전력시장운영규칙

2001.  3. 30 제정

규칙-

2001. 10. 31 부분개정

2001. 12. 19 부분개정

제1 장   총칙

제1조(목적) 이 규칙은 전기사업법(이하 □법□이라 한다.) 제43조 규정에 의하여 전력산업에 경쟁을 도입함으로써, 전력거래가 경쟁에 의하여 이루어 질 수 있도록 전력시장제도를 기술하고, 전력시장 및 전력계통의 효율적, 안정적 운영에 필요한 사항을 정함을 목적으로 한다.

-중 략-

제 2 절  정 산

제 59조(전력량 등에 대한 정산)①전력거래소는 전력시장에 참여  하는 발전기를 기저발전기와 일반발전기로 구분하고 제2항의 규정에 따라 정산한다.

②전력거래소는 다음 각 호의 내용을 고려하여 □정산기준(별첨 3)□에 따라 정산한다.

1. 가격결정발전계획에 포함된 전력량

2. 가격결정발전계획에 포함되지 않았으나 운영발전계획이나 급전지시에 의해 추가로 발전한 전력량

3. 가격결정발전계획에 포함되었으나 운영발전계획이나 급전지시에 의해 발전하지 않은 전력량

4. 가격결정발전계획에 포함된 전력량에 자기발전기의 기술적 특성에 의하여 계통한계가격결정 시 제외된 발전기가 발전한 전력량

5. 거래일의 가격결정발전계획에 포함된 기동횟수와 실제 운영에서의 기동횟수간 차이 발생 분

6. 단시간(1시간이하) 운전되도록 발전계획된 발전기가 발전한 전력량

7. 전력수급 상 LNG를 연료로 사용하는 발전기가 LNG 공급의 부족으로 대체연료를 사용하는 경우

8. 급전지시에 의하여 기동대기만 하고 계통에 병입하지 못한  발전기의 기동비용

9. 자기발전기의 사유로 급전지시에 순응하지 못한 경우

10. 기타 정산기준에서 정한 사항

[별첨.3]

[정산기준]

1. 전력량에 대한 정산

가. 일반발전기

1) LNG 및 유류 발전기

① 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함된 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에 포함되고 전력거래소에 의해 급전할당 된 전력량은 SMP로 정산한다. 즉,

[eqn: rm{ SEP_i,t = { SMP}_t □ Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) □ 1000 }]

여기서,

SEPi,t : 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함되어 발전한 각 발전기의 거래시간별 전력량에 대한 정산금액

SMPt : 거래시간 계통한계가격

PSEi,t : 가격결정발전계획에서 각 발전기의 거래시간 별 발전계획량(MWh)

MGOi,t : 발전회원의 계량설비로부터 취득한 각거래 시간별 발전 전력량(MWh)

RAi,t :  마감시간 이후 발전사업자가 발전기 출력 증감발율을 고려하여 변경입찰한 변경 공급가능용량(MWh). 다만 변경 입찰이 없는경우에는 Ai,t 대치됨

각 발전기의 거래일 계획발전전력량 정산금(SEPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm{ SEP_i = SUM from { t } SEP_{i,t}}]

② 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되지 않았으나 추가로 발전한 전력량에 대한 정산

- 발전사업자의 요청에 의해 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기의 변동비와  SMP 중 적은 값으로 정산한다. 즉,

PSEi,t □ MGOi,t이면, GSCONi,t = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rm GSCON_{i,t}= Min (MPGS_i,t , SCGS_{i,t})]

여기서,

[eqn: rm MPGS_{i,t}= SMP_i,t □ rm &LEFT{Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t}, #&rm ~~~Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t})) #&rm ~~~ - Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT} □ 1,000]

[eqn: rm SCGS_{i,t}=&QPC_i □ ( LEFT { Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} , #&rm ~~~Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t})) RIGHT } ^2 #&rm~~~~~~~~~~- LEFT { Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT } ^2 ) ##&rm+LPC_i □ rm LEFT { ( Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} , #&rm ~~~Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t})) #&rm~~~~~~~~~~ -Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT } #&rm+NLPC_i □GSCONF_i,t]

[eqn: rm GSCONF_i,t] : 발전사업자 제약발전 여부표시기로써

PSEi,t=0이며, MGOi,t >0이고,,

PSEi,t □ MEGWi,t이면

GSCONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0

[eqn: rm GSCON_{i,t}] : 발전사업자가 발전을 요구한 전력량에 대한 정산금

[eqn: rm MPGS_{i,t}]  : 발전사업자가 요구한 최소 발전전력량이 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하는 경우, 이 초과 발전량을 시장가격으로 정산한 정산금

[eqn: rm SCGS_{i,t}]   : 발전사업자가 요구한 최소 발전전력량이 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하는 경우, 이 초과 발전량을 변동비로 정산한 정산금

[eqn: rm MEGW_i,t] : 발전사업자가 발전을 요구한 최소 발전전력량(MWh)

- 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 발전을 요구한 최소발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 SMP 중 큰 값으로 정산한다.   즉,

Max(PSEi,t, MEGWi,t ) □ MGOi,t 이면, SCONi,t = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rm SCON_i,t = Max (SCCON_i,t , MPCON_i,t )]

여기서 ,

[eqn: rm SCCON_{i,t}=&QPC_i □ ( LEFT { Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t} ) RIGHT } ^2 ##&rm~~~~~~~~- LEFT { Min(RA_{i,t}, Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t}) )RIGHT } ^2 ) ##&rm+LPC_i □ rmLEFT { ( Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t}) ##&rm~~~~~~~~ -Min(RA_{i,t}, Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t}))RIGHT } ##&rm+NLPC_i □CONF_i,t]

[eqn: rm MPCON_{i,t}=&SMP_t □ rm rmLEFT { ( Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t}) ##&rm -Min(RA_{i,t}, Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t}))RIGHT } □1,000]

[eqn: rm CONF_i,t] : 계통 제약발전 여부 표시기로서

PSEi,t=0이며, MGOi,t >0이고,

PSEi,t □ MEGWi,t이면

CONFi,t = 1, 그렇지 않으면 0

[eqn: rm SCON_i,t] : 계통제약으로 추가로 발전한 전력량에 대한 정산금

[eqn: rm SCCON_{i,t}] : 계통제약으로 추가로 발전한 전력량에 대한 변동비(원)

[eqn: rm MPCON_{i,t}] : 계통제약으로 추가로 발전한 전력량을 시장가격으로 정산할 경우 정산금

- 거래일 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금(CONi)은 다음과 같다.

