9월

2020

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 설립되었으며, 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 작성한 월간 전력시장분석보고서로서,

○ 시장감시지표는 시장운영 현황을 지표별, 기간별로 비교분석함으로써 사업자 시장지배력의 잠재성 및 행사여부, 시장구조 설계상의 개선사항 등을 파악하기 위한 기초 가이드입니다. 이 중 일부 지표들은 현재 변동비반영 전력시장(CBP)의 특성상 그 내용이 의미하는 바가 제한적이기도 합니다. 그러나 향후 전력시장구조가 선진형으로 발전 할 경우를 대비하여 이 지표들의 지속적 분석이 그 의미를 갖습니다.

□ 본 보고서의 자료는 초기정산 실적을 기준으로 월간 전력시장 운영실적, 월간 전력계통 운영실적을 참고 하고 있습니다. 본 보고서의 내용 중 전력거래소 정산시스템으로부터 도출된 데이터는 수정정산 등의 사유로 인하여 추후에 변경 될 수 있습니다.

□ 본 보고서는 전력거래소(www.kpx.or.kr) 홈페이지에 게재하고 있으며, 보고서에 관해 문의사항이 있을 경우에는 전력시장감시위원회 사무국 (☎061-330-8357)으로 문의하시기 바랍니다.

2020년 9월 전력시장 개요

구분	세부 항목	실적	전년동월(전월*) 실적	차이
전력시장 참여 현황	회원수	4,116개사	4,093개사*	37개사↑
	설비용량	12,303만kW	12,274만kW*	29만kW↑
전력거래량 및 거래금액	월 거래량	414.3억kWh	417.8억kWh	0.8%↓
	월 거래금액	3조 1,118억원	3조 4,128억원	8.8%↓
주요연료 열량단가	LNG 열량단가	31,998원/Gcal	47,784원/Gcal	33.0%↓
	석탄(유연탄) 열량단가	21,735원/Gcal	25,029원/Gcal	13.2%↓
SMP 및 정산단가	월 평균 통합SMP	55.94원/kWh	79.64원/kWh	29.8%↓
	월 평균 정산단가	68.90원/kWh	78.09원/kWh	11.8%↓
전력수요	최대전력수요	8,203.6만kW	7,991.6만kW	2.7%↑
	월 평균전력	6,031.8만kW	6,056.4만kW	0.4%↓

전력시장 현황

1. 전력수요와 공급가능용량

○ 공급가능용량 84,934MW(전년동월 대비 475MW↓)

- 9월3일 태풍(마이삭) 관련 원자력 발전기 정지 등으로 전년동월 대비 공급가능용량 감소

- 금월 공급가능용량이 한 주 단위씩 감소하는 추세를 보였는데 이는 계획예방정비량이 한 주 단위씩 점차 증가한 영향으로 보임

○ 예측수요 57,952MW(전년동월 대비 22MW↓)

- 평균기온 감소(1.5℃↓) 및 코로나19 확산으로 인한 제조업평균가동률 하락 등의 영향으로 보임

○ 기저입찰량 43,133MW(전년동월 대비 1,571MW↓)

- 전년동월 대비 유연탄의 계획예방정비량 증가 등이 원인

○ 일반입찰기여량 14,819MW(전년동월 대비 1,548MW↑)

계획반영 일반 입찰량(비중앙급전발전기, PPA 포함) : 가격결정계획에 반영된 일반발전기 입찰량으로 ‘예측수요-기저입찰량’으로 산출

- 전년동월 대비 예측수요 감소폭(0.04%↓)보다 기저입찰량 감소폭(3.5%↓)이 컸기 때문임

○ 예비력 26,982MW(전년동월 대비 453MW↓)

