5월

2015

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 (☎061-330-8353)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 27.2%로 전년도 동월의 평균 27.1%대비 소폭 증가한 수준이다. 금월의 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 197MW 감소한 37,318MW이었고, 예측수요 평균은 전년대비 113MW 감소한 51,901MW를 기록하였다. 평균 예측수요 감소량 대비 기저발전기 입찰량 평균의 감소량이 다소 큼에 따라 일반설비의 전력수요 기여율이 소폭 증가하였다.

일반설비 전력수요 기여율 최대치는 5/29(금) 17시에 42.4%(기여량 27,297MW)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 27.2%로 전월 28.7% 대비 소폭 감소, 전년 동월 27.1%와 거의 비슷하였다. 이는 전년대비 공급능력은 7,536MW 대폭 증가하였으나 기저발전기 평균입찰량(-197MW)과 예측수요평균( -113MW)은 소폭 감소한 영향이다.

3. 전력시장가격과 전력수요

금월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.739로 전년 동월 0.761보다 소폭 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 낮은 가격대의 가격결정이 발생되었으며, 이는 금월 공급능력이 전년에 비해 평균 7,536MW가 증가하여 대폭 확충되었으나 예측수요 평균은 113MW 감소에 그친 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력이 확충되었으나, 수요는 감소하여 SMP 평균값은 전년대비 33.2% 하락하였다.

금월 SMP 최대치는 5/23(토) 14시 a_복합2CC가 결정한 104.3원/kWh이었고, SMP 최저치는 5/26(화) 4시에 b_#1CC가 결정한 40.3원/kWh이었다.

4. 거래규모와 정산단가

금월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.918으로 전년 동월 0.904에 비하여 소폭 증가하였다. 여기서 상관계수의 증가는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 증가한 것을 의미하는데, 이는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 소폭 커졌음을 의미한다.

금월 정산단가 최고치는 104.7원/kWh로 5/30(토) 15시에 발생하였다. 이는 c_#1CC가 가격결정하면서 SMP도 높은 수준이었으며, 일반 발전기 입찰기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다.

금월 평균 정산단가는 65.46원/kWh로 전년 동월 대비 23.8% 하락하였는데, 이는 정산조정계수가 상향 조정되였으나 평균 SMP가 하락한 결과이다.

5. 가격지속곡선

5월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전년동월 대비 높은 가격대의 피크치가 많이 완화됨과 동시에 가격의 하향 안정화가 이루어진 결과를 보여주고 있다.

140원/kWh 이상 구간의 가격결정발생 비율이 전년 동월에는 57.1%, 160원/kWh이상도 9.7%였으나, 금년에는 90~110원/kWh 이내에서 가격결정이 대부분(96%)되면서 가격결정구간이 전년 동월과 상이하였다.

시장가격	2014.05.	2015.05.
90원/kWh 이상	100.0%	96.0%
100원/kWh 이상	100.0%	14.2%
120원/kWh 이상	99.1%	0.0%
140원/kWh 이상	57.1%	0.0%
160원/kWh 이상	9.7%	0.0%

6. 가격변동성

금월 평균시장가격은 96.62원/kWh으로 전년 동월대비 33.0% 하락, 전월 대비 6.8% 하락하며 ‘09년 이래로 최저 가격이었다.

금년은 전년 동월 및 전월대비 SMP결정비율이 가장 높은 LNG 및 유류의 열량단가 하락에 기인하였다. 또한 법정 공휴일에 의한 연휴 영향으로 기저발전기가 가격결정을 한 요인이 있었다.

금월의 LNG복합의 가격결정비율은 전년 동월대비 3.8%P 감소하여 95.3%였으며, 유류는 4.3%P 증가하여 4.3%, 국내탄은 0.1%P 감소하여 0.3%, 유연탄은 0.4%P 감소하여 0.1%를 기록하였다.