[eqn: rm CON_i =SUM from { t } ( GSCON_{i,t} +SCON_{i,t} )]

③ 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나 발전하지 않은 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소에 지시에 의해 발전하지 않은 전력량은 기대이익(SMP와 변동비의 차)으로 정산한다. 즉,

MGOi,t □ Min(PSEi,t, RAi,t) 이면, PCOFFi,t = 0,

그렇지 않으면,

[eqn: rm PCOFF_i,t = &Max left{(MPCOF_i,t - SCCOF_i,t ) , 0 right}]

여기서,

[eqn: & rm MPCOF_i,t =SMP_t □left{(Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) #&rm ~~~~~~~~~~~~~-Min(MGO_{i,t}, RA_i,t ``) RIGHT }□1,000 ##& rm SCCOF_i,t = QPC_i □ ( LEFT { MIN(PSE_ i,t , RA_ i,t )RIGHT }^2 #& rm ~~~~~~~~~~~~~~ - LEFT { MIN(MGO_ i,t , RA_ i,t )RIGHT }^2 ) #& rm ~~~~~~~~~~~~~+LPC_i □ LEFT { MIN(PSE_ i,t , RA_ i,t ) #& rm ~~~~~~~~~~~~~~ - MIN(MGO_ i,t , RA_ i,t ) right} #& rm ~~~~~~~~~~~~~+NLPC_t □COFFF_i,t]

[eqn: rm COFFF_i,t] : 제약비발전 표시기로서 MGOi,t=0 이면 1, 그렇지 않으면 0

[eqn: rm PCOFF_i,t] : 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 거래시간에 급전 할당되지 않은 전력량(MWh)에 대한 거래시간별 정산금

[eqn: rm MPCOF_i,t] : 발전하지 못한 전력량을 시장가격으로 정산할 경우 정산금

[eqn: rm SCCOF_i,t] : 발전하지 못한 전력량에 대한 변동비

가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나 전력거래소에 의해 발전하지 못한 전력량에 대한 정산금(COFFi)은 다음과 같다.

[eqn: rm{COFF_i = SUM from { t } PCOFF_{i,t}}]

2) 수력발전기

① 발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산

거래일의 총 발전계획량 이내에서 실제 발전한 전력량은 발전사업자가 제출한 발전계획시간대의 가중평균SMP로 정산한다. 즉,

[eqn: RM SEP_i =& { SUM from { t }~(EGW_i,t □SMP_t ) } over {SUM from { t } EGW_i,t} □Min(SUM from { t }EGW_i,t~ ,~SUM from { t }REGW_i,t ,SUM from { t }MGO_i,t ) times 1,000]

여기서,

[eqn: rm SUM from { t } EGW_i,t} =0] 인 경우는 [eqn: rm SEP_i =0]

[eqn: rm EGW_i,t] : 발전사업자가 마감시간 이전에 제출한 발전계획량(MWh)

[eqn: rm REGW_i,t] : 발전사업자가 마감시간 이후 변경제출한 전기에너지량. 만약, 재선언이 발전계획량. 만약 변경이 없는 경우에는 [eqn: rm EGW_i,t]로 대치됨(MWh)

② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산

계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의  총 발전계획량을 초과하여 발전하는 경우, 초과 발전한 전력량은 거래일의 최고 SMP와 용량가격을 더한 값으로 정산한다. 즉,

[eqn: rm SUM from { t }MGO_i,t ~~ <= ~~Min(SUM from { t }EGW_i,t~,~ SUM from { t }REGW_i,t )]이면,

[eqn: RM CON_i] = 0,    그렇지 않으면,

[eqn: RM CON_i =&Max(XESO_i , 0)TIMES left{Max(SMP_t )+Max(HCF_t )right} times 1,000 ##&rm + REOE_i times left{ {SUM from { t }SMP_i,t } over {24} + Min(HCF_t )right} times 1,000]

여기서,

[eqn: rm &XESO_i =Min( SUM from { t }MGO_i,t , SUM from { t }REGW_i,t + XSO_i ) #&rm ~~~~~~~~- Max(SUM from { t }EGW_i,t~,~ SUM from { t }REGW_i,t ) ##& rm SUM from { t }REGW_i,t ~ <= ~ SUM from { t }EGW_i,t ~경우, #&rm~~~~~~~~~ REOE_i = Min(SUM from { t }EGW_i,t ,SUM from { t }MGO_i,t ) - SUM from { t }REGW_i,t ##rm &SUM from { t }REGW_i,t ~ > ~SUM from { t }EGW_i,t ~경우, #& rm ~~~~~~~~ ~REOE_i = Min(SUM from { t }REGW_i,t ,SUM from { t }MGO_i,t ) - SUM from { t }EGW_i,t]

[eqn: rm &XESO_i] : 거래소 지시로 발전사업자가 제출한 거래일 총 발전계획량을 초과하여 발전한 실제 전력량(MWh)

[eqn: rm &XSO_i] : 거래소가 거래일 총발전계획량을 초과하여 발전하도록 지시한 초과전력량(MWh)

[eqn: rm &REOE]i : 발전사업자가 마감시간 이전에 제출한 발전계획량과 변경 제출한 발전계획량과의 차이(MWh)

③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한 정산

계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의 총 발전계획량 미만으로 발전한 경우, 발전하지 못한 전력량은 정산하지 않는다. 즉,

[eqn: RM SUM from { t }MGO_i,t ~~ >= ~~Min(SUM from { t }EGW_i,t~,~ SUM from { t }REGW_i,t )]이면,

[eqn: RM COFF_i]= 0,  그렇지 않으면,

[eqn: RM COFF_i =ENG_i}~ TIMES~ 0]

여기서,

[eqn: RM ENG_i = &Min( SUM from { t }EGW_i,t , SUM from { t }REGW_i,t ) #& rm - Min( SUM from { t }MGO_i,t , SUM from { t }REGW_i,t - ENSO_i )]

[eqn: RM ENG_i] : 전력거래소 급전지시로 실제 발전하지 못한 전력량(MWh)

[eqn: RM ENSO_i] : 전력거래소가 발전하지 못하도록 지시한 전력량(MWh)

3) 양수발전기

① 발전계획량 이내에서 실제 계량된 전력량에 대한 정산

거래일의 총 발전계획량 이내에서 실제 발전한 전력량은 발전사업자가 제출한 발전계획시간대의 가중평균SMP로 정산한다. 즉,

[eqn: RM SEP_i =& { SUM from { t } (EGW_i,t □SMP_t ) } over {SUM from { t } EGW_i,t} ##&rm □Min(SUM from { t }EGW_i,t , SUM from { t }REGW_i,t ,SUM from { t }MGO_i,t ) times 1,000]

여기서,

[eqn: rm SUM from { t } EGW_i,t} =0] 인 경우는 [eqn: rm SEP_i =0]