- 전년동월 대비 공급가능용량 감소폭(0.6%↓)이 예측수요 감소폭(0.04%↓)보다 컸기 때문임

2. 예측수요와 전력시장가격
○ 금월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.88로 전년동월 0.76보다 증가 - 전년동월 대비 LNG·석탄 열량단가 격차 축소 등이 원인 ○ 평균 SMP : 55.94원/kWh(전년동월 79.64원/kWh 대비 29.8%↓, 이는 예측수요 감소 및 LNG와 석탄의 열량단가 하락 등이 원인) 육지와 제주 통합 - 최저 육지SMP : 9.30(수) 10시에 A_발전기(유연탄)가 결정한 49.2원/kWh (전년동월 최저 SMP 57.19원/kWh 대비 14.0%↓, 일반입찰기여량 4,674MW↑) 전년동월 대비 금월의 최대·최소 SMP 발생 시간의 일반입찰기여량 증감량 - 최고 육지SMP : 9.7(월) 17시에 B_발전기(LNG)가 결정한 69.84원/kWh (전년동월 최고 SMP 132.18원/kWh 대비 47.2%↓, 일반입찰기여량 23,227MW↑)

3. 거래규모와 정산단가

○ 금월의 전력거래량은 조업일수 증가(2.5↑)에도 평균기온 감소(1.5℃↓)로 인한 냉방수요 감소 및 코로나19 확산으로 인한 제조업 평균가동률 하락 으로 인해 전년동월(417.8억kWh) 대비 0.8% 감소한 414.3억kWh

제조업 평균가동률 : (’19.9월) 75.3% → (’20년 9월 예상) 71.0% [출처 : 통계청, 한국은행]

○ 금월은 태풍 등의 영향으로 제약정산금은 증가했지만, 전력거래량 감소(0.8%↓) 및 SMP 하락(29.8%↓)으로 금월의 전력거래금액은 전년동월(3조 4,128억원) 대비 8.8% 하락한 3조 1,118억원

○ 금월의 평균 정산단가는 전력거래금액(8.8%↓) 감소 및 전력거래량(0.8%↓) 감소로 전년동월(78.09원/kWh) 대비 11.8% 하락한 68.90원/kWh

정산단가 : 전체 전력거래금액(RPS 의무이행비용과 배출권거래비용 제외) ÷ 전체 전력거래량

정산단가는 수정정산 등의 이유로 조회 시점에 따라 달라질 수 있음, 확정치는 전력시장 통계책자가 발간되는 시점인 거래년도의 익년 6월 말에 결정됨

금월 전력거래금액에서 RPS 의무이행비용, 배출권거래비용을 제외한 값임

4. 가격지속곡선

※ 전년동월·전월·금월의 시장가격 구간별 분포도(%)

시장가격	전년동월	전월	금월(전년동월대비(%p))
50원/kWh이상	100%	100%	97.1%	(2.9%p↓)
60원/kWh이상	92.2%	61.6%	4.3%	(87.9%p↓)
70원/kWh이상	87.1%	3.1%	0%	(87.1%p↓)
80원/kWh이상	47.4%	0%	0%	(47.4%p↓)
90원/kWh이상	0.1%	0%	0%	(0.1%p↓)
100원/kWh이상	0.1%	0%	0%	(0.1%p↓)

○ 전년동월 대비 50원/kWh이상 구간에서 가격결정비율 하락

- 전년동월 대비 예측수요(0.04%↓) 감소와 LNG(33.0%↓) 및 석탄(13.2%↓)의 열량단가 하락 등의 영향으로 보임

5. 가격변동성

○ 금월 평균 SMP는 예측수요(0.04%↓) 감소 및 LNG(33.0%↓)와 석탄(13.2%↓) 열량단가 하락 등의 영향으로 전년동월 79.64원/kWh 대비 29.8% 하락한 55.94원/kWh

○ 금월 SMP의 표준편차는 전년동월(7.76) 대비 축소된 3.36을 기록

표준편차 : 금월의 일별 통합SMP가 월 통합SMP를 중심으로 얼마나 분산되어 있는지를 나타내는 대표적인 수치

- 전년동월 대비 LNG·석탄 열량단가 격차 축소 등이 주원인

전력계통 현황

1. 연료원별 발전율(발전량/입찰량)

※ 연료원별 입찰대비 발전율(%)

연료원	원자력	유연탄	무연탄	LNG	유류 (중유)
발전율(%)	99.90	79.58	7.04	46.99	54.64

※ 입찰량/발전량/입찰 대비 발전율의 증감률(%)

