3월

2014

M O N T H L Y    R E P O R T

	일러두기 전력시장감시위원회는 공정한 전력거래 구현과 경쟁적 전력시장 조성을 목적으로 전력시장운영규칙 제6.2.1조에 근거하여 설립된 전기위원회 산하기구로서, 전기사업법 제21조의 금지행위를 비롯한 전력시장에서의 제반 불공정 행위에 대한 감시 및 시정조치를 담당하고 있습니다. 본 보고서는 전력시장감시위원회가 전력시장의 동향을 정기적으로 파악하고 이상현상을 신속하게 감지함으로써 시장감시업무를 효과적으로 지원하기 위해, 초기정산 실적을 기준으로 작성한 월간 전력시장감시보고서입니다. 본 보고서의 전력시장감시지표들은 시장운영 현황을 지표별, 기간별로 비교분석함으로써, 사업자 시장지배력의 잠재성 및 행사여부, 시장구조의 설계상의 개선사항 등을 파악하기 위한 기초 가이드입니다. 이 중 일부 지표들은 현재 변동비 반영 전력시장(CBP)의 특성상 그 내용이 의미하는 바가 제한적이기도 합니다. 그러나 향후 전력시장구조가 선진형으로 발전할 경우를 대비하여 이 지표들의 지속적 분석이 그 의미를 갖습니다. 한편, 본 보고서는 전력거래소(www.kpx.or.kr), 전력통계정보시스템(www.epsis.kpx.or.kr/)홈페이지에 게재하고 있으며, 보고서에 관해 궁금한 사항이 있으신 분은 전력시장감시위원회 사무국 (☎02-3456-6733)으로 문의하여 주시기 바랍니다.

전력시장현황

1. 전력수요와 일반발전설비 공급가능용량

그래프를 보면 SMP곡선의 움직임이 예측수요 및 일반입찰 기여량과 비슷한 패턴으로 움직이는 것을 볼 수 있다. 이는 전력수요 대비 일반발전설비 공급가능용량의 점유율이 전력시장가격에 영향을 미치는 것을 알 수 있다.

금월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 32.9%로 전년도 동월의 평균 31.4%보다 높은 수준이다. 금월의 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 249MW 감소한 37,736MW이었고, 예측수요 평균은 전년대비 1,025MW 증가한 56,481MW를 기록하였다. 기저발전기 평균 입찰량은 소폭 감소하였으나, 평균 예측수요는 증가하면서 일반설비의 전력수요 기여율이 증가하는 요인이 되었다.

일반설비 전력수요 기여율 최대치는 3/13 목요일 10시에 46.2%(기여량 31,450MW)를 기록하였다.

2. 예측수요와 일반설비의 전력수요 기여율

예측수요와 기여율 분포도를 살펴보면, 일반적으로 전 구간에서 일반설비의 전력수요 기여율이 전력수요가 증가할수록 증가하는 경향을 보인다. 이는 변동비가 낮은 기저발전기는 거의 전 구간 입찰량 대비 높은 발전율로 운전하므로, 전력수요가 변동하는 부분의 운영에는 변동비가 높은 일반설비가 기여하기 때문이다.

금월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 32.9%로 전월과 같은 수준, 전년 동월 31.4% 대비 증가하였다. 이는 전년대비 예측수요는 평균 1,025MW 증가하였고, 공급능력 또한 1,146MW 증가하였으나 기저발전기의 입찰량은 소폭 감소한 영향이다.

3. 전력시장가격과 전력수요

금월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.896로 전년 동월 0.867보다 소폭 증가하였다. 상관계수의 증가는 예측수요가 증가할 때 시장가격이 증가하는 정도가 커진 것을 의미하는데,  금월에는 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 의미한다.

전반적으로 전년 동월에 비해 상승된 가격결정이 발생되었으며, 이는 금월 공급능력이 전년에 비해 평균 1,146MW가 증가하여 소폭 확충되었으나  예측수요 또한 1,025MW의 소폭 증가한 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력과 수요가 소폭 증가한 가운데 SMP 평균값은 전년대비 1.8% 증가하였다.

금월 SMP 최대치는 3/13(목) 10시에 A열병합#1CC이 결정한 187.72원/kWh이었고, SMP 최저치는 3/23(일) 15시와 16시에 B#2CC이 결정한 144.46원/kWh이었다.