② 실제 계량된 발전량이 발전계획량을 초과하는 경우 초과 발전한 전력량에 대한 정산

계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의  총 발전계획량을 초과하여 발전하는 경우, 초과 발전한 전력량은 거래일의 최고 SMP로 정산한다. 즉,

[eqn: RM SUM from { t }MGO_i,t ~~ <= ~~Min(SUM from { t }EGW_i,t~,~ SUM from { t }REGW_i,t )]이면, CONi = 0,

그렇지 않으면,

[eqn: RM CON_i = Max left{XESO_i - PV_i , 0 RIGHT }TIMES Max(SMP_t ) times 1,000]

여기서,

[eqn: RM XESO_i =& Min( SUM from { t }MGO_i,t , SUM from { t }REGW_i,t + XSO_i ) #&rm - Min(SUM from { t }EGW_i,t~,~ SUM from { t }REGW_i,t )]

[eqn: RM PV_i = Max left{( SUM from { t }REGW_i,t - SUM from { t }EGW_i,t ), 0right}]

[eqn: rm &PV_i]  : 발전사업자가 제출한 변경 발전계획량이 마감시간 이전에 신고한 발전계획량을 초과할 경우, 초과 전력량(MWh)

③ 실제 계량된 발전량이 발전계획량 미만인 경우 발전하지 못한 전력량에 대한  정산

계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의  총 발전계획량 미만으로 발전하는 경우, 발전하지 못한 전력량은 발전할 경우의 기대이익(발전가격과 양수가격의 차이)으로 정산한다. 즉,

[eqn: RM SUM from { t }MGO_i,t ~~ >= ~~Min(SUM from { t }EGW_i,t~,~ SUM from { t }REGW_i,t )]이면,

[eqn: RM COFF_i] = 0,    그렇지 않으면,

[eqn: RM COFF_i =& Max left{(ENG_i - ENP_i □ eta _i ) ,~~0 right} ##&rm~ TIMES~ Max(OC_i ,~~ 0) TIMES 1,000]

여기서,

[eqn: RM &ENG _i =Max right{( Min( SUM from { t }EGW_i,t , SUM from { t }REGW_i,t ) #& rm~~~~~~~~~~ - Max( SUM from { t }MGO_i,t ,SUM from { t }REGW_i,t - ENSO_i )),~~0 right} ##RM &ENP_i = Max right{ (SUM from { t }PO_i,t - Max( SUM from { t }MPE_i,t ,SUM from { t }PO_i,t - PENSO_i )),~~0 right}, ##&RMOC_i~ = LEFT ( { SUM from { t } (EGW_i,t □SMP_t ) } over {SUM from { t }EGW_i,t} #&RM~~~~~~~~ -{SUM from { t }~(PO_i,t □SMP_t times(1+ TLF_t) )} over {SUM from { t }PO_i,t TIMES eta _i } RIGHT ) }]

[eqn: rm SUM from { t }PO_i,t = "0"]인 경우는 ,

[eqn: rm { SUM from { t } (PO_i,t □SMP_t )} over {SUM from { t }PO_i,t} = Min(SMP_t )]

[eqn: rm SUM from { t } EGW_i,t =0]인 경우는, [eqn: rm OC_i = 0]

[eqn: rm ENP _i]    : 전력거래소의 지시로 실제 양수하지 못한 전력량

[eqn: RM PENSO_i] : 전력거래소가 양수하지 못하도록 지시한 전력량

[eqn: rm TLF_t]    : 송전손실 Factor

[eqn: rm eta _i]        : 발전기 종합효율 (양수효율□발전효율)

나. 기저발전기

1) 원자력 및 석탄 발전기 (2001. 10. 31 개정)

① 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함된 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에 포함되고, 전력거래소에 의해 급전할당 된 전력량은 BLMP로 정산한다. 즉,

[eqn: rm SEP_i,t = BLMP_{t} □ Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) □1000}]

단, 고정출력발전기의 거래일 계획발전전력량정산금은 다음과 같이 정산한다.     만일,  [eqn: Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) □ (1 - 0.01) □ MGO_{i,t}]

[eqn: □ Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) □ (1 + 0.01)] 이면

[eqn: rm{ SEP_i,t = { BLMP}_t □ MGO_{i,t} □ 1000 }]

각 발전기의 거래일 계획발전전력량 정산금은 다음과 같다.

[eqn: rm{ SEP_i = SUM from { t } SEP_{i,t}}]

② 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되지 않았으나 추가로 발전한 전력량에 대한 정산

- 발전사업자가 전력거래소에 발전을 요구한 전력량은 해당발전기의 변동비와 BLMP 중 작은 값으로 정산한다. 즉,

PSEi,t □ MGOi,t 이거나,

고정출력발전기로서

[eqn: Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) □ (1 + 0.01) □ MGO_{i,t}]이면,

GSCONi,t = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rm GSCON_{i,t}= Min (MPGS_i,t , SCGS_{i,t})]

여기서,

[eqn: rm MPGS_{i,t}= BLMP_i,t □ rm &LEFT{Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t}, #&rm ~~~Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t})) #&rm ~~~ - Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT} □ 1,000]

[eqn: rm SCGS_{i,t}=&QPC_i □ ( LEFT { Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} , #&rm ~~~Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t} ))RIGHT } ^2 #&rm~~~~~~~~~~- LEFT { Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT } ^2 ) ##&rm+LPC_i □ rm LEFT { ( Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} , #&rm ~~~Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t})) #&rm~~~~~~~~~~ -Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT } #&rm+NLPC_i □GSCONF_i,t]

- 계통제약으로 가격결정발전계획의 발전계획량과 발전사업자가 요구한 발전량 중 큰 값을 초과하여 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 BLMP 중 큰 값으로 정산한다. 즉,

Max(PSEi,t , MEGWi,t) □ MGOi,t 이거나

고정출력발전기로서

[eqn: Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) □ (1 + 0.01) □ MGO_{i,t}] 이면,

[eqn: rm SCON_i,t] = 0,

그렇지 않으면,

[eqn: rm SCON_i,t = Max (SCCON_i,t , MPCON_i,t )]

여기서 ,

[eqn: rm SCCON_{i,t}=&QPC_i □ ( LEFT { Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t} ) RIGHT } ^2 ##&rm~~~~~- LEFT { Min(RA_{i,t}, Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t}) )RIGHT } ^2 ) ##&+LPC_i □ rmLEFT { ( Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t}) ##&rm~~~~~ -Min(RA_{i,t}, Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t}))RIGHT } ##&rm+NLPC_i □CONF_i,t]

[eqn: rm MPCON_{i,t}=&BLMP_t □ rm rmLEFT { ( Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t}) ##&RM -Min(RA_{i,t}, Max(PSE_{i,t},MEGW_{i,t}))RIGHT } □1,000]

- 거래일 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금(CONi)은 다음과 같다.

