6월

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 25.4%로 전년도 동월의 평균 32.1%보다 낮은 수준이다. 금월의 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 3,893MW 증가한 39,197MW이었고, 예측수요 평균은 전년대비 517MW 증가한 53,318MW를 기록하였다. 기저발전기 평균 입찰량은 대폭 증가하였으나, 평균 예측수요는 소폭 증가하면서 일반설비의 전력수요 기여율이 감소하는 요인이 되었다.

일반설비 전력수요 기여율 최대치는 6/30 월요일 17시에 39.5%(기여량 25,812MW)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 25.4%로 전월 27.1%, 전년 동월 32.1% 대비 감소하였다. 이는 전년대비 예측수요는 평균 517MW 증가에 그쳤으나, 공급능력은 2,498MW 증가하였고 기저발전기의 입찰량 또한 증가한 영향이다.

3. 전력시장가격과 전력수요

금월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.642로 전년 동월 0.907보다 대폭 감소하였다. 상관계수의 감소는 예측수요가 증가할 때 시장가격이 증가하는 정도가 작아진 것을 의미하는데,  금월에는 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 의미한다.

전반적으로 전년 동월에 비해 안정된 가격결정이 발생되었으며, 이는 금월 공급능력이 전년에 비해 평균 2,498MW가 증가하여 대폭 확충되었으나  예측수요는 517MW의 소폭 상승에 그친 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력이 확충되었으나, 수요는 소폭 증가한 가운데 SMP 평균값은 전년대비 13.2% 하락하였다.

금월 SMP 최대치는 6/30(화) 16시에 A복합#1CC이 결정한 163.7원/kWh이었고, SMP 최저치는 6/23(월) 04시에 B#5가 결정한 38.5원/kWh이었다.

4. 거래규모와 정산단가

금월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.872로 전년 동월 0.931에 비하여 대폭 감소하였다. 여기서 상관계수의 감소는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 감소한 것을 의미하는데, 이는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 의미한다.

금월 정산단가 최고치는 109.2원/kWh로 6/02(월) 17시에 발생하였다. 이는 일산복합#1CC가 가격결정하면서, SMP 또한 월중 가장 높은 수준이었으며, 일반입찰 기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다.

금월 평균 정산단가는 90.6원/kWh로 전년 동월 대비 3.8% 하락 하였는데, 이는 평균 SMP의 하락에 기인한다.

5. 가격지속곡선

6월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전반적으로 전년에 비해서 안정된 가격결정 형태를 보이고 있으며 평균가격이 하락한 양상이 나타난다.

160원/kWh 이상 구간의 가격결정발생 비율이 전년 동월에는 32.8%를 차지하였으나, 금년에는 2.1%를 보여 대폭 감소하였고,  170원/kWh이상 구간의 가격결정발생 비율은 0.0%를 보였다.

또한, 선거일관련 및 연휴의 영향으로 기저발전기가 가격을 결정한 결과도 보여준다.

시장가격	2013.6.	2014.6.
130원/kWh 이상	91.3%	92.2%
150원/kWh 이상	47.2%	10.6%
160원/kWh 이상	32.8%	2.1%
170원/kWh 이상	31.3%	0.0%
180원/kWh 이상	30.8%	0.0%

6. 가격변동성

금월 평균시장가격은 135.35원/kWh으로 전년 동월대비 13.5%, 전월 대비  5.7% 하락하였다.

금년 전월대비 주요 가격결정 연료원인 LNG의 열량단가 하락에 따른 하락 요인이 있었으며, 전년 동월에 대비하면 열량단가가 가장 높은 유류발전기의  가격결정 비율 감소 및 선거일에 이은 연휴의 영향으로 기저발전기의 가격결정이 발생한 요인이 있었다. 금월의 LNG복합의 가격결정 비율은 전년 동월대비 6.7%P 증가한 94.8%였으며, 유류는 11.9%P 감소하여 0.0%를 기록하였다.

그 외에 국내탄과 유연탄이 각각 2.6%의 가격결정 비율을 차지하였다.