전력계통현황

1. 발전원별 발전율

발전원별 5월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 99.41%, 무연탄기력 88.33%, 중유기력 26.88%, LNG 45.31%, 원자력 99.98%를 나타내었다. 전체 평균 발전율은 79.5%로 전월대비 0.9%p 상승, 전년 동월 대비 7.5%p 하락하였다.

전월 대비 상승한 요인은 입찰량 감소율(-2.9%)이 발전량 감소율(-1.8%)보다 큰데 기인하며, 전년 동월대비 하락한 요인으로는 발전량 감소(-0.7%)및 입찰량 증가(+8.7%)에 기인한다.

전반적으로 기저발전기인 원자력 및 유연탄 등 기저발전기는 99%이상의 발전율로 운영되었으며, 무연탄기력, 중유기력 및 LNG복합의 경우는 발전율이 전력수요의 영향을 받아 변동하는 패턴을 보였다.

2. 일별 공급예비력 추이

금월 평균 공급예비력은 17,307MW로 전년 동월 11,431MW 대비 5,876MW 증가, 전월 17,008MW 대비 1,341MW 증가하였다. 전년 동월 대비 공급능력은 5,755MW가 증가되었으나 최대전력은 165MW 감소에 의한 영향이 반영된 것이다. 전월 대비 공급능력은 평균 3,562MW 감소하였으며, 최대전력은 2,564MW  감소함으로써  공급예비력이 1,043MW 감소하였다.

금월의 최저공급예비력은 5/29(금)에 발생한 977MW이다. 해당 일 운영예비력도 충분히 확보되어 별도의 전력수급경보발령 없이 안정적으로 운영되었다.

3. 입찰기준 예비력과 전력시장가격

5월 송전단기준 최대전력은 5/29(금) 15시 64,519MW를 기록하여 전년 동월 64,646MW 보다 0.2% 감소한 수치를 기록하였다.

월 평균전력(발전단기준)의 경우는 54,433MW를 기록하며 전년 동월 대비 0.1% 감소로 계절특성상 냉난방부하가 거의 없는 시기로 전년과 비슷한 추세를 보였다.

전년 동월 대비 월간 피크 시 설비용량은 신규 발전기의 준공(d_발전기)로 8,003MW 증가한 95,681MW에 이르러 9.1%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년 대비 2,300MW(3.1%) 증가한 76,874MW를 확보하였다. 최근 6년간(‘10~’15)의 연도별 5월 실적을 보면 최대전력 증가율은 4.0%로 나타났고 월평균전력 증가율은 3.4%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 △0.759이었던 것에 반해 금월에 △0.738로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 소폭 감소한 것으로 나타났다.

분포도를 살펴보면 법정 공휴일에 의한 연휴 영향으로 기저발전기가 가격 결정을 하여 일부 낮은 가격(40~50원)이었던 부분을 제외하고는 전월대비 시장가격이 전반적으로 낮고 안정적으로 형성되어 있다. 이는 연료가격 하락 및 공급능력은 증가되었으나 수요가 감소된 결과이며 평균 전력시장가격이 전월 103.72원/kWh에서 금월 96.62원/kWh로 감소하였다.