[eqn: rm CON_i =SUM from { t } ( GSCON_{i,t} +SCON_{i,t} )]

③ 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나 발전하지 않은 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소에 지시에 의해 발전하지 않은 발전량은 기대이익(BLMP와 해당 발전기의 변동비의 차)으로 정산한다. 즉,

MGOi,t □ Min(PSEi,t, RAi,t) 이거나,

고정출력발전기로서

[eqn: Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) □ (1 - 0.01) □ MGO_{i,t}] 이면,

PCOFFi,t = 0,

그렇지 않으면,

[eqn: rm PCOFF_i,t = &Max left{(MPCOF_i,t - SCCOF_i,t ) , 0 right}]

여기서,

[eqn: &rm MPCOF_i,t =BLMP_t □left{(Min(PSE_{i,t}, RA_{i,t}) #&rm~~~~~~~~~~~~~-Min(MGO_{i,t}, RA_i,t ``) RIGHT }□1,000 ##&rmSCCOF_i,t = QPC_i □ ( LEFT { MIN(PSE_ i,t , RA_ i,t )RIGHT }^2 #&rm~~~~~~~~~~~~~~ - LEFT { MIN(MGO_ i,t , RA_ i,t )RIGHT }^2 ) #&rm~~~~~~~~~~~~~+LPC_i □ LEFT { MIN(PSE_ i,t , RA_ i,t ) #&rm~~~~~~~~~~~~~~ - MIN(MGO_ i,t , RA_ i,t ) right} #&rm~~~~~~~~~~~~~+NLPC_t □COFFF_i,t]

가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 거래일에 발전하지 않는 제약정지(감발) 에너지에 대한 정산금(COFFi)은 다음과 같다.

[eqn: rm{COFF_i = SUM from { t } PCOFF_{i,t}}]

2) 국내탄 발전기

① 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함된 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에 포함되어 전력거래소에 의해 급전할당 된 전력량은 BLMP로 정산한다.

[eqn: rm SEP_i,t = BLMP_{t} □ Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) □1000}]

각 발전기의 거래일 계획발전 전력량정산금(SEPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm{ SEP_i = SUM from { t } SEP_{i,t}}]

② 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되지 않았으나 추가로 발전한 전력량에 대한 정산

- 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 해당발전기 변동비와 BLMP 중 작은 값으로 정산한다, 즉,

PSEi,t □ MGOi,t 이면,

GSCONi,t = SCONi,t = 0, 그렇지 않으면,

[eqn: rm GSCON_{i,t}= Min (MPGS_i,t , SCGS_{i,t})]

SCONi,t = 0

여기서,

[eqn: rm MPGS_{i,t}= BLMP_i,t □ rm &LEFT{Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) #&rm ~~ -Min(PSE_i,t, RA_i,t )RIGHT} □ 1,000]

[eqn: rm SCGS_{i,t}=&QPC_i □ ( LEFT { Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} )RIGHT } ^2 #&rm~~~~~~~~~~- LEFT { Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT } ^2 ) #&rm +LPC_i □ rm LEFT { Min(MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) #&rm~~~~~~~~~~ -Min(PSE_{i,t},RA_{i,t})RIGHT } #&rm+NLPC_i □GSCONF_i,t]

- 거래일 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 정산금(CONi)은 다음과 같다.

[eqn: rm CON_i =SUM from { t } ( GSCON_{i,t} +SCON_{i,t} )]

③ 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함되었으나 발전하지 않은 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에 포함되었으나, 전력거래소에 지시에 의해 발전하지 않은 발전량은 정산하지 않는다. 즉,

MGOi,t □ Min(PSEi,t, RAi,t) 이면, PCOFFi,t = 0,

그렇지 않으면,

COFFi =[eqn: rm{ PCOFF_i,t = }] 0

다. 중앙급전발전기를 보유하지 않은 회원이 발전한 전력량에 대한 정산

중앙급전발전기를 보유하지 않은 회원의 발전한 전력량은 SMP로 정산하며 기타 사항은 정산하지 않는다. 즉,

[eqn: rm SEP_i = SUM from { t }( MGO_i,t times SMP_t )]

2. 공급가능용량에 대한 정산

가. 일반발전기

1) LNG 및 유류 발전기

LNG 및 유류 발전기 용량정산금(CPi)은 발전사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 거래시간별 재선언공급가능용량 중 작은 값에 용량가격을 곱한 값으로 정산한다. 즉,

TPCPi,t=Min(Ai,t, RAi,t) □(HCFt +□) □ 1,000

여기서,

HCFt : 거래시간별 용량가격

CPi, : 발전기별 거래일 용량정산금

□ : 일반발전기 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 □발전비용평가위원회운영규정□에 따른다.

각 발전기의 거래일 용량정산금(CPi,t)은 다음과 같다.

[eqn: rm CP_i = SUM from { t } TPCP_{i,t}]

2) 수력발전소

수력발전소 용량정산금(CPi,t)은 발전사업자가 입찰시 제시한 발전계획량과 거래시간별 재선언한 발전계획량 중 작은 값에 용량가격을 곱한 값으로 정산한다. 즉,

TPCPi,t=Min(EGWi,t, REGWi,t) □ (HCFt +□)□ 1,000

각 발전기의 거래일 용량정산금(CPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm CP_i = SUM from { t } TPCP_{i,t}]

3) 양수발전소

양수 발전기의  용량정산금(TPCPi) 은 다음 식에 따라 거래일 단위로 정산한다. 즉,

[eqn: rm TPCP_i =MGC_i TIMES Max(HCF_t + beta) TIMES 24 TIMES zeta TIMES 1000]

여기서,

[eqn: rm MGC_i] : 거래일 발전입찰시 제출한 발전기 최대출력

□: 양수발전기 용량가격지급율이며 이 계수의 결정절차는 □발전비용평가위원회운영규정□에 따른다.

나. 기저발전기

기저발전기 용량정산금(CPi)은 발전사업자가 입찰시 제시한 공급가능용량과 거래시간별 재선언공급가능용량 중 작은 값에 용량가격을 곱한 값으로 정산한다. 즉,

TPCPi,t=Min(Ai,t, RAi,t) □(HCFBt +□) □ 1,000

여기서,

HCFBt : 기저발전기의 시간당 용량가격

□ : 기저발전기 용량가격 보정계수이며, 이 계수의 결정절차는 □발전비용평가위원회운영규정□에 따른다.

각 발전기의 거래일 용량정산금(CPi)은 다음과 같다.

[eqn: rm CP_i = SUM from { t } TPCP_{i,t}]

다. 용량가격 정산에서 제외되는 발전기

중앙급전발전기에 해당하지 않은 발전기와 상업운전 개시 이전의 발전기는 용량정산금을 지급하지 않는다.