전력계통현황

1. 발전원별 발전율

발전원별 6월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 96.48%, 무연탄기력 92.57%, 중유기력 31.73%, LNG기력 2.06%, LNG복합 53.36%, 원자력 99.98%를 나타내었다. 전체 평균 발전율은 84.5%로 전월대비 2.5%p 하락, 전년 동월 대비 5.7%p 하락하였다.

전월 대비 하락한 요인은 일평균 입찰량이 증가(2.4%P) 하였으나, 이에 비해 발전량은감소(0.6%P)한데 기인하며, 전년 동월대비 하락한 요인으로는 발전량의 증가(1.9%P) 보다 입찰량의 증가(8.8%P)가 큰 것에 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 12.618MW로 전년 동월 7,093MW 대비 5,524MW 증가, 전월 11,431MW 대비 1,186MW 증가하였다. 전년 동월 대비 공급능력은 5,681MW가 증가 되었으나 최대전력은  155MW 증가에 그친 영향이 반영된 것이다. 전월 대비 공급능력은 평균 4,374MW 증가하였으나, 최대전력은 3,188MW  증가에 그침으로써 공급예비력이 1,186MW 증가하였다.

금월의 최저공급예비력은 6/30(월)에 발생한 7,030MW이다. 해당 일 운영예비력도 7,030MW로 별도의 전력수급 경보 발령 없이 안정적으로 운영되었다.

3. 입찰기준 예비력과 전력시장가격

6월 송전단 기준 최대전력은 6/26(목) 15시 65,913MW를 기록하여 전년 동월 65,640MW 보다 0.4%P 증가한 수치를 기록하였다.

월 평균전력(발전단기준)의 경우는 56,320MW를 기록하여 전년 동월 대비 1.1% 증가, 최근5년 평균증가율(4.3%)보다 낮으며, 전월(54,489MW) 대비 소폭 증가하는 실적을 보였다.

전년 동월 대비 월간 피크시 설비용량은 신규발전기의 준공으로 4,199MW 증가한 87,948MW에 이르러 5.0%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년대비 3,266MW(8.2%) 증가한 76,831MW를 확보하였다.

최근 5년간의 실적을 보면 최대전력 증가율은 3.3%로 나타났고 월평균전력 증가율은 4.3%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 △0.758이었던 것에 반해 금월에는 △0.663로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 감소한 것으로 판단된다.

시간대별 가격결정분포도를 살펴보면 전월대비 시장가격이 전반적으로 낮고 안정적으로 형성되어 있다.

이는 주요 가격결정 연료원인 LNG의 열량단가 하락(1.1%)에 기인하며, 그 결과 평균 전력시장가격이 전월 144.61원/kWh에서 금월 136.35원/kWh로 하락하였다.

5. 실계통 한계발전기
금월 실계통 한계가격 결정 비중이 가장 높았던 회원사는 33.2% 중을 차지한 A발전이었으며, B발전 및 C발전, D사가 16.8%, 13.9%, 10.6%로 뒤를 이었다. 실계통 한계발전기 세부내역을 보면, 회원사 비중 1위인 A발전의 발전기인 a복합#1CC의 가격결정이 80회로 1위를 차지 하였다. 점유율 2위의 B발전은 c복합#1CC와 #2CC가 3위와 6위에 랭크되어 있다.. 실계통 한계발전기들은 주로 제약 발전기 및 중유발전기들로 구성되어 있음을 볼 수 있으며, 금월에는 중유발전기가 가격을 결정하지는 않았지만 실계통에서는 한계발전기로 운영된 사례가 있음을 보여준다.
6. 제약발전량
금월 총 제약발전량(CON)은 2,488.71GWh로 3,831.7억원의 정산금이 발생하였다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다. 전월 대비 제약발전량은 18.6% 증가, 정산금은 16.2% 증가, 전년 동월 대비 제약발전량은 1.8% 감고, 정산금은 15% 감소하였다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 85.67%, 그 외에는 기동비용정산금(SUAP) 비중이 11.96%를 차지하였다. 연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮고, 유류가 전체의 20.0%, LNG가 전체의 72.8%를 차지하며 점유율이 높았다. 금월 제약발전이 많은 발전기는 a, b, c 등 양수발전기가 상위를 차지 하였고, 복합에서는 d복합, e복합, f복합이 많았고, 기력에서는 g화력이 점유율이 높았다.