	전년동월 대비	전월 대비
입찰량	-0.68	-12.98
발전량	-0.73	-13.05
입찰 대비 발전율(%p)	-0.04	-0.05

○ 금월 총 입찰량(송전단 기준) 5,752만MWh, 발전량 4,147만MWh

- 9월3일 태풍(마이삭) 관련 원자력 발전기 정지 등으로 입찰량 감소

- 제조업 평균가동률 하락 등으로 월 평균전력이 감소하며(0.4%↓) 발전량 감소

○ 금월의 입찰(송전단 기준) 대비 발전율은 전년동월(72.14%) 대비 0.04%p 감소한 72.10%

- 연료원별 원자력 0.04%↑, 유연탄 8.9%p↓, 무연탄 77.3%p↓, LNG 5.1%p↑, 유류(중유) 51.8%p↑ 증감

2. 일별 공급예비력 추이

※ 위 그림은 일 최대부하 시간대의 공급예비력 및 최대부하                                       (단위: 만kW)

구분	2019년		2020년
	9월(9.6(금) 17시)		8월(8.26(수) 15시)		9월(9.1(화) 17시)
최대전력수요(A)	7,992	(+1.9%)	8,909	(-1.4%)	8,204	(+2.7%)
전력공급능력(B)	9,603	(+1.9%)	9,795	(+1.6%)	9,680	(+0.8%)
공급예비력(B-A)	1,612		886		1,476
공급예비율[(B-A)/A]	20.2	(+0.0%p)	9.9	(+3.2%p)	18.0	(-2.2%p)

※ 발전단 기준, (  )은 전년동월 대비 증감률(%), 증가폭(%p)

○ 주말(토·일요일) 및 추석연휴(9.30)는 최대부하가 감소하고 공급예비력이 증가하는 모습을 보임

○ 최대전력수요를 기록한 날의 평균기온이 전년동월 보다 높음에 따라 냉방수요 증가 등으로 높은 전력수요를 보임

○ 전력공급능력 증가는 전년동월 대비 발전기 신규 건설로 인한 설비용량 증가 등이 원인

3. 가격결정계획과 (송전단)수요실적

○ 가격결정계획과 (송전단)수요실적의 최대 편차는 9.7(월) 17시에 6,509MW를 기록

- 해당 시간에 제약비발전전력량(COFF_Q) 9,843MW, 계통제약발전량(SCON_Q) 3,443MW, 자기제약발전량(GSCON_Q) 2,137MW 발생

4. 운영발전계획과 (발전단)수요실적

○ 운영발전계획과 (발전단)수요실적의 최대 편차는 9.2(수) 18시에 3,924MW를 기록

- 수요감소(18H: -3,900㎿)로 운영발전계획 2차 재수립

○ 편차가 1,000MW를 초과한 건수는 111건으로 전년동월(111건)과 동일한 건수를 기록

5. 제약발전량(자기제약(GSCON_Q), 계통제약(SCON_Q), 제약비발전(COFF_Q))

금월 기준	전년동월	전월	금월(전년동월대비(%))
제약량(GWh)	8,217	11,778	11,627(41.5%↑)

전체 제약발전량(GSCON_Q+SCON_Q)에 대한 연료원별 점유율(%)
원자력	석탄	양수·수력	유류	LNG	기타 바이오중유 포함	합계
1.2%	19%	5.0%	8.6%	64.1%	2.0%	100%

○ 금월의 제약량 세부내역을 보면 GSCON_Q 840GWh, SCON_Q 4,908GWh, COFF_Q 5,879GWh를 기록

- 전년동월 대비 GSCON_Q 100GWh↑, SCON_Q 1,510GWh↑, COFF_Q 1,800GWh↑ 증가

6. 실계통 한계발전기

○ 금월 실계통한계발전기의 비중이 가장 높았던 회원사는 72.9%의 비중을 차지한 A_회원사이며, 세부내역을 보면 A_회원사의 가_발전기가 427회로 최대 횟수를 기록

- 전년동월 회원사는 A_회원사(19.2%), 발전기는 A_회원사의 하_발전기가 81회로 최대 횟수를 기록

7. 계통운영 보조서비스

※ 보조서비스 정산금 세부 항목별 비율(평균 값 적용)

