9월

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 27.1%로 전년도 동월의 평균 27.3%대비 소폭 감소하였다. 금월의 예측수요 평균은 전년대비 1,693MW 증가한 53,649MW를 기록하였다. 이에 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 1,244MW 증가한 38,271MW이었고, 일반입찰기여량은 449MW 증가한 15,378MW로 다소 작게 증가함에 따라 일반설비의 전력수요 기여율이 소폭 감소하였다.

일반설비 전력수요 기여율 최대치는 9/07(월) 15시에 42.9%(기여량 29,026MW)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 27.1%로 전년 동월 27.3%대비 감소하였다. 이는 전년 동월 대비 예측수요 평균은 1,693MW 증가로 기저발전기 평균 입찰량이 1,244MW 증가, 일반입찰기여량은 이보다 작은 449MW 증가하여 일반설비의 전력수요 기여율이 감소하였다.

3. 전력시장가격과 전력수요

금월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.736로 전년 동월 0.653보다 증가하였다. 상관계수의 증가는 예측수요가 증가할 때 시장가격이 증가하는 정도가 커진 것을 의미하는데, 금월에는 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년 동월보다 커졌음을 의미한다.

전반적으로 전년 동월에 비해 가격결정비율이 높은 LNG의 열량단가의 하락과 함께, 금월 공급능력이 전년에 비해 평균 2,365MW가 증가하여 대폭 확충되었으나 예측수요 평균은 1,693MW 상승에 그친 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력이 확충되었으나, 수요는 그보다 작게 증가한 가운데 SMP 평균값은 전년대비 30.8% 하락하였다.

금월 SMP 최대치는 9/12(토) 10, 11시, 18~20시

ㄱ_복합CC#2가 결정한 103.37원/kWh이었고, SMP 최저치는 9/28(월) 4,5시 ㄴ_#7이 결정한 36.53원/kWh 이었다.

4. 거래규모와 정산단가

금월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.921로 전년 동월 0.897에 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 106.0원/kWh로 9/24(목) 15시에 발생하였다. 이는 ㄷ_복합2CC가 가격결정을 하면서 SMP도 높은 수준이었으며, 일반 발전기 입찰기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다.

금월 평균 정산단가는 81.46원/kWh로 전년 동월 대비 5.4% 하락하였는데, 이는 정산조정계수가 상향 조정되었으나 평균 SMP가 하락한 결과이다.

5. 가격지속곡선

9월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전년동월 대비 하락 안정된 가격결정 형태이며 낮은 가격대 비율이 증가한 결과를 보여주고 있다.

150원/kWh 이상 구간의 가격결정발생 비율이 전년 동월에는 1.1%, 120원/kWh이상도 90.8%였으나, 금년에는 110원/kWh이상에서 가격결정이 전무하였으며, 90원/kWh이상은 78.1%를 차지하였다. 또한 전년과 같이 추석연휴에 따라 기저발전기가 가격을 결정한 사례를 보여주었으며 전년대비 낮은 가격대의 비율은 증가하였다.

시장가격	2014.09.	2015.09.
40원/kWh 이상	99.7%	91.3%
60원/kWh 이상	91.9%	89.9%
90원/kWh 이상	91.0%	78.1%
120원/kWh 이상	90.8%	0.0%
150원/kWh 이상	1.1%	0.0%

6. 가격변동성

금월 평균시장가격은 90.98원/kWh으로 전년 동월대비 30.8% 하락, 전월 대비 2.7% 상승하였다.

금년은 전년 동월 대비 SMP결정비율이 가장 높은 LNG의 열량단가 하락 및 무연탄, 유연탄 발전기의 가격결정비율 증가에 따른 하락요인이 있었으며, 전월대비는 열량단가가 가장 높은 LNG의 열량단가 상승에 기인한다.

금월의 LNG복합의 가격결정비율은 전년 동월대비 3.4%p 감소하여 87.4%, 국내탄은 1.2%p 증가하여 3.3%, 유연탄은 2.2%p 증가하여 9.3%이었으며, 유류는 동일하게 가격을 결정한 사례가 전무하였다.