5. 실계통 한계발전기
금월 실계통에 투입된 한계발전기의 비중이 가장 높았던 회원사는 18.8%의 비중을 차지한 A_발전이었으며, B, C, D_발전, E가 16.0%, 12.4%, 12.1%, 7.3%로 뒤를 이었다. 실계통 한계발전기 세부내역을 보면, B_의 발전기인 a_복합1CC의 투입 횟수가 109회로 1위를 차지하며, B회사 투입 횟수 119회의 91.6%를 차지하여 점유율 2위를 차지하였다. 인천 및 부산지역에 많은 발전기가 있는 A_발전의 경우, 순위권내 발전기인 i_복합CC#4, h_복합1CC 외에도 많은 발전기가 투입되어 전체 실계통 한계발전기 점유율 1위를 차지하였다. 실계통 한계발전기들은 주로 제약 발전기 및 LNG 발전기들로 구성되어 있음을 볼 수 있으며, 전월대비 금월에는 10위권 내에 전력그룹사외 발전기가 한계발전기로 운영된 사례가 많이 있어 전체적으로 회원사별로 고르게 분포되었다.
6. 제약발전량
금월 총 제약발전량(CON)은 2,477.03GWh로 2,517.20억원의 정산금이 발생하였다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다. 전월 대비 제약발전량은 12.0% 감소, 정산금은 17.2% 감소, 전년 동월 대비 제약발전량은 4.3% 증가, 정산금은 32.6% 감소하였다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 기동비용정산금(SUAP) 비중이 71.24%, 그 외에는 SMP 결정제외 발전기 정산금(XGESMP) 비중이 28.68%를 차지하였다. 연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮고, 유류가 전체의 9.6%, LNG가 전체의 81.3%를 차지하며 점유율이 높았다. 복합에서는 인천지역 발전기인 i_CC, l_CC 발전기들이 주로 발생했으며 열제약발전기인 m_열병합1CC, n_열병합1CC도 다수를 차지한다. 유류발전기는 계통제약과 관련하여 o#4, p#5,6이, 양수발전기는 SMP 하락에 의한 입찰철회로 전월과 같이 발전제약이 많았다.

7. 계통운영보조서비스

금월 총 보조서비스정산금(ASP)은 33.03억원으로  총 정산금 중 0.131%를 차지하였다. 이는 전월보다 0.022%p 증가한 수치이며, ASP 정산금 최대비율은  0.33%로 전월에 발생한 0.18%에 비해 증가한 결과를 보여 주었다.

서비스별로 보조서비스정산금 점유율을 살펴보면, 주파수추종(GFP) 63.79%, 자동발전제어(AGCP) 11.77%, 20분이내 대기·대체예비력(SRP) 0.01%, 120분이내 대기·대체예비력(RRP) 19.52%, 자체기동 (BSP) 4.95%(전월 69.09%, 12.62%, 0.03%, 13.21%, 5.08%)로 나타났다.

금월 ASP 비율의 분포를 살펴보면, 전제적으로 주말 및 공휴일을 제외한 평일은 비슷한 수준을 보이고 있다.

8. 수도권 융통전력

5/29 15시(금월 최대부하*)

융통전력 운영실적

(단위: MW)
융통전력	한계량	실적
수도권지역	10,000	7,522
서울북부지역	3,800	-2,507
인천지역	2,100	-253

*발전단 기준

5월 수도권 융통전력(6개루트) 실적 최대치는 5/01(금) 12시에 발생한 8,617MW이었다. 이때 수도권 융통전력의 한계량은 10,000MW로 한계량을 초과하지 않고 안정적으로 운영되었다. 수도권융통전력 실적 최저치는 3,232MW로 5/15(금) 03시에 발생하였다. 금월 수도권 융통전력 한계량은 9,100 ~10,300MW로 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 사례가 보이며, 첨두부하시에는 해당지역 발전기의 운전량이 많아져서 조류방향이 반대방향으로 향하여 음수 값으로 나타난다.