비율(%)	FCRASP	PRASP	TRASP	QSRASP	BSP
금월(’20.9)	16.7%	75.5%	4.4%	0.0%	3.5%
전월(’20.8)	15.8%	75.3%	5.6%	0.0%	3.3%

※ ’20.4월부터 변경된 체계가 시행됨에 따라 변경된 항목에 대한 전년동월(’19.9) 실적 없음

※ FCRASP 주파수제어예비력정산금, PRASP 1차예비력정산금, TRASP 3차예비력정산금, QSRASP 속응성자원정산금, BSP 자체기동정산금

○ 보조서비스 정산금(ASP)은 28억원으로 총 정산금 중 0.1% 차지

에너지 정산금(전력량 정산금+제약 정산금+기타 정산금), 용량 정산금, 보조서비스 정산금, RPS 및 ETS정산금으로 구성

○ 9.30 추석연휴를 맞이하여 TRASP(3차 예비력 정산금)는 대폭 증가함

8. 수도권 송전제약

○ 금월 최대전력수요 발생시 수도권 융통선로의 융통한계(11,100MW) 대비 융통전력(9,050MW) 실적은 82%

9.1(화) 17시 최대전력수요 : 82,040MW

○ 금월 융통선로 마진이 가장 낮았던 시점은 8.1(화) 2시이며 7.0%의 마진을 기록

○ 금월 수도권 융통전력 한계량을 1시간 이상 초과하는 상황은 발생하지 않음

사업자 행동

1. 전력수요 수준별 가격결정 발전기

전력수요(MW)/단위(횟수)		~	50,000	60,000	70,000
		50,000	~60,000	~70,000	~
금월 (’20.9)	LNG	14	219	223	55
	석탄	107	98	4	0
	유류	0	0	0	0
	계	121(16.8%)	317(44.0%)	227(31.5%)	55(7.6%)
전월		86(11.6%)	267(35.9%)	184(24.7%)	207(27.8%)
전년동월		139(19.3%)	285(39.6%)	227(31.5%)	69(9.6%)

○ 금월에는 C_발전기(석탄)가 61회로 시장가격 결정횟수가 가장 많았으며, 각 전력수요 구간별로 각각 20회, 41회, 0회, 0회의 가격결정

- 50,000MW 이하 구간 : D_발전기(석탄, 24회), C_발전기(석탄, 20회), E_발전기(석탄, 9회) 순으로 가격결정

- 50,000MW ~ 60,000MW 구간 : C_발전기(석탄, 41회), F_발전기(석탄, 33회), G_발전기(LNG, 26회) 순으로 가격결정

- 60,000MW ~ 70,000MW 구간 : H_발전기(LNG, 25회), I_발전기(LNG, 23회), J_발전기(LNG, 22회)순으로 가격결정

- 70,000MW 이상 구간 : K_발전기(LNG, 10회), L_발전기(LNG, 10회), M_발전기(LNG, 7회)

2. 연료원별 시장가격 결정

주요 연료 열량단가 변동

(단위: 원/Gcal,%)

구 분	전년 동월	전월	금월 (’20.9)	증감
				전년동월 대비		전월 대비
LNG	47,784	36,856	31,998	-33.0	%	-13.2	%
석 탄 (유연탄)	25,029	22,569	21,735	-13.2	%	-3.7	%
유 류	67,949	71,289	69,078	1.7	%	-3.1	%

※ 연료원별 시장가격 결정 비율
연료원별	전년동월	전월	금월(전년동월대비(%p))
LNG	78.6%	58.2%	71.0%(7.6%p↓)
석 탄	21.4%	41.8%	29.0%(7.6%p↑)
유 류	0.0%	0.0%	0.0%(-)

○ 예측수요(0.04%↓) 감소와 LNG(33.0%↓) 및 석탄(13.2%↓) 열량단가 하락 등으로 SMP는 전년동월 대비 29.8% 하락한 55.94원/kWh

○ 금월(720회)의 연료원별 가격결정 횟수는 LNG 511회(71.0%), 석탄 209회(29.0%)를 기록(전년동월 LNG 566회, 석탄 154회)