4. 거래규모와 정산단가

금월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.896로 전년 동월 0.874에 비하여 소폭 증가하였다. 여기서 상관계수의 증가는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 증가한 것을 의미하는데, 이는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 커졌음을 의미한다.

금월 정산단가 최고치는 122.57원/kWh로 3/13(목) 10시에 발생하였다. 이는 A열병합CC가 가격결정하면서, SMP가 월중 가장 높은 수준이었으며, 일반입찰 기여도도 최고 수준을 기록한 시기였다.

금월 평균 정산단가는 99.67원/kWh로 전년 동월 대비 11.1% 상승하였는데, 이는 SMP의 상승 및 기저발전기 정산조정계수의 상향조정의 영향이다.

5. 가격지속곡선

3월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전반적으로 전년과 비슷한 형태를 보이고 있으나 가격이 상승한 모양을 보이고 있다.

160원/kWh 이상 구간의 가격결정발생 비율이 전년 동월에는 31.7%를 차지하였으나, 금년에는 57.7%를 보여 증가하였고, 연휴기간이 없어서 130원/kWh이하 구간의 가격결정발생은 전년과 같이 발생하지 않았다.

시장가격	2013.3.	2014.3.
130원/kWh 이상	100.0%	100.0%
150원/kWh 이상	49.1%	90.7%
160원/kWh 이상	31.7%	57.7%
170원/kWh 이상	1.9%	27.4%
180원/kWh 이상	0.1%	2.0%

6. 가격변동성

금월 평균시장가격은 163.4원/kWh으로 전년 동월 대비 7.4% 증가, 전월 대비 6.4% 증가하였다.

금년 전월대비 유류발전기의 SMP 결정비율 증가와 주요 연료원의 열량단가 상승에 따른 증가 요인이 있었으며, 전년 동월에 대비하면 유류발전기의 SMP 결정비율 증가와 SMP 결정비율이 가장 많은 LNG의 열량단가 상승에 따른 증가요인이 있었다. 금월의 LNG복합의 가격결정 비율은 전년 동월대비 15.5%P 감소한 82.5%였으며, 유류는 15.5%P 증가한 17.5%를 기록하였다.

전력계통현황

1. 발전원별 발전율

발전원별 3월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 96.92%, 무연탄기력 94.45%, 중유기력 52.95%, LNG기력 16.64%, LNG복합 63.10%, 원자력 100.0%를 나타내었다. 전체 평균 발전율은 89.9%로 전월대비 3.3%p 상승, 전년 동월 대비 2.1%p 상승하였다.

전월 대비 상승한 요인은 일평균 발전량이 감소(4.1%P) 하였으나 일평균 입찰량은 더욱 감소(7.7%P)한데 기인하며, 전년 동월대비 상승한 요인으로는 발전량의 증가(3.1%P)가 입찰량의 증가(0.7%P)보다 큰것에 기인한다.

전반적으로 원자력은 월평균 100% 발전율로 운영되었으며, 유연탄기력 및 무연탄기력도 90% 이상 수준의 발전율로 운영되었고, 기타 중유기력및 LNG기력, LNG 복합의 경우는 발전율이 전력수요의 영향을 받아 변동하는 패턴을 보였다.

2. 일별 공급예비력 추이

금월 평균 공급예비력은 10,438MW로 전년 동월 10,233MW 대비 205MW 증가, 전월 11,605MW 대비 1,167MW 감소하였다. 전년 동월 대비 공급능력은 1,809MW가 증가 되었으나 최대전력 또한 1,603MW 증가에 그친 영향이 반영된 것이다. 전월 대비 공급능력은 평균 4,890MW 감소하였으나, 최대전력 또한 3,724MW  감소함으로써 공급예비력이 1,167MW 감소하였다.

금월의 최저공급예비력은 2/5(수)에 발생한 604만㎾이다. 해당 일 운영예비력도 5,470MW로 별도의 전력수급 경보 발령 없이 안정적으로 운영되었다.

3. 입찰기준 예비력과 전력시장가격

3월 발전단 기준 최대전력은 3/7(금) 10시 72,167MW를 기록하여 전년 동월 69,653MW 보다 3.6%P 증가한 수치를 기록하였다.

월 평균전력(발전단기준)의 경우는 59,478MW를 기록하여 전년 동월 대비 2.6% 증가, 최근5년 평균증가율(5.0%)보다 낮으며, 전월(62,172MW) 대비 4.3% 감소하는 실적을 보였다.