3. 양수발전기의 양수동력 정산

양수동력의 정산은 법 제16조의 규정에 의하여 산업자원부 장관의 인가를 받은 기본공급약관 제59조(산업용전력)의 규정에도 불구하고 다음의 정산기준에 따른다.

가. 양수계획량이내에서 실제 계량된 양수전력량에 대한 비용정산

거래일의 총양수계획량 이내에서 실제 계량된 양수전력량의 정산은 양수계획시간대의 가중평균SMP로 정산한다. 즉,

[eqn: rm OPEP_i =& {SUM from { t }~left{ PO_i,t □SMP_t times(1+ TLF_t ) right}} over {SUM from { t }PO_i,t} ##&RM~~~~□ Min(SUM from { t }PO_i,t ~ SUM from { t }MPE_i,t ) times 1,000]

여기서,

[eqn: rm SUM from { t }PO_i,t = "0"]  인 경우는 [eqn: rm OPEP_i =0]

OPEPi : 거래일 총양수계획량 이내에서 실제 양수한 전력량에 대한 정산금

POi,t : 발전사업자가 제출한 시간대별 양수계획량. 단, 변경 양수계획량 있는 경우 변경한 양수계획량 적용

MPEi,t : 양수발전기 계량설비에서 취득한 양수동력으로 사용된 전력량

나. 실제 계량된 양수전력량이 양수계획량을 초과하는 경우 초과 양수한 전력량에 대한 비용정산

계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의 총양수계획량을 초과하여 양수한 경우, 초과 양수한 전력량은 거래일의  발전시간대 평균SMP로 정산한다. 즉,

[eqn: rm SUM from { t }MPE_i,t ~~ <= ~~ SUM from { t }PO_i,t] 이면. CONPEi = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rm CONPE_i =& ({ SUM from { { t}=9} to 24 ~(SMP_t )} over {16})□ XPE_i TIMES eta _i times 1,000 ##&~~rm + Max left{ SUM from { t } MPE_i,t - (SUM from { t }PO_i,t +XPESO_i ),0 right} ##&~~rm times Max(SMP_t ) times 1,000]

여기서,

[eqn: rm XPE_i =&Max left{ (Min(SUM from { t }MPE_i,t ,SUM from { t }PO_i,t +XPESO_i ) #&rm -SUM from { t }PO_i,t )), ~0right}]

CONPEi : 전력거래소 지시로 거래일 총 양수계획량을 초과하여 양수한 전력량에 대한 정산금

[eqn: rm XPE_i] : 전력거래소 지시로 실제 추가 양수한 전력량

XPESOi : 전력거래소가 총양수계획량을 초과하여 양수하도록 지시한 초과 양수전력량

다. 실제 계량된 양수량이 양수계획량 미만인 경우 양수하지 못한 전력량에 대한 정산

계통의 안정적인 운영을 위해 전력거래소의 지시로 거래일의 총양수계획량 미만으로 양수한 경우, 양수하지 못한 전력량은 기대이익(양수하여 발전할 경우 얻을 수 있은 이익)을 지급한다. 즉,

[eqn: rm SUM from { t }MPE_i,t ~~ >= ~~ SUM from { t }PO_i,t] 인 경우, COFPEi = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rm COFPE_i = Max left{ ENP_i TIMES eta _i TIMES OC_i ,~ 0RIGHT } times 1,000□ (-1)]

여기서,

[eqn: RM ENP_i = &Max right{ (SUM from { t }PO_i,t - Max( SUM from { t }MPE_i,t , #& rm SUM from { t }PO_i,t - PENSO_i ),~0 right}]

[eqn: & rm OC_i~ = LEFT ( { SUM from { t }~ (EGW_i,t □SMP_t ) } over {SUM from { t }EGW_i,t}-{SUM from { t }~(PO_i,t □SMP_t times(1+ TLF) )} over {SUM from { t }PO_i,t TIMES eta _i } RIGHT )}]

[eqn: rm SUM from { t }PO_i,t = "0"]인 경우는 , [eqn: rmOC_i = 0]

[eqn: rm SUM from { t } EGW_i,t} =0]인 경우는 [eqn: rm{ SUM from { t }~(EGW_i,t □SMP_t ) } over {SUM from { t } EGW_i,t} =Max (SMP_t )]

[eqn: rm COFPE_i] : 전력거래소의 지시로 거래일 총양수계획량 미만으로 양수한 경우 양수하지 못한 전력량에 대한 정산금

4. 기동비용조정에 대한 정산

기동비용 조정(SUAPi)은 다음 공식에 따라 정해진다.

SUAPi = Max[{SUCi □ (NSUAi - NSUSi)},0]

여기서,

SUCi : 발전기의 기동비용

NSUAi : 거래일의 실제 기동을 실행한 횟수

[eqn: rm NSUA_i = SUM from { t } SUA_{i,t}]

거래기간 동안,

MGOi,t-1=0 이며 MGOi,t > 0 이고 PSEi,t □ MEGWi,t이면,

SUAi,t=1 이고,

그렇지 않으면, SUAi,t=0

단, 발전사업자의 사유로 기동한 경우는 SUAi,t=0

NSUSi : 거래일의 계획된 총 기동 횟수

[eqn: rm NSUS_i = SUM from { t } SUS_{i,t}]

거래기간 동안,

Min(PSEi,t-1, RAi,t-1)=0 이고 Min(PSEi,t, RAi,t) > 0이면,

SUSi,t=1 이고,

그렇지 않으면, SUSi,t=0

5. 한계조정발전기 조정에 대한 정산

가. 일반발전기

PSEi,t-1 = 0, PSEi,t Ｂ 0,  PSEi,t+1 = 0 이고,

IGPi,t > 계통한계가격,  NPSIi,t = 1 이면,

이러한 발전기에 대한 거래시간의 한계발전기 조정정산금(MGSAi,t)은 다음 식에 따라 계산된다. 즉,

Min(PSEi,t, RAi,t) = 0 이면 MGSAi,t = 0

그렇지 않으면,

MGSAi,t = (IGPi,t-SMPt)□Min(PSEi,t, RAi,t, MGOi,t)□1,000

거래일 한계발전기조정 정산금(MSAi,t)은 다음 식에 따라 정해진다.