전력계통현황

1. 발전원별 발전율

발전원별 9월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 97.59%, 무연탄기력 86.74%, 중유기력 16.83%, LNG 47.09%, 원자력 99.94%를 나타내었다. 전체 평균 발전율은 80.6%로 전월대비 1.3%p 하락, 전년 동월 대비 1.9%p 하락하였다.

전월 대비 하락한 요인은 입찰량 감소율(-9.2%)보다 발전량 감소율(-10.7%)이 큰데 기인하며, 전년 동월대비 하락한 요인으로는 발전량 증가율(+0.8%)이 입찰량 증가율(+3.3%)보다 작은데 기인한다.

전반적으로 기저발전기인 원자력은 99%이상의 발전율로 운영되었으며, 유연탄기력과 무연탄기력도 90%수준의 발전율로 운영되었다. LNG복합 및 중유기력의 경우는 발전율이 전력수요의 영향을 받아 변동하는 패턴이며, 특히 추석연휴기간에는 5%대로 저조한 실적을 보였다.

2. 일별 공급예비력 추이

금월 평균 공급예비력은 16,537MW로 전년 동월 15,448MW 대비 1,089MW 증가, 전월 16,332MW 대비 215MW 증가하였다. 전년 동월 대비 공급능력은 6,630MW가 증가되었으나 최대전력은 그보다 작은 1,742MW 증가한 영향이 반영된 것다. 전월 대비 공급능력은 여름철 전력수급대책기간 이후 정비양의 증가로 평균 5,662MW 감소하고 최대전력은 추석연휴 및 기온감소로 5,971MW 로 공급능력보다 더 크게 감소함으로써 공급예비력이 215MW 증가하였다.

금월의 최저공급예비력은 9/04(금)에 발생한 1,115MW이다. 해당 일 운영예비력도 충분히 확보되어 별도의 전력수급경보발령 없이 안정적으로 운영되었다.

3. 입찰기준 예비력과 전력시장가격

9월 송전단기준 최대전력은 9/01(화) 15시 69,895MW를 기록하여 전년 동월 66,388MW 보다 5.3% 증가한 수치를 기록하였다.

월 평균전력(발전단기준)의 경우는 56,278MW를 기록하며 전년 동월 대비 3.7% 증가하였다. 전년에는 기온이 높은 9월 초반에 추석 연휴가 있어 수요가 적었으며, 이에 따라 월 평균전력이 증가한 것으로 보인다.

전년 동월 대비 월간 피크 시 설비용량은 신규 발전기의 준공(ㄹ_#2 등)로 5,477MW 증가한 95,681MW에 이르러 6.1%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년 대비 4,063MW(5.0%) 증가한 85,102MW를 확보하였다. 최근 6년간(‘10~’15)의 연도별 9월 실적을 보면 최대전력 증가율은 3.3%로 나타났고 월평균전력 증가율은 2.4%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 △0.628이었던 것에 반해 금월에 △0.604로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 다소 감소한 것으로 나타났다.

분포도를 살펴보면 전월대비 추석연휴에 의한  수요 감소 및 기저발전기의 가격결정증가로 높은 예비율에 낮은 가격(35~60원)대 점유율이 증가된 모습을 제외하고는 전반적으로 높은 가격을 형성하고 있다.