- 코로나19 확산으로 인한 제조업평균가동률 하락 등의 영향으로 월 평균 예측수요(0.04%↓) 감소 등이 원인

3. 사업자별 시장가격 결정 횟수

○ SMP결정횟수가 가장 많은 사업자는 16.9%로 A_회원사이며, 발전기는 A_회원사의 가_발전기(석탄)가 61회로 가장 많이 결정

- 전년동월 회원사는 H_회원사(12.2%), 발전기는 Z_회원사의 다_발전기(LNG)가 37회로 가장 많이 결정

4. 변경입찰량(초기입찰대비 편차)

○ 금월 시간대별 평균 변경입찰량: 27.9GWh(전년동월 평균 변경입찰량(15.9GWh) 대비 12GWh↑)

평균 변경입찰량: 월간 시간대별 총 공급가능용량(A) - 월간 시간대별 총 변경공급가능용량(RA)

- 금월은 연료원별로 LNG, 원자력, 유연탄 순으로 많은 변경입찰량을 기록(LNG 전년동월 대비 153GWh↑)

- A_발전기(LNG)는 정비지연 및 긴급정지 정비 등으로 높은 변경입찰량을 기록

5. 연료원별 입찰률((변경)입찰량/설비용량)

전년동월·전월·금월의 설비용량 대비 입찰률(%)

연료원	전년동월	전월	금월 (전년동월대비(%p))
원자력	58.6	69.0	52.8(5.8%p↓)
유연탄	83.6	85.0	82.3(1.3%p↓)
무연탄	45.1	90.3	77.9(32.9%p↑)
유류(중유)	84.7	85.8	83.5(1.3%p↓)
LNG	82.7	93.1	83.6(0.9%p↑)

○ 금월 설비용량 대비 입찰률은 평균 64.93%를 기록(전년동월 대비 1.7%p↓, 전월 대비 7.5%p↓)

- 9월3일 태풍(마이삭) 관련 원자력 발전기 정지 등으로 원자력의 설비용량 대비 입찰량이 감소함

- 금월 유연탄의 계획예방정비량 증가 추세에 따라 설비용량 대비 입찰률이 감소하는 추세를 보임

- 금월 N_발전기(무연탄)의 계획예방정비(9.23~10.30)에 따라 무연탄의 설비용량 대비 입찰률이 감소함

○ 전체 설비용량은 전년동월 대비 1.87%↑, 전월 대비 0.23%↑

- 전년동월 대비 O_발전기(LNG, 369MW) 신규 건설 및 P_발전기(석탄, +50MW) 설비용량 변경 등으로 전체 설비용량 증가

- 전월 대비 Q_발전기(유류, 14.6만kW), R_발전기(바이오매스, 10.5만kW) 등의 신규건설로 설비용량 증가

○ 총 입찰량은 전년동월 대비 0.68%↓, 전월 대비 13.0%↓

- 입찰량 감소는 9월 3일 태풍(마이삭) 관련 원자력 발전기 정지가 가장 큰 원인으로 보임

6. 양수발전기 운영현황

구 분		양수입찰량 (A)	양수동력량 (B)	양수율 (B/A)
		단위:GWh
금월		26.4	322.1	1,222%
전월		28.6	354.1	1,237%
전년동월		6.4	396.0	6,203%
증감	전월 대비	-8.0%	-9.0%
	전년동월 대비	312.9%	-18.7%

발전입찰량 (C)	발전량 (D)	발전율 (D/C)
단위:GWh
15.0	250.1	1,671%
30.2	270.9	898%
5.7	298.8	5,236%
-50.4%	-7.7%
162.3%	-16.3%

양수정산금 (E)	발전정산금(F)	양수정산율 (E/F)
단위:억(원)
143.4	154.3	93%
170.3	189.6	90%
254.1	266.7	95%
-15.8%	-18.6%
-43.6%	-42.1%

○ 양수율(양수동력량/양수입찰량): 1,222%(전년동월 대비 4,981%p↓)

○  발전율(발전량/발전입찰량): 1,671%(전년동월 대비 3,565%p↓)

○ 양수정산율(양수정산금/발전정산금): 93%(전년동월 대비 2.4%p↓로 양수발전기 수익성 증가를 의미)

○ 2020년 1월~9월 누계의 발전-양수 입찰량 편차율은 0.5%(연간 기준치 10%)