[eqn: rm MSA_i = SUM from { t } MGSA_{i,t}]

나. 기저발전기

PSEi,t-1 = 0, PSEi,t Ｂ 0,  PSEi,t+1 = 0 이고,

IGPi,t > 기저발전기한계가격, NPSIi,t = 1 이면,

이러한 발전기에 대한 거래시간의 한계발전기 조정정산금(MGSAi,t)은 다음 식에 따라 정해진다. 즉,

Min(PSEi,t, RAi,t) = 0 이면 MGSAi,t = 0

그렇지 않으면,

MGSAi,t = (IGPi,t -BLMPt)□Min(PSEi,t, RAi,t, MGOi,t)□1,000

거래일 한계발전기 조정(MSAi,t)은 다음 공식에 따라 정해진다.

[eqn: rm MSA_i = SUM from { t } MGSA_{i,t}]

6. SMP 결정시 제외된 발전기에 대한 추가 정산

가격결정발전계획의 계획발전량이 최소발전용량(MGi) 이하로 배분되거나, 발전기가 최대 증·감발하여  SMP결정시 제외되는 경우, 가격결정발전계획의 발전계획량이내에서 실제 발전한 전력량은 해당 발전기의 변동비와 SMP의 차액을 추가로 정산한다. 즉

IGPi,t > 0이며, NPSIi,t = 0 이고 ,

[eqn: rm (A_i,t-1 - A_i,t )~ > ~ (-1) times RUR_i times 60] 또는 [eqn: rm(A_i,t-1 - A_i,t )~ < ~ RDR_i times 60] 이면

[eqn: rm XG ESMP_i,t =&Max left{(CG Ei,t - SEP_i,t ), 0 right}]

그렇지 않으면  XGESMPi,t = 0

여기서

[eqn: &rmCG E_i,t = QPC_i times left{Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} )right }^2 #&rm~~~~~~~~~~~ +LPC_i times Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) #&rm~~~~~~~~~~~+NLPC_i □ GF_i,t ##&rm GF_i,t~~ :~~ 실제 ~발전~여부 표시기로서 ~MGO_i,t~ >~0~이면,GF_i,t ~ =~ 1, #&rm~~~~~~~~~ 그렇지~ 않으면~ GF_i,t ~=~ 0]

[eqn: rm XG ESMP_i,t] : SMP 결정시 제외된 발전기에 대한 거래시간별 추가 정산금

[eqn: rm CG E_i,t] : SMP 결정시 제외된 발전기의 경우 가격결정발전계획의 발전계획량 이내 에서 실제 발전한 전력량에 대한 변동비

SMP 결정시 제외된 발전기에 대한 거래일 추가정산 금액([eqn: rm XG ESMP_i])은 다음과 같다.

[eqn: rm XG ESMP_i = SUM from { t } XG ESMP_i,t]

7. 시운전 전력의 정산

상업운전 이전에 발전사업자가 성능시험 등을 목적으로 전력거래소에 발전을 요청하고, 전력거래소에서 발전하도록 지시한 경우, 시운전 발전기가 생산한 전력량은 일반발전기는 거래일의 가중평균 SMP로, 기저발전기는 거래일의 가중평균 BLMP로 정산한다. 즉,

가. 일반발전기

[eqn: rm{ EBCO_i = {WSMP} □ SUM from { t } MGO_{i,t}} □ 1,000 }]

여기서,

EBCOi,t : 발전기가 상업운전 이전에 생산한 전력량에 대한 정산금

WSMP : 거래일 가격결정발전계획에 적용하는 시간대별 수요로 가중을 준 평균SMP(원/kWh). 즉,

[eqn: rm WSMP = SUM from { t } (SMP_ {t } ~TIMES ED_ {t }) ~DIV SUM from { t } ED_ {t }]

EDt : 가격결정발전계획에 적용된 시간대별 예측수요(MWh)

나. 기저발전기

[eqn: rm{ EBCO_i = { WBLMP} □ SUM from { t } MGO_{i,t} □ 1,000 }]

여기서,

WBLMP : 거래일의 시간대별 예측수요로 가중을 준 평균BLMP(원/kWh). 즉,

[eqn: rm WBLMP = SUM from { t } (BLMP_ {t } ~TIMES ED_ {t }) ~DIV SUM from { t } ED_ {t }]

8. 대체 연료 사용 발전기의 정산

주연료를 LNG를 사용하는 발전기가 LNG 공급의 부족으로  대체연료를 사용할 경우 다음과 같이 추가로 정산한다.

- 가격결정발전계획의 발전계획량에 포함된 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획에 발전계획량에는 포함되어 전력거래소에 의해 급전할당 된 전력량은 변동비 차액을 추가로 정산한다. 즉,

[eqn: rm XSEP_i,t = VC_2i,t - VC_1i,t]

여기서,

[eqn: rmVC_2i,t = VC_1i,t times gamma]

[eqn: rm VC_1i,t = &QPC_i times left{Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} right }^2 ##&rm +LPC_i times Min(PSE_{i,t} , MGO_{i,t}, RA_{i,t} ) ##&rm+NLPC_i □ GF_i,t]

[eqn: gamma_i~ = {대체연료 열량단가} over {주연료 열량단가} DIV {(1- 대체연료 사용시 ~효율감소율( rho_i ))}]

GFi,t : 실제 발전한 여부를 판정하는 Flag

MGOi,t > 0 경우, GFi,t = 1,

그렇지 않으면, GFi,t = 0

[eqn: rm XSEP_i,t] :  대체연료 사용시 추가로 지급되는 SEP 정산금

[eqn: rmVC_2i,t] : SEPi,t 정산금 산정에 적용되는 전력량을 대체연료를 사용하여 발전할 때 경우 소요되는 비용

[eqn: rm VC_1i,t] : SEPi,t 정산금 산정에 적용되는 발전량을 주연료를 사용하여 발전할 경우 소요되는 비용

[eqn: gamma_i]   : 주연료 대비 대체연료 열량단가의 비와 대체연료 사용시 발전기 효율 저하율을 고려한 상수

[eqn: rho_i] : 대체연료 사용시 효율 감소율이며, 이 계수의 결정절차는 □발전비용평가위원회운영규정□에 따른다.