5. 실계통 한계발전기
금월 실계통에 투입된 한계발전기의 비중이 가장 높았던 회원사는 19.2%의 비중을 차지한 A_발전이였으며, B_발전, C_발전, D사, E사가 18.9%, 17.8%, 8.9%, 8.2%로 뒤를 이었다. 실계통 한계발전기 세부내역을 보면, B_발전의 a_열병합CC가 투입횟수 62회로 발전기별 1위를 차지하며 점유율 2위를 하였으며, 회원사 비중 1위인 A_발전의 발전기인 b, c, g_복합CC이 각각 46, 48, 27회로 상위권을 차지하고 있다. 발전자회사 뿐 아니라 민간발전사인 D사의 발전기인 d_복합1CC의 투입 횟수가 45회로 D사 투입 횟수 64회의 70.3%를 차지하였다. 실계통 한계발전기들은 주로 제약 발전기 및 LNG 발전기들로 구성되어 있음을 볼 수 있으며, 특히 추석연휴기간엔 기저발전기의 실계통 한계발전기 사례를 볼 수 있다. 그 중 무연탄 발전기 h_#3가 투입횟수 23회로 상위권 순위에 있다.
6. 제약발전량
금월 총 제약발전량(CON)은 1916.6GWh로 1879.3억원의 정산금이 발생하였다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다. 전월 대비 제약발전량은 25.3% 감소, 정산금도 24.3% 감소, 전년 동월 대비 제약발전량은 18.0% 감소, 정산금은 44.1% 감소하였다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 기동비용정산금(SUAP) 비중이 14.5%, 그 외에는 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 77.2%로 가장 많이 차지하였다. 연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기 및 전년동월과 비슷한 수준인 양수발전기는 3.2%로 점유율이 낮고 시장가격이 높은 유류 발전기의 경우 전체의 11.8%, LNG는 전체의 77.9%를 차지하며 점유율이 높았다. 금월 제약발전이 많은 발전기에는 양수발전기는 항상 상위에 있으며, 그 밖에 복합발전기인 ㅁ_CC#1, ㅂ_1CC#6 등 주로 많이 가동되는 발전기들로 새벽시간 가격결정계획에 포함되지 않았으나 제약 등에 의해 운영발전계획에 반영되어 가동되면서 제약량이 많았다.

7. 계통운영보조서비스

금월 총 보조서비스정산금(ASP)은 30.10억원으로  총 정산금 중 0.096%를 차지하였다. 이는 전월보다 0.02%p 감소한 수치이며, ASP 정산금 최대비율은  0.41%로 전월에 발생한 0.31%보다 다소 증가되었다.

서비스별로 보조서비스정산금 점유율을 살펴보면, 주파수추종(GFP) 57.73%, 자동발전제어(AGCP) 12.65%, 20분이내 대기·대체예비력(SRP) 0.0%, 120분이내 대기·대체예비력(RRP) 0.03%, 자체기동 (BSP) 0.01%(전월 59.52%, 9.90%, 25.13%, 1.37%, 4.07%)로 나타났다.

금월은 전월과 달리 20분이내 대기·대체예비력(SRP)의 비중이 하계수급대책기간 종료 후 낮은 수준을 기록하고 있으나, 마지막 주인 추석연휴기간동안은 120분이내 대기·대체예비력(RRP)의 증가에 따라 높은 수준을 보이고 있다.

8. 수도권 융통전력

＊인천지역 한계량: 7/19 23시 이후 한계량 없음.

9/01 15시(금월 최대부하*)

융통전력 운영실적

(단위: MW)
융통전력	한계량	실적
수도권지역	11,300	9,336
서울북부지역	3,550	-3,021
인천지역	-	-2,570

*발전단 기준

9월 수도권 융통전력(6개루트) 실적 최대치는 9/29(화) 19시에 발생한 10,394MW이었다. 이때 수도권 융통전력의 한계량은 10,800MW로 한계량을 초과하지 않고 안정적으로 운영되었다. 수도권융통전력 실적 최저치는 5,424MW로 9/04(금) 05시에 발생하였다. 금월 수도권 융통전력 한계량은 9,100 ~11,400MW로 운영되었으며 이를 초과한 사례는 발생하지 않았다.

수도권 북부지역 역시 융통전력 한계량도 초과 사례가 없이 안정적으로 운영되었다.

인천지역의 경우 연료비가 높은 발전기가 많아 경부하시에 발전기 정지시 유입되는 조류가 증가하며, 첨두부하시에는 해당지역 발전기의 운전량이 많아져서 조류방향이 반대방향으로 향하여 음수 값으로 나타난다.

