 제119호 서식] 재생에너지 예측발전량 제출서 (등록시험 □ / 대상자원 □)

1. 제출일(1차 □ / 1차(변경) □ / 2차 □ / 2차(변경) □)

<중 략>

·예측발전량 변경제출 허용에 따른 관련서식 일부 수정

<신 설>

<부 칙>

제1조(시행일)

① 제14.1.3조, 제14.4.1조 및 별표2(Ⅴ.예측제도 참여자에 대한 정산)의 개정규정은 시행일로부터 6개월 이내 전력신사업 비즈니스 플랫폼(der.kmos.kr)의 공지에서 정하는 날부터 시행한다.

단, 주요자원에 풍력을 발전원으로 포함한 경우 공지에서 정하는 날로부터 시행을 1년 유예한다.

· 예측오차율 변경 및 예측발전량 변경제출허용 등 규칙적용 시기는 전산시스템 완비시점을 고려