- 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되지 않았으나 추가로 발전한 전력량에 대한 정산

제약에 따른 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량은 대체연료 사용시 변동비와 거래일 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 시간대별 정산금(CONi,t)과 차액을 추가로 정산한다.  즉,

PSEi,t □ MGOi,t 이면, XCONi,t = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rmXCON_i,t = XEVC_1i,t times gamma - (GSCON_{i,t} +SCON_{i,t})]

여기서 ,

[eqn: rmXEVC_1i,t =&QPC_i □ ( LEFT { Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t} ) RIGHT } ^2 ##&rm - LEFT { Min(RA_{i,t}, PSE_{i,t} )RIGHT } ^2 ) ##&rm+LPC_i □ rmLEFT { Min(MGO_{i,t} ,RA_{i,t}) ##&rm -Min(RA_{i,t},PSE_{i,t})RIGHT } ##&rm+NLPC_i □CONF_i,t]

[eqn: rmXCON_i,t] : 대체연료 사용시 추가로 지급되는 CON 정산금

[eqn: rmXEVC_1i,t] : 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전한 전력량을 주연료를 사용하여 발전할 경우 소요되는 비용

- 가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나 발전하지 않은 전력량에 대한 정산

가격결정발전계획의 발전계획량에는 포함되었으나, 전력거래소에 지시에 의해 발전하지 않은 전력량은 정산하지 않는다. 즉,

PSEi,t □ MGOi,t 이면, XCOFFi,t = 0

그렇지 않으면,

[eqn: rmXCOFF_i ~=XCOFF_i,t ~ = 0]

여기서,

[eqn: rmXCOFF_i,t] : 대체연료 사용시 추가로 지급되는 COFF 정산금

대체연료를 사용할 경우 거래일 해당 발전기의 추가 정산금([eqn: rm XPSF_i])은 다음과 같다.

[eqn: rm XPSF_i = SUM from { t } left{(XSEP_i,t + XCON_i,t + XCOFF_i,t ) times SFF_i,t right}]

여기서 ,

[eqn: rm SFF_i,t] :  대체연료 사용 여부를 판정하는 Flag.

대체연료 사용시는 [eqn: rm SFF_i,t]= 1,

그렇지 않으면 0

9. 계통운영보조서비스에 대한 정산 (2001. 12. 19 신설)

가. 정산항목

1) 주파수조정 서비스(주파수추종운전 및 자동발전제어운전)

2) 예비력 서비스

3) 자체기동 서비스

나. 정산기준

1) 주파수조정 서비스

① 주파수추종운전에 대한 정산은 분기별로 발전사업자가 신고한 발전기별 속도조정율을 만족하는 경우에만 적용한다.

② 자동발전제어운전에 대한 정산은 원격발전력조정 및 주파수추종운전을 동시에 시행한 경우에만 적용한다.

③ 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다. 즉,

GFPi,t = MGOi,t □ GFWFi □ GFHF

AGCPi,t = GFPi,t □ 1.2

여기에서,

GFPi,t   : 주파수추종운전 정산금액

AGCPi,t : 자동발전제어운전 정산금액

MGOi,t  : 계량전력량

GFWFi : 속도조정율에 따른 발전기별 가중치

GFHF   : 주파수추종운전 정산단가

④ 속도조정율에 따른 발전기별 가중치는 다음과 같이 적용한다.

속도조정율            가중치

3.0% 이하             1.50

4.0% 이하             1.20

5.0% 이하             1.00

6.0% 이하             0.80

6.0% 초과             0.50

9.0% 초과시는 미보상

2) 예비력 서비스

① 예비력에 대한 정산은 사전에 정지상태 대기예비력 및 대체예비력으로 지정된 경우에만 적용한다.

②발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다. 즉,

SRPi,t = SRSCi,t □ SRHF

RRPi,t = RRSCi,t □ RRHF

여기에서,

SRPi,t   : 정지상태 대기예비력 정산금액

RRPi,t  : 대체예비력 정산금액

SRSCi,t : 시간대별 지정 정지상태 대기예비력(MWh)

RRSCi,t : 시간대별 지정 대체예비력(MWh)

SRHF : 정지상태 대기예비력 정산단가

RRHF : 대체예비력 정산단가

3) 자체기동 서비스

① 자체기동발전기에 대한 정산은 사전에 자체기동발전기로 지정되어 전력거래소에 의해 보유능력이 인정된 경우에만 적용한다.

② 발전기별 정산금은 다음 식에 따라 계산된다. 즉,

BSPi = BSSCi □ BSMP

여기에서,

BSPi    : 정산금액

BSSCi : 자체기동발전기 지정 설비용량(MW)

BSMP  : 정산단가

다. 불이행시 정산

1) 주파수조정서비스

전력거래소의 사전 승인없이 주파수조정서비스에 참여하지 아니하거나 발전사업자의 속도조정율 신고값 대역의 기준치의 10%를 초과하는 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니한다.

2) 예비력서비스

① 예비력으로 지정된 발전기가 급전지시에도 불구하고 정해진 시간 내에 계통병입을 하지 못하는 경우에는 거래일 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다

② 제1항에 의한 정산금의 환수는 다음과 같이 적용한다.

SRPPi = 3 □ SRFPi

RRPPi = 3 □ RRFPi

SRPPi : 정지상태 대기예비력 불이행 발전기의 거래일 환수금액

SRFPi : 정지상태 대기예비력 거래일 예정 정산금액

RRPPi : 대체예비력 불이행 발전기의 거래일 환수금액

RRFPi : 대체예비력 거래일 예정 정산금액

3) 자체기동 서비스

① 자체기동능력 시험후 기동능력을 보유하지 아니한 것으로 확인되는 발전기에 대하여는 거래월 예정 정산금을 지불하지 아니하고 제2항에서 정하는 바에 따라 환수한다.

② 제1항에 의한 정산금의 환수는 다음과 같이 적용한다.

BSPPi = 2 □ BSFPi

BSPPi : 불이행 발전기의 환수금액

BSFPi : 거래월 예정 자체기동 정산금액

라. 정산단가 및 시행시기

□나□에서 정한 계통운영보조서비스 제공에 대한 정산기준에 적용할 정산단가와 시행시기는 계통운영보조서비스절차서에서 별도로 정한다

10. 기타 정산 (2001. 12. 19 번호 변경)

가. 기동 대기 발전기의 정산

계통의 안정적인 운영을 목적으로 전력거래소에서 발전사업자에게 계통병입을 지시하고 계통병입 전에 계통병입 지시를 취소하는 경우, 계통병입을 취소하는 시간까지 들어간 비용은 다음과 같이 정산한다. 즉,

[eqn: RM SUSBC_i =&SUC_i + {SUC_i } over SUH_i times TH_i]

여기서,

[eqn: RM SUSBC_i] : 전력거래소가 기동대기를 지시한 경우 정산금(원)

[eqn: rm SUH_i] : 기동에 소요되는 시간이며,  □발전비용평가위원회 운영규정□에 따라 제출한 기동시간(기동비 산정에 적용한 시간)을 사용한다.