사 업 자 행 동
1. 변경입찰량(초기입찰대비 변동량)
금월 시간대별 평균 변경입찰량은 16.0GWh로 전년 동월 15.3GWh 대비 증가, 전월대비 8.2GWh 감소하였다. 연료원별로는 원자력, 무연탄, 유류에 비하여 LNG, 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 연료원별로는 금월 눈에 띄게 증가한 LNG발전기중 가장 변경입찰이 많은 A_열병합1CC는 시운전에 따른 변경입찰이 많았으며, 그밖에는 대부분 온도 변화 및 설비이상에 따른 변경입찰이 많았다. 또한 원자력발전기인 D_#4는 발전기 고장 및 복구 과정에서의 출력증발에 의해, 무연탄 발전기인 F_#2는 간이정비 및 시운전에 의해 변경입찰이 많았다. 양수 발전기인 예천양수 및 청송양수는 하계대책기간 종료 후 계획예방정지 및 시험일정에 따른 변경입찰이 많았다.
2. 운영발전계획과 계량값
금월 시간대별 운영발전계획2)과 전력수요 차이는 평균 440MW을 기록하여 전년 동월 361MW에 비하여 79MW 증가하였다. 운영발전계획과 실적값 차이의 월중 최대치는 9/29(화) 10시에 3,160MW이었다. 해당 시는 추석연휴로 수요가 낮았으며 계통운영상 특이사항은 발생하지 않았다. 다만, 운영발전계획대비 실적값의 차이가 증가한 것으로 판단된다. 또한, 금월 운영발전계획과 계량값의 차이가 1,000MW를 초과한 사례가 총 50회 발생하였으며, 대부분 전력수요가 급변하는 시간 및 수요가 낮은 추석연휴에 발생하였다. 2시간 이상 1,000MW 연속 차이가 나는 경우에는 운영발전계획을 재수립하여 운영하였다.

3. 연료원별 입찰률

금월 설비용량 대비 입찰률은 평균 68.8%를 기록하여, 전년 동월 대비 1.2%p 하락하였는데 설비량 증가율(+5.0%)이 입찰량 증가율(+3.3%)보다 큰데 기인한다.

한편 입찰용량 대비 발전율은 79.3%를 기록하여, 전년 동월 대비 1.9%p 하락, 전월 대비 1.3%p 하락하였다.

설비용량 대비 입찰률 변동은 발전기의 예방정비 및 고장으로 인한 정지가 주요 사유이다. 전년동월 대비 무연탄발전기의 입찰률이 눈에 띄게 감소한 것은 ㅅ_#1과 ㅇ_#2의 계획예방정비로 인한 정지 때문이다. 한편 LNG발전기의 경우, 정비 및 성능시험 등의 사유로 주말에 입찰률이 감소하는 경향은 여전히 보이고 있으며 추석연휴에 의해 더욱 심화되었다.

(단위:%)

발전원	2015.9	2014.9.	증감
원자력	77.9	78.8	-0.9
유연탄	79.9	78.8	1.1
무연탄	71.8	77.5	-5.7
중유	91.7	92.2	-0.5
LNG	77.7	80.9	-3.2

4. 감발전력

발전원별 예방정비량

(단위:만kW/일)

원 별	‘14.9월	‘15.8월	‘15.9월
원 자 력	304	381	427
석 탄	300	10	302
LNG(복합)	167	4	181
유 류	14	0	0
기 타	25	0	43
합 계	810	395	953

일평균 계획예방정비량은 953만kW/일을 기록하여, 전년 동월 대비 144만kW/일 증가, 전월 대비 559만kW/일 증가하였다. 전월은 여름철 전력수급 대책기간으로 예방정비량이 가장 적었으며 이후 큰 폭으로 정비량이 증가하였다.

원자력이 전년 동월 대비 큰 폭으로 예방정비량이 증가하였으며, 다른 원별은 전년 동월과 비슷하거나 소폭 증가하였다. 9월말 기준 정비중인 발전기는 32대(ㅈ_#6, ㅊ_#4 등)이다. 최근 4년간 연간 9월 일평균 예방정비 실적을 보면 '11년 : 563,  '12년 : 330,  '13년 : 419, ‘14년: 330만kW/일을 기록하였다.