사 업 자 행 동
1. 변경입찰량(초기입찰대비 변동량)
금월 시간대별 평균 변경입찰량은 30.4GWh로 전년 동월 26.7GWh대비 증가, 전월 47.3GWh 대비 감소하였다. 연료원별로는 원자력, 무연탄, 유류에 비하여 LNG 및 양수, 유연탄 발전기의 변경입찰이 가장 많았다. 시간별 월간 총 공급가능용량(A)과 시간별 월간 총 변경공급가능용량(RA)의 차이 2) 운영발전계획 재수립을 포함한 최종발표 차수 기준값 발전기별로는 양수발전기의 대부분이 SMP하락에 의한 입찰철회로 변경입찰이 많았으며, LNG발전기 중 C_복합CC#4의 경우, 온도변화에 따른 출력 변경 및 시운전 일정변경 등으로 변경입찰을 많이 시행하였다. 유연탄 발전기인 F_#5는 성능시험과 관련하여 변경입찰이 많았다. 그밖에 변경입찰 사유에는 외기온도에 의한 최대출력 변경이 많으며, 또한 발전기 정지 및 기동 등이 있었다.
2. 운영발전계획과 계량값
금월 시간대별 운영발전계획2)과 전력수요 차이는 평균 414MW을 기록하여 전년 동월 321MW에 비하여 93MW 증가하였다. 운영발전계획과 실적값 차이의 월중 최대치는 5/02(토) 01시에 2,028MW이었다. 해당 시에 계통운영상 특이사항은 발생하지 않았으나, 수요의 급격한 감소로 인하여 운영발전계획과 실적값의 차이가 증가한 것으로 판단된다. 또한, 금월 운영발전계획과 계량값의 차이가 1,000MW를 초과한 사례가 총 56회 발생하였다. 이는 대부분 전력수요가 급변하는 시간에 발생하였으며, 2시간 이상 1,000MW 연속 차이가 나는 경우 운영발전계획을 재수립하여 운영하였다.

3. 연료원별 입찰률

금월 설비용량 대비 입찰률은 평균 67.7%를 기록하여, 전년 동월 대비 0.9%p 증가하였는데 설비량 증가율(+7.4%)보다 입찰량 증가율(+8.7%)이 큰데 기인한다.

한편 입찰용량 대비 발전율은 79.5%를 기록하여, 전년 동월 대비 7.5%p 하락, 전월 대비 0.9%p 상승하였다.

설비용량 대비 입찰률 변동은 발전기의 예방정비 및 고장으로 인한 정지가 주요 사유이다. 전년동월 대비 원자력의 입찰률이 감소한 것은 원자력 4기 예방정비에 의한 영향이며 q_#1호기 정비완료에 따라 약간 다시 상승하였다. 중유발전기의 입찰률이 감소한 이유는 유류발전기 8기가 5월 중순에 일주일 정도 예방정비를 하였으며 그 중 2기는 계속 진행 중이다.

(단위:%)

발전원	2014.5	2015.5.	증감
원자력	84.50	74.42	-10.09
유연탄	79.12	80.59	1.47
무연탄	75.11	79.70	4.59
중유	68.83	65.00	-3.83
LNG	77.67	80.95	3.29

4. 감발전력

발전원별 예방정비량

(단위:만kW/일)

원 별	‘14.5월	‘15.4월	‘15.5월
원 자 력	240	286	294
석 탄	372	339	368
LNG(복합)	512	200	352
유 류	89	41	95
기 타	89	81	76
합 계	1,302	947	1,185

일평균 계획예방정비량은 1,185만kW/일을 기록하여, 전년 동월 대비 117만kW/일 감소, 전월 대비 238만kW/일 증가하였다.

계절적 영향으로 전력수요가 감소하면서 예방정비실적은 증가추세에 있으며, 원자력(r_#1, s_#1 등) 및 유류(t_화력#4~6, u_화력#1,2 등)의 정비로 인해 전년 동월대비 증가였다.

5월말 기준 정비중인 발전기는 37대(v_#1 등)이며, 5월중 정비가 완료된 발전기는 52대(q_#1 등)이다.

최근 4년간 년간 월 일평균 예방정비 실적을 보면 '11년 : 910,  '12년 : 1,087,  '13년 : 1,198, ‘14년 : 1,302만kW/일을 기록하였다.