편차율=|(최종 발전입찰량-최종 양수입찰량×효율(0.79))/최종발전입찰량|*100

7. 발전 및 양수 시간대 SMP차이
	○ 양수발전기 수익을 위해 ‘발전시간대SMP/양수시간대SMP’가 1.26배 이상이 되어야하나 금월은 1.08을 기록 ○ 양수시간대(1~8H)와 발전시간대(9~24H) 가격 차이가 전월 대비 감소 - 전월 대비 양수시간대 SMP평균 감소폭(5.7%↓)보다 발전시간대 SMP평균 감소폭(12.7%↓)이 컸기 때문임

지표해설

전력시장 현황

1. 전력수요와 공급가능용량

가격결정발전계획 수립 시 사용되는 예측수요와 기저입찰량 등에 의해 일반발전기의 반영정도가 결정된다.

2. 예측수요와 전력시장가격

시장가격과 전력수요(송전단 예측수요)간의 상관계수가 상승하였다면, 이는 시장가격 결정요인으로서의 전력수요 영향도가 커졌음을 의미한다.

이와 함께 시장가격과 전력수요의 평균, 증가율, 최대, 최소 시점 등 각 요소 간 연관관계를 분석 할 수 있다.

*전력시장가격: 시장가격, SMP, 계통한계가격이라는 용어로도 사용한다.

3. 거래규모와 정산단가[eqn: {}^{*}]

시간대별 시장참여자의 거래량 및 시장규모를 가늠함으로써 정산금이 급등한 시점을 파악할 수 있다.

*정산단가: 전력시장에서 전력거래 시 전력공급자(전력구매자)가 받아야 할 금액(부담해야 할 금액)을 산출하여 계산한 단위당 가격

- 비중앙 포함

4. 가격지속곡선

가격지속곡선은 월간 시장가격의 분포를 시간 비율로 나타낸 것으로 전력수요, 연료가격, 설비용량 변동 추세 등을 간접적으로 반영한다.

- 제주와 비중앙 제외

5. 가격변동성

금월 통합SMP와 전년동월 대비 증가율을 살펴볼 수 있으며 표준편차를 통해 통합SMP[eqn: {}^{*}]의 분산 정도를 파악할 수 있다.

*통합 값: [eqn: {(육지SMP TIMES 육지예측수요)+(제주SMP TIMES 제주예측수요)} over {육지예측수요+제주예측수요}]

전력계통 현황

1. 연료원별 발전율

실계통운영 결과인 발전율을 살펴봄으로써 특정 발전원 발전기의 정책적 가동, 임의적인 급전지시, 발전기 정지와 연료가격  등락에 따른 발전 기회 증감 등을 간접적으로 파악할 수 있다.

우리나라 전력시장은 발전비용이 낮은 순으로 계통에 투입되므로 일반적으로 수력, 양수, 원자력과 석탄 발전기가 높은 발전율을 나타내고 복합, 유류기력 순으로 낮아진다.

2. 일별 공급예비력 추이

일반적으로 전력수요가 감소하는 봄과 가을에는 대용량 발전기들이 대거 예방정비에 착수하며, 냉방부하로 전력수요가 급증하는 여름이나 난방부하로 전력수요가 급증하는 겨울에는 공급가능용량을 최대로 확보하는 모습을 보인다.

3. 가격결정계획과 (송전단)수요실적

전력거래소에서는 가격결정을 위한 가격결정발전계획(비제약발전계획)을 수립하고 있으며, 실제 계량값과 가격결정발전계획의 차이에 의해 SCON, COFF의 전력량 및 정산금이 결정된다. 이러한 SCON, COFF를 유발하는 주요한 요인은 수도권 융통전력 제약, 예비력 운영, 입찰변경 등이 있다.

- 해당 가격결정계획은 육지 기준

4. 운영발전계획과 (발전단)수요실적

운영발전계획은 실급전에 가까운 상황을 상정하여 수립[eqn: {}^{*}]되고 있으므로 운영발전계획과 계량값과의 차이는 전력시장 및 계통운영의 효율성을 평가할 수 있는 지표이다.

*전력거래소는 중앙급전발전기의 고장이나 공급가능용량의 변경, 예상하지 못한 송전설비의 장애, 중대한 예측수요 변화 등의 사유가 발생하는 경우에는 운영발전계획을 변경할 수 있다.