[eqn: rm TH_i] : 전력거래소에서 지시한 병입시간부터 병입지시를 취소하는 시간까지 소요되는 시간(병입대기시간)

나. 신고한 변경 공급가능용량 이상으로 급전지시한 전력량

전력거래소가 발전사업자가 신고한 변경 공급가능용량 이상으로 급전지시를 하고, 실제 계량된 발전전력량이 공급가능용량 이상인 경우, 신고한 공급가능용량을 초과하여 발전한 전력량은 일반발전기는 SMP와 일반용량가격을 더한 값으로,  기저발전기는 BLMP와 기저용량가격을 더한 값으로 정산한다. 즉,

MGOi,t □ RAi,t 이면,   XEGWi,t = 0,  그렇지 않으면

1) 일반발전기

[eqn: rm XEGW_i = SUM from { t } left{ Max (XMP_i,t, XVC_i,t )+Max(XCP_i,t ,0) right}]

단, 수력 및 양수발전기는 정산하지 않는다.

여기서,

[eqn: rm XCP_i,t =&left{ Min ( MGO_i,t ,(RA_i,t +XEOGA_i,t ) ) #&rm~ - Max ( RA_i,t , A_i,t )right} □(HCF_t + beta ) times 1,000]

[eqn: rm XMP_i,t =& left{Min(MGO_i,t~ ,~ ( RA_i,t +XEOGA_i,t )) #&rm ~~ - RA_i,t right} □SMP_t times 1,000]

[eqn: rm XVC_i,t = &QPC_i times left{(Min(MGOi,t, RA_i,t +XEOGA_i,t ) right )^2 #&rm~~~~~ - RA_i,t ^2 right } #&rm +LPC_i times left{Min(MGOi,t, RA_i,t +XEOGA_i,t ) #&rm~~~~~~ - RA_i,t right } #&rm +NLPC_i □XF_i,t]

XFi,t : Min ( RAi,t, Ai,t) = 0 이면, XFi,t = 1,  그렇지 않으면 XFi,t = 0

[eqn: rm XEGW_i]: 발전사업자가 신고한 공급가능용량을 초과하여 발전하도록 거래소가 지시한 경우, 초과 발전량에 정산금

[eqn: rm XCP_i,t]: 전력거래소 지시로 공급가능용량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 용량정산금

[eqn: rm XVC_i,t]: 전력거래소 지시로 공급가능용량을 초과하여 발전한 전력량에 대한 변동비

[eqn: rm XMP_i,t]: 전력거래소 지시로 공급가능용량을 초과하여 발전한 전력량을 시장가격으로 정산할 경우 금액

[eqn: rm XEOGA_i,t]: 전력거래소 지시로 공급가능용량을 초과하여 발전하도록 지시한 초과 전력량

2) 기저발전기

[eqn: rm XEGW_i = SUM from { t } left{ Max (XVC_i,t, XMP_i,t )+Max(XCP_i,t , 0)right}]

여기서,

[eqn: rm XCP_i,t =&left{Min( MGO_i,t ,RA_i,t +XEOGA_i,t ) #&rm~ - Max(A_i,t ,RA_i,t) right} □(HCFB_t +alpha) times 1,000]

[eqn: rm XMP_i,t =& left{Min(MGO_i,t, RA_i,t +XEOGA_i,t ) #&rm ~~ - RA_i,t right} □BLMP_t times 1,000]

[eqn: rm XVC_i,t = &QPC_i times left{(Min(MGOi,t, RA_i,t +XEOGA_i,t ) right )^2 #&rm~~~~~ - RA_i,t ^2 right } #&rm +LPC_i times left{Min(MGOi,t, RA_i,t +XEOGA_i,t ) #&rm~~~~~~ - RA_i,t right } #&rm +NLPC_i □XF_i,t]

XFi,t : Min ( RAi,t, Ai,t) = 0 이면, XFi,t = 1,  그렇지 않으면 XFi,t = 0

다.  급전지시에 불응 및 지연에 대한 조정 원칙

1) 병입 및 병해 지연

① 병입지연

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간 보다  늦을 경우,  지연이 발생한 거래시간의 변경 공급가능용량(RAi,t)은 계량된 전력량으로 조정한다. 즉

ARAi,t =  MGOi,t

여기서,

ARAi,t : 조정된 변경 공급가능용량

② 병해지연

발전사업자가 전력거래소로부터 병해 시간을 지시 받고, 실제 병해 시간이 지시받은 시간 보다  늦을 경우,  지연되는 시간 동안에 계량된 발전전력량(MGOi,m)을 "0"으로 조정한다. 즉

MGOi,m= 0

해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]

2) 조기 병입 및 병해

① 조기 병입

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병입 시간을 지시 받고, 실제 계통병입 시간이 지시받은 시간보다 빠른 경우,  빨리 병입한 시간 동안에는 계량된 전력량(MGOi,□)을 □0□으로 조정한다. 즉

MGOi,m= 0

해당 거래시간의 조정된 계량값(AMGOi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm AMGO_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 MGO_i,m]

② 조기 병해

발전사업자가 전력거래소로부터 계통병해 시간을 지시 받고, 실제 계통병해 시간이 지시받은 시간 보다  빠른 경우,  빨리 병해한 시간 동안에는 변경 공급가능용량(RAi,m)을 □0□으로 조정한다. 즉,

RAi,m= 0

해당 거래시간의 재선언공급가능용량(ARAi,t) 은 다음과 같다.

[eqn: rm ARA_i,t = SUM from { { m}=1} to 60 RA_i,m]

3) 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우

발전사업자 사유로 계획량 또는 급전지시량으로 발전하지 못한 경우 변경 공급가능용량(RAi,t)을 아래와 같이 조정된 값을 적용한다. 즉,

ARAi,t = RAi,t -  | EOSOi,t - MGOi,t |

단, 시운전 발전기의 경우는 계량된 전력량을 아래와 같이 조정한다.

AMGOi,t = MGOi,t -  | EOSOi,t - MGOi,t |

여기서,

EOSOi,t : 전력거래소가 급전지시한 발전전력량

라. 전력거래소가 지시한 발전 또는 양수 전력량(급전지시량) 산정이 가능할 때까지는 전력거래소가 인정할 경우 계량값(MGOi,t 또는 MPEi,t)을 급전지시량으로 할 수 있다. 다만, 계량값을 급전지시량으로 인정할 경우 전력거래소는 반드시 사유를 명시해야 하며 자세한 절차와 방법은 □정산절차서□에 따른다.

마. 중앙급전발전기의 수전전력요금 중 기본요금 정산 (2001. 12. 19 신설)

발전회원이 납부한 수전전력요금 중 전력산업기반기금을 제외한 기본요금은 제6조 제3항의 규정에 따라 매월 정산한다.

[전력거래차수별 대금지급 기준일정]

구분	전력거래일	대금 지급일
1차 2차 3차 4차 5차 6차	1일 ∼ 5일 6일 ∼ 10일 11일 ∼ 15일 16일 ∼ 20일 21일 ∼ 25일 26일 ∼ 말일	당월 말일 익월 5일 익월 10일 익월 15일 익월 23일 익월 26일