5. 시장가격 결정

주요연료 열량단가 변동

(단위:원/Gcal,%)

구 분	'14.9월	'15.8월	'15.9월	증감
				전월 대비	전년동월대비
L N G	77,753	52,152	54,839	+5.2%	-29.5%
유 류	83,517	58,195	58,314	+0.2%	-30.2%
무연탄	20,945	19,675	19,743	+0.3%	-5.7%
유연탄	17,881	15,528	16,307	+5.0%	-8.8%

금월 발전원별 계통한계가격 결정점유율은 LNG(복합/기력)에서 87.4%, 중유(기력)가 0.0%, 유연탄(기력)이 9.3%, 무연탄(기력)이 3.3%를 차지하였다.   금월에도 중유발전기의 가격결정사례가 전무하였다. 추석연휴에 따라 유연탄, 무연탄 발전기 등 기저발전기에 의한 가격결정이 증가하였으며, 그와 반대로 LNG발전기의 가격결정사례는 감소하였다.

주요연료의 열량단가를 살펴보면 전년 동월 대비 LNG, 유류, 무연탄, 유연탄 등 모든 열량단가가 하락하였으나, 이와 반대로 전월 대비 모든 열량단가는 상승하였다.

전력시장가격을 결정한 사업자 비중은 A_발전이 26.1%로 가장 많았으며, B_발전, C_발전, D사가 각각 15.7%, 12.2%, 11.4%로 뒤를 이었다.

발전기별 기록을 보면 가_복합CC#2가 총 51회로 최다 가격결정 발전기가 되었으며 이는 E_발전 전체 70회의 72.9%를 차지하였다. A_발전의 경우, 다, 차, 아_복합CC 등 다수발전기가 각각 34, 27, 29회로 상위권을 차지하며 발전사 점유율 1위를 하였다. 전력그룹사외 D사는 바, 사_복합CC가 각각 30, 31회로 가격결정하면서 상위권을 차지하였다.

금월 추석연휴기간에 따른 기저발전기 가격결정사례가 증가하면서 유연탄발전기인 자_#7이 28회 가격결정을 하면서 상위권 순위에 있었으며, 중유발전기의 가격결정사례는 전무하였다.

6. 전력수요수준별 가격결정발전기

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

금월은 전력수급 대책기간으로 전력수요 구간별 전력시장가격의 결정횟수는 65,000MW 이상 수요 수준에서 43회, 58,000∼65,000MW대에서는 238회, 50,000∼58,000MW대에서는 193회, 50,000MW 이하에서 270회를 기록하며 구간별로 다소 고르게 분포되었다.

금월 총 51회로 시장가격결정 횟수가 가장 많았던 가_복합CC#2는 50,000∼58,000MW대에서는 8회, 58,000∼65,000MW대에서는 18회, 65,000MW이상에서는 25회의 가격결정을 하였다.

전월대비 추석연휴기간에 의해 50,000MW이하 구간에서 석탄발전기의 가격결정사례가 증가하였으며, 반면 수요가 높은 65,000MW 이상 구간에서의 가격결정사례는 감소하였다.

7. 양수발전기 양수입찰

양수발전기 운영현황

구 분	'14.9월	‘15.8월	‘15.9월	증감
				전년동월대비	전월 대비
양수 입찰율	1.8	4.7	1.5	-0.2	-3.1
발전율	92.5	104.9	72.7	-19.8	-32.2
양수 정산율	90.0	88.8	83.6	-6.4	-5.2

(단위:%)

금월 양수발전기의 양수용량(MWh) 대비 양수계획량(MWh)을 나타내는 양수입찰율은 1.5%, 발전입찰량 대비 발전량을 나타내는 발전율은 72.7%, 발전정산금 대비 양수정산금을 나타내는 양수정산율은 83.6%를 나타내었다.

금월은 하계전력수급대책기간이 종료하여 양수 발전기 운영이 대폭 축소되었다. 전월대비 양수 용량 감소(-27.0%)대비 양수 계획량이 대폭 감소(-76.1%)하여 그 비율인 양수 입찰율은 대폭 감소하였다. 약간의 SMP 상승으로 발전입찰량은 전월과 전년 동월대비 비슷한 수준이었으나 발전량이 전월 대비 26.7% 하락하여 그 비율인 발전율은 32.2% 하락하는 결과를 나타내었다. 양수 수익성을 나타내는 양수정산율은 발전수익금의 83.6%를 양수비용으로 지불한 것으로 전년동월 및 전월보다 수익성이 개선되었다.

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

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