5. 제약발전량

부가비용(Uplift)의 대부분을 점하고 있는 제약량(GSCON_Q, SCON_Q, COFF_Q)과 연료원별 제약발전(GSCON_Q+SCON_Q) 점유율을 살펴볼 수 있다.

- GCON_Q(발전사업자 자기제약발전량): 자체성능시험, 열제약 등 계통사유가 아닌 발전사 사유로 발전한 전력량

SCON_Q(계통제약발전량): 송전제약, 수요예측 오차 등의 계통사유로 발전한 전력량

COFF_Q(제약비발전전력량): 가격결정발전계획에 반영되었으나, 급전지시로 감발 또는 정지하는 전력량

6. 실계통한계발전기

가격결정발전기와 달리 실제 계통운영 결과, 어떤 발전기가 발전단가가 가장 높은 발전기(실계통한계발전기[eqn: {}^{*}])로 투입되었는지를 파악하여 차이가 많을수록 각종 제약이 많이 발생했음을 의미한다.

*실계통한계발전기: 발전량(계량값)이 0이 아닌 발전기 중 발전단가가 가장 높은 발전기를 시간대별로 집계한다. 단, 자기제약에 의해 발전한 발전기, 수력·양수, 제주 발전기는 제외한다.

- 비중앙 제외

7. 계통운영 보조서비스

정산금 추이 및 전력량정산금대비 비중을 통해 발전사업자의 전기품질 향상 이행량 및 계통요구량 급변동 시점을 간접적으로 파악할 수 있다.

8. 수도권 송전제약

융통 한계량 초과가 예상될 경우, 통상 수도권 발전기의 발전을 지시하거나, 기동 중 한계량을 초과하여 수도권 부하를 차단하는 고장파급방지 시스템(SPS)을 운전함으로써 상정고장에 대비한다.

최대전력수요 발생 시 수도권 송전제약의 실적과 금월 융통선로 마진[eqn: {}^{*}]이 낮았던 시점을 살펴볼 수 있다.

* 융통선로 마진 : (수도권 실적/수도권 한계량)/수도권 실적×100[%]

사업자 행동

1. 전력수요 수준별 가격결정 발전기

금월 전력수요 추세와 전력수요, 계획예방정비 등에 따른 연료원별 가격결정 횟수를 살펴볼 수 있다.

- 제주와 비중앙 제외

2. 연료원별 시장가격 결정

연료원별 가격결정 현황을 통해 전력수요 및 연료가격, 공급가능용량 등에 따른 가격결정 지배적 연료 변화를 살펴볼 수 있다.

- 비중앙 제외

3. 사업자별 시장가격 결정 횟수

가격결정 점유율(횟수)이 높은 회원사 및 발전기를 통해 지배적 사업자·발전기를 살펴볼 수 있다.

- 비중앙 제외

4. 변경입찰량

초기입찰의 부정확성은 시장가격에 영향을 미쳐 부가비용(Uplift)을 증가시키며 사업자의 부주의나 의도적인 행위뿐 아니라 발전소 현장 상황 변경(설비고장, 시험운전 등) 이외에 발전원별 특성에 따른 환경요인(기온, 해수온도 등) 등에 의해 발생한다.

- 일반적으로 원자력은 해수온도, 복합은 기온, 수력은 강우에 따라 출력이 변동함

5. 연료원별 입찰률

입찰률은 설비용량 대비 입찰용량으로 비중앙 포함(PPA 제외) 수치이며, 발전원별 입찰률 급락시점을 파악하여 시장환경 변화와 발전기 정지, 공급가능용량 축소를 통한 사업자의 전략적 행위 가능성을 감지할 수 있다.

- 비중앙 포함

6. 양수발전기 운영현황

실제 양수동력량과 발전입찰량의 차이 및 최종 발전-양수 입찰량 편차를 살펴봄으로써 양수발전기 과소 입찰 및 발전-펌핑 연계규정 준수 여부를 간접적으로 파악한다.

7. 발전 및 양수 시간대 SMP차이

각 시간대별 가중평균 SMP를 토대로 양수시간대(1~8H) SMP 평균값, 발전시간대(9~24H) SMP 평균값을 산출하여 양수발전기 수익성 흐름을 파악할 수 있다.