7. 계통운영보조서비스

금월 총 보조서비스정산금(ASP)은 35.22억원으로  총 정산금 중 0.101% 를 차지하였다. 이는 전월과 동일한 수치이며, ASP 정산금 최대비율은  0.33%로 전월에 발생한 0.28%에 비해 증가한 결과를 보여 주었다.

서비스별로 보조서비스정산금 점유율을 살펴보면, 주파수추종(GFP) 55.02%, 자동발전제어(AGCP) 10.58%, 20분이내 대기·대체예비력(SRP) 1.13%, 120분이내 대기·대체예비력(RRP) 28.53%, 자체기동(BSP) 4.91%(전월 53.01%, 11.44%, 0.17%, 30.92%, 4.88%)로 나타났다.

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

8. 수도권 융통전력

6/30 15시(금월 최대부하)

융통전력 운영실적

(단위: MW)
융통전력	한계량	실적
수도권지역	10,300	7,822
서울북부지역	2,900	1,679
인천지역	4,350	-1256

5월 수도권 융통전력(6개루트) 실적 최대치는 6/24(화) 13시에 발생한 9,929MW이었다. 이때 수도권 융통전력의 한계량은 10,500MW로 한계량을 초과하지 않고 안정적으로 운영되었다. 수도권융통전력 실적 최저치는 5,866MW로 6/30(월) 05시에 발생하였다. 금월 수도권 융통전력 한계량은 8,800~10,700MW로 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 22.3GWh로 전년 동월 15.3GWh 대비 증가, 전월 26.7GWh 대비 소폭 감소하였다. 연료원별로는 원자력, 무연탄, 유류발전기의 변경입찰량에 비해 유연탄, 양수, LNG발전기의 변경 입찰량이 많았다. 시간별 월간 총 공급가능용량(A)과 시간별 월간 총 변경공급가능용량(RA)의 차이 전년과 달리 금년에는 유연탄 발전기의 변경입찰이 가장 많았다. 발전기별로는 a복합2GT가 기력터빈의 시운전과 관련하여 변경입찰을 많이 시행하였다. 금월 변경입찰 사유에는 시운전, 열공급 모드 전환, 외기온도 또는 해수온도 변화에 따른 최대출력 변경 등이 있었다. 전년 동월과 달리 금월에는 원자력발전기의 변경입찰량이 대폭 증가하였으며, 이는 발전기의 정지, 기동과 관련이 있다.
2. 운영발전계획과 계량값
금월 시간대별 운영발전계획과 전력수요 차이는 평균 278MW을 기록하여 전년 동월 360MW에 비하여 대폭 감소하였다. 운영발전계획과 실적값 차이의 월중 최대치는 6/04 24시에 1,688MW이었으며, 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 15회 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 69.4%를 기록하여, 전년 동월 대비 0.9%p, 전월 대비 2.6%p 상승 하였다. 이는 월 누적설비량은 감소한 반면 입찰량은 증가한데 기인한다.

한편 입찰용량 대비 발전율은 84.5%를 기록하여, 전년 동월, 전월대비 하락하였다.

설비용량 대비 입찰률 변동은 발전기의 예방정비 및 고장으로 인한 정지가 주요 사유이다. 전년에 비해 원자력발전기의 입찰률이 큰 폭으로 상승한 것은 부적격 부품의 사용으로 인한 원자력 발전기의 장기 정지가 마무리 단계에 이르렀기 때문이다.

[단위:%]

발전원	2013.6.	2014.6.	증감
원자력	62.77	80.76	17.99
유연탄	89.99	88.03	-1.96
무연탄	85.16	91.02	5.87
중유	81.78	79.97	-1.81
LNG	85.12	85.01	-0.12

4. 감발전력

발전원별 예방정비량

(단위:만kW/일)

원 별	‘13.6월	‘14.5월	‘14.6월
원 자 력	408	240	270
석 탄	50	372	159
LNG(복합)	81	512	316
유 류	71	89	63
기 타	35	89	26
합 계	645	1,302	832

금월 일평균 예방정비량은 832만kW/일을 기록하여, 전년 동월 대비 187만kW/일이 증가하였으며, 전월 대비 470만kW/일이 감소하였다.