5. 시장가격 결정

주요연료 열량단가 변동

(단위:원/Gcal,%)

구 분	'14.5월	'15.4월	'15.5월	증감
				전월 대비	전년동월대비
L N G	78,743	60,468	56,727	-6.2%	-28.0%
유 류	84,632	59,656	58,350	-2.2%	-31.1%
국내탄	19,234	19,041	19,155	+0.6%	-0.4%
유연탄	15,651	16,440	16,407	-0.2%	+4.8%

금월 발전원별 계통한계가격 결정점유율은 LNG(복합/기력)에서 95.3%, 중유(기력)가 4.3%, 유연탄(기력)이 0.3%, 무연탄(기력)이 0.1%를 차지하였다.   금월에는 많은 중유발전기가 예방정비일정에 들어가면서 가격결정을 하는 사례가 감소하였으며 그 에 반해 LNG의 가격결정비율은 증가하였다. 또한 법정 공휴일에 의한 연휴영향으로 기저발전기인 유연탄과 무연탄발전기의 가격결정이 발생하였다.

주요연료의 열량단가를 살펴보면 전년 동월 대비 유연탄은 상승하였고, LNG와 유류, 국내탄의 열량단가는 하락하였다. 전월대비 국내탄을 제외한 LNG, 유류, 유연탄의 열량단가는 하락하였다.

전력시장가격을 결정한 사업자 비중은 A_발전이 32.4%로 가장 많았으며, B_발전, C_발전, D가 각각 12.2%, 9.9%, 9.3%로 뒤를 이었다.

발전기별 기록을 보면 가_복합CC#2가 총 65회로 최다 가격결정 발전기가 되었고, 2,3위인 나_복합1CC, 다_복합CC가 가격결정 발전기가 되면서 A발전의 점유율 1위를 하였다. C_발전의 유류발전기인 바#6가 총 32회를 하는 동시에 사_복합2CC도 총 31회를 차지하여 점유율 3위를 하였다.

전력그룹사외 D의 카,마_CC가 각각 25회, 37회를 기록하며 D가 결정한 가격결정횟수 69회의 대부분을 차지하였다.

금월에는 전월 대비 법정 공휴일에 의한 연휴로 유연탄과 무연탄의 가격결정이 발생하였으며, 다수 중유발전기의 예방정비 일정으로 중유발전기의 가격결정비율은 감소, LNG는 가격결정비율 증가하였다.

6. 전력수요수준별 가격결정발전기

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

금월은 연중 경부하기간으로 전력수요 구간별 전력시장가격의 결정횟수는 65,000MW 이상 수요 수준에서 0회, 58,000∼65,000MW대에서는 185회, 50,000∼58,000MW대에서는 228회, 50,000MW 이하에서 331회를 기록하였다.

금월 총 65회로 시장가격결정 횟수가 가장 많았던 가_복합#2CC는 50,000∼58,000MW대에서 24회, 58,000∼65,000MW대에서는 41회의 가격결정을 하였다.

금월은 계절적 영향으로 인한 수요 감소로  50,000MW 이하 구간에서의 가격결정을 하는 사례가 다수 발생하였으며, 공휴일에 의한 영향으로 무연탄과 유연탄에 의한 가격결정도 발생하였다.

7. 양수발전기 양수입찰

양수발전기 운영현황

(단위:%)

구 분	'14.5월	‘15.4월	‘15.5월	증감
				전월 대비	전년동월대비
양수 입찰율	0.6	0.4	0.5	0.1	-0.1
발전율	140.5	1559.9	1094.9	-464.9	954.4
양수 정산율	93.8	93.9	86.3	-7.7	-7.5

금월 양수발전기의 양수전력량 대비 양수계획량을 나타내는 양수입찰율은 0.5%, 발전입찰량 대비 발전량을 나타내는 발전율은 1094.9%, 발전정산금 대비 양수정산금을 나타내는 양수정산율은 86.3%를 나타내었다.

금월 양수발전기의 발전입찰량은 계속된 SMP하락으로 전년 동월대비 5.6%수준에 그쳐 입찰량 대비 발전량을 나타내는 양수발전율은 1094.9%로 크게 증가하는 결과를 나타내었다.

양수정산율의 86.3%라는 것은 발전수익금의 86.3%를 양수비용으로 지불했다는 것으로 전년 동월 및  전월보다 양수발전기의 수익성이 다소 개선된 결과를 보여주고 있다.

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

- 끝 -