전년 동월 대비 월간 피크시 설비용량은 신규발전기의 준공으로 4,651MW 증가한 87,171MW에 이르러 5.6%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년대비 1,493MW(2.0%) 증가한 78,016MW를 확보하였다.

최근 5년간의 실적을 보면 최대전력 증가율은 4.7%로 나타났고 월평균전력 증가율은 5.0%를 나타냈다.

4. 전력시장가격과 입찰기준 예비율

전력시장가격과 입찰기준 예비율과의 관계를 살펴보게 되면, 전반적으로는 반비례 추세를 확인할 수 있다. 즉 입찰기준 예비율이 증가할수록 전력시장가격이 낮아짐을 알 수 있다. 입찰기준 예비율 증가에 따라 전력시장가격이 낮아지는 정도는 상관관계로 비교할 수 있는데, 전월 입찰기준예비력과 시장가격의 상관관계가 △0.808이었던 것에 반해 금월에는 △0.845로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 증가한 것으로 판단된다.

분포도를 보면 전월대비 시장가격이 전반적으로 높게 형성되어 있으며, 전월에는 설날 연휴에 따라 기저발전기가 가격을 결정한 결과도 보여준다. 이는 유류의 가격결정비율 증가 및 주요 연료원의 열량단가 상승에 기인하며, 그 결과 평균 전력시장가격이 전월 153.63원/kWh에서 금월 163.40원/kWh로 상승 하였다.

5. 실계통 한계발전기
금월 실계통 한계가격 결정 비중이 가장 높았던 회원사는 39.4% 비중을 차지한 A발전이었으며, B발전 및 C발전, D발전이 21.5%, 13.4%, 8.5%로 뒤를 이었다. 실계통 한계발전기 세부내역을 보면, A발전의 발전기인 a복합#2CC의 가격결정이 208회로 1위를 차지하여 A발전의 가격결정횟수 293회의 대부분을 차지하여 A발전이 점유율 1위를 차지 하였다. 점유율 2위의 B발전은 S#4, I#2, 등 LNG기력 발전기가 주요 한계발전기가 되었다. 한편, ‘14. 1월 1일부터 울산#1~#3이, 2월 1일부터 영남#1~#2가 휴지 처리됨에 따라 동서발전과 남부발전의 한계가격결정 점유율이 하락 하였다.
6. 제약발전량
금월 총 제약발전량(CON)은 2,306.49GWh로 3,992.4억원의 정산금이 발생하였다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다. 전월 대비 제약발전량은 9.0% 증가, 정산금은 14.4% 증가, 전년 동월 대비 제약발전량은 1.5% 증가, 정산금은 3.8% 증가하였다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 90.4%, 그 외에는 기동비용정산금(SUAP) 비중이 6.2%를 차지하였다. 연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮고, 유류가 전체의 19.5%, LNG가 전체의 72.6%를 차지하며 점유율이 높았다. 금월 제약발전이 많은 발전기는 LNG 발전기에서는 A열병합CC, B복합#3CC, C복합#1CC, 유류발전기에서는D화력#4 #5, #6이었다.

7. 계통운영보조서비스

금월 총 보조서비스정산금(ASP)은 50.40억원으로  총 정산금 중 0.122% 를 차지하였다. 이는 전월보다 0.019%p 증가한 수치이며, ASP 정산금 최대비율은  0.46%로 전월에 발생한 0.45%와 비슷한 결과를 보여 주었다.

서비스별로 보조서비스정산금 점유율을 살펴보면, 주파수추종(GFP) 41.60%, 자동발전제어(AGCP) 7.31%, 20분이내 대기·대체예비력(SRP) 38.37%, 120분이내 대기·대체예비력(RRP) 9.37%, 자체기동(BSP) 1.95%(전월 50.74%, 8.7%, 36.8%, 0%, 2.49%)로 나타났다.

금월 ASP 비율의 분포를 살펴보면, 경부하 기간인 월초에 보조서비스정산금 비율이 상당히 높은 비율을 보이고 있다.

8. 수도권 융통전력

3/07 10시(금월 최대부하)

융통전력 운영실적

(단위: MW)
융통전력	한계량	실적
수도권지역	11,200	7,861
서울북부지역	3,350	2,339
인천지역	4,850	-1,774

3월 수도권 융통전력(6개루트) 실적 최대치는 3/9(일) 11시에 발생한 9,723MW이었다. 이때 수도권 융통전력의 한계량은 10,600MW로 한계량을 초과하지 않고 안정적으로 운영되었다. 수도권융통전력 실적 최저치는 3,952MW로 3/14(금) 1시에 발생하였다. 금월 수도권 융통전력 한계량은 10,000~11,200MW로 운영되었으며 이를 초과한 사례는 발생하지 않았다.