하계 전력수급 대책기간으로 들어서면서 예방정비는 감소추세에 있으며, 석탄(a#8, b#2 등) 및 복합(c#3C, dCC 등)의 예방정비량 증가로 인해 전년 동월 대비 증가 하였다.

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

최근 4년간 년간 월 평균 예방정비 실적을 보면

'10년 : 577,  '11년 : 733,  '12년 : 721,  '13년 : 645만kW/일을 기록하였다.

5. 시장가격 결정

주요연료 열량단가 변동

(단위:원/Gcal,%)

구 분	‘13.6월	‘14.5월	‘14.6월	증감
				전월 대비	전년동월대비
L N G	74,444	78,743	77,913	-1.1%	+4.7%
유 류	91,312	84,632	83,597	-1.2%	-8.4%
국내탄	22,374	19,234	20,254	+5.3%	-9.5%
유연탄	17,332	15,651	15,390	-1.7%	-11.2%

금월 발전원별 계통한계가격 결정점유율은 LNG(복합/기력)에서 92.5%, 중유(기력)가 0.0%, 유연탄(기력)이 2.6%, 무연탄(기력)이 2.6%를 차지하였다.   금월에는 월초에 선거일 관련 공휴일과 연이은 연휴의 영향으로 유연탄, 무연탄발전기 등 기저발전기에서 가격이 결정된 사례가 발생하였다.

주요 연료의 열량단가를 살펴보면 전월 대비   소폭 상승한 유류를 제외하고 LNG, 국내탄, 유연탄의 열량단가가 하락하였고, 전년 동월과 비교하면 LNG를 제외한 유류, 국내탄, 유연탄의 열량단가가 하락하였다.

전력시장가격을 결정한 사업자 비중은 A발전이 27.7%로 가장 많았으며, B발전, C발전, D발전이 각각 19.6%, 13.0%, 8.9%로 뒤를 이었다.

발전기별 기록을 보면 a#4CC가 총 37회 가격결정을 하여 최다 가격결정 발전기가 되었고,  b #8, #7CC가 각각 32, 31회를 기록하여 A발전이 최다결정 발전회사가 되었다.

전월과 같이 금월에도 가격결정을 한 중유발전기가 존재하지 않아 LNG발전기가 가격결정 점유율 92.5%를 기록하였으며, 월초의 연휴에 국내탄 및 유연탄의 가격결정 기록이 있었다.

6. 전력수요수준별 가격결정발전기

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

금월 전력수요 구간별 전력시장가격의 결정횟수는 65,000MW 이상 수요 수준에서 3회, 58,000∼65,000MW대에서는 248회, 50,000∼58,000MW대에서는 216회, 50,000MW 이하에서 253회를 기록하였다.

금월 총 37회로 시장가격결정 횟수가 가장 많은 a#4CC는 50,000~58,000MW 구간에서 35회의 가격결정을 하였다.

bCC는 총 35회중 34회를 50,000MW 이하에서 가격결정을 하였다.

7. 양수발전기 양수입찰

양수발전기 운영현황

(단위:%)

구 분	‘13.6월	‘14.5월	‘14.6월	증감
				전월 대비	전년동월대비
양수 입찰율	1.7	0.6	1.5	0.9	-0.1
발전율	75.6	140.5	137.1	-3.4	61.5
양수 정산율	73.8	93.8	93.6	-0.2	19.8

금월 양수발전기의 양수전력량 대비 양수계획량을 나타내는 양수입찰율은 1.5%, 입찰량 대비 발전량을 나타내는 발전율은 137.1%, 발전정산금 대비 양수정산금을 나타내는 양수정산율은 93.6%를 나타내었다.

양수정산율이 높아졌다는 의미는 양수발전기의 수익성이 낮아졌다는 의미이며, 금월에는 양수발전기의 발전율이 제약운전 시행으로 전월과 같이 대폭 상승되었으나, 양수정산률이 93.6%라는 것은 발전수익금의 93.6%를 양수비용으로 지불했다는 의미가 되어 양수발전기의 수익성은 여전히 저하된 상태가 되었다.

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

- 끝 -