수도권 북부지역 및 인천지역 융통전력 한계량도 초과 사례가 없이 안정적으로 운영되었다.

인천지역의 경우 연료비가 높은 발전기가 많아 경부하시에 발전기 정지로 한계량에 근접하는 특성을 보이며, 첨두 부하시에는 해당지역 발전기의 운전량이 많아져서 조류방향이 반대방향으로 향하여 음수 값으로 나타난다.

사 업 자 행 동
1. 변경입찰량(초기입찰대비 변동량)
금월 시간대별 평균 변경입찰량은 8.1GWh로 전년 동월 10.3GWh 대비 감소, 전월 9.3GWh 대비 대폭 감소하였다. 연료원별로는 원자력, 무연탄, 유류, 양수 발전기의 변경입찰량에 비해 유연탄, LNG 발전기의 변경 입찰량이 많았다. 시간별 월간 총 공급가능용량(A)과 시간별 월간 총 변경공급가능용량(RA)의 차이 전월과 같이 금월에도 LNG 발전기의 변경입찰이 가장 많았다. 발전기별로는 LNG복합 발전기인 A복합CC가 시운전 및 고장정지와 관련된 변경입찰을 많이 시행하였고, 유연탄 발전기인 B#7 역시 불시정지와 관련하여 변경입찰을 시행하였다. 금월 변경입찰 사유에는 위에 언급한 사유 외에 시운전, 열공급 모드 전환, 외기온도 또는 해수온도 변화에 따른 최대출력 변경 등이 있었다. 1월과 달리 금월에는 원자력발전기의 변경입찰량이 대폭 감소하였으며, 이는 발전기의 정지, 기동과 관련이 있다.
2. 운영발전계획과 계량값
금월 시간대별 운영발전계획과 전력수요 차이는 평균 322MW을 기록하여 전년 동월 336MW에 비하여 13.7MW 감소하였다. 운영발전계획과 계량값 차이 월 중 최대치는 3/30 24시에 1,797MW이었으며, 해당 시에 계통운영상 특이사항은 발생하지 않았으나, 수요의 급격한 감소로 인하여 운영발전계획과 실적값의 차이가 증가한 것으로 판단된다. 운영발전계획 재수립을 포함한 최종발표 차수 기준값 또한, 금월 운영발전계획과 계량값의 차이가 1,000MW를 초과한 사례가 총 12회 발생하였다. 이는 대부분 전력수요가 급변하는 시간에 2시간 이내로 발생하였으며, 그 이상 차이가 발생하는 경우 운영발전계획을 재수립하여 운영하였다.

3. 연료원별 입찰률

금월 설비용량 대비 입찰률은 평균 70.8%를 기록하여, 전년 동월 대비 3.9%p 하락하였다. 이는 설비량의 증가폭보다 입찰량의 감소폭이 더 큰데 기인하며, 전년 동월 대비 유연탄, 무연탄, 중유, LNG 발전기 입찰률은 감소하고 원자력 발전기 입찰률이 증가하였다.

설비용량 대비 입찰률 변동은 발전기의 예방정비 및 고장으로 인한 정지가 주요 사유이다. 전년에 비해 중유 발전기의 입찰률이 큰 폭으로 하락한 것은 울산#1, #2, #3에 이어 영남#1, #2가 휴지 처리되었기 때문이다.

발전기가 휴지 처리될 경우 설비용량에는 산정이 되지만 입찰은 시행하지 않아 공급가능용량에는 반영되지 않는다.

발전원	2013.3.	2014.3.	증감
원자력	74.7%	78.6%	3.9%p↑
유연탄	89.9%	85.4%	4.5%p↓
무연탄	86.2%	81.9%	4.2%p↓
중유	89.7%	81.2%	8.4%p↓
LNG	91.2%	90.0%	1.2%p↓

4. 감발전력

발전원별 예방정비량

(단위:만kW/일)

원 별	‘13.3월	‘14.2월	‘14.3월
원 자 력	260	270	289
석 탄	115	116	264
LNG(복합)	124	70	265
유 류	10	0	0
기 타	87	45	55
합 계	596	501	873

금월 일평균 예방정비량은 873만kW/일을 기록하여, 전년 동월 대비 277만kW/일이 증가하였으며, 전월 대비 372만kW/일이 증가하였다.

일평균 예방정비량 실적은 하계이후 증가하여 10월에 정점을 찍은 후 동계에는 다시 감소하였는데 이는 우리나라 전력수요가 여름과 겨울에 집중되는 것과 관련이 있다.

전년 동월 대비 금월 총 예방정비량이 증가하였으며, 특히 유연탄과 LNG의 예방 정비량 증가가 많았다.

최근 4년간 년간 월 평균 예방정비 실적을 보면

'10년 : 740,  '11년 : 819,  '12년 : 668,  '13년 : 596만kW/일을 기록하였다.

5. 시장가격 결정

주요연료 열량단가 변동

(단위:원/Gcal,%)

구 분	‘13.3월	‘14.2월	‘14.3월	증감
				전월 대비	전년동월대비
L N G	77,983	80,065	85,336	+6.6%	+9.4%
유 류	86,887	84,336	85,023	+0.8%	-2.1%
국내탄	22,379	22,723	21,668	-4.6%	-3.2%
유연탄	17,272	16,206	16,151	-0.3%	-6.5%

금월 발전원별 계통한계가격 결정점유율은 LNG(복합/기력)에서 79.7%, 중유(기력)가 20.3%, 유연탄(기력)이 0%, 무연탄(기력)이 0%를 차지하였다. 전월대비 금월 LNG의 가격결정비율은 감소 하였고, 반대로 중유 발전기의 가격결정비율이 증가하였다.

주요 연료의 열량단가를 살펴보면 전월 대비   LNG 열량단가를 비롯하여 유류, 국내탄, 유연탄의 열량단가가 상승하였다. 전년 동월 대비 LNG를 제외한 주요 연료의 열량단가가 모두  하락하였다.

전력시장가격을 결정한 사업자 비중은 A발전이 27.0%로 가장 많았으며, B발전, C발전, D가 각각 21.9%, 10.5%, 8.1%로 뒤를 이었다.

유류발전기인 a#1가 33회, LNG 복합발전기인 b #2, #3이 각각 20회씩 가격결정을 하여 A발전의 점유율이 최고를 기록하였다.

전력그룹사 외에는 D의 가#4CC가 총 43회 가격결정을 하여 D사가 결정한 가격결정횟수 60회의 대부분을 차지하였다.

발전기별로는 RK#4CC와 더불어 중유발전기인 나#5가 총43회의 가격결정을 하여 최다 가격결정발전기가 되었다.

6. 전력수요수준별 가격결정발전기

전력수요(송전단 예측수요) 구간에 따른 전력시장가격결정 발전기의 빈도수를 파악한 것이다.

금월 전력수요 구간별 전력시장가격의 결정횟수는 전력수요가 65,000MW 이상 수요수준에서 51회, 58,000∼65,000MW대에서는 301회, 50,000∼58,000MW대에서는 291회, 50,000MW 이하에서 101회를 기록하였다.

금월 총 43회로 시장가격결정 횟수가 가장 많은 A#4CC는 58,000~65,000MW 구간에서 34회, 65,000MW 이상 구간에서 7회의 가격결정을 하였다.

중유발전기중 가장 높은 가격결정 횟수를 기록한 B#5는 50,000~58,000MW이상 구간에서 31회, 58,000~65,000MW 구간에서 12회의 가격결정을 하였다.

7. 양수발전기 양수입찰

양수발전기 운영현황

(단위:%)

구 분	‘13.3월	‘14.2월	‘14.3월	증감
				전월 대비	전년동월대비
양수 입찰율	4.0	0.4	0.8	0.4	-3.2
발전율	44.8	61.3	69.8	8.6	25.0
양수 정산율	85.0	82.5	93.4	10.8	8.3

금월 양수발전기의 양수전력량 대비 양수계획량을 나타내는 양수입찰율은 0.8%, 입찰량 대비 발전량을 나타내는 발전율은 69.8%, 발전정산금 대비 양수정산금을 나타내는 양수정산율은 93.4%를 나타내었다.

양수정산율이 높아졌다는 의미는 양수발전기의 수익성이 낮아졌다는 의미이며, 금월에는 발전수익금의 93.4%를 양수비용으로 지불했다는 의미가 된다.

※ 2014년 3월부터 발전량에 대한 입찰량을 나타내는 발전입찰율을 이해가 용이하도록 발전율로 변경하여 작성함.

- 끝 -