1월

2021

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.

2021년 1월 전력시장 개요

구분	세부 항목	실적	전년동월(전월*) 실적	차이
전력시장 참여 현황	회원수	4,418개사	4,317개사*	101개사↑
	설비용량	12,469만kW	12,453만kW*	16만kW↑
전력거래량 및 거래금액	월 거래량	500억kWh	470억kWh	6.3%↑
	월 거래금액	4조 5,886억원	4조 6,104억원	0.5%↓
주요연료 열량단가	LNG 열량단가	40,436원/Gcal	48,860원/Gcal	17.2%↓
	석탄(유연탄) 열량단가	19,740원/Gcal	22,892원/Gcal	17.9%↓
SMP 및 정산단가	월 평균 통합SMP	70.65원/kWh	84.54원/kWh	16.4%↓
	월 평균 정산단가	91.80원/kWh	98.02원/kWh	6.3%↓
전력수요	최대전력수요	9,056.4만kW	8,235.2만kW	10.0%↑
	월 평균전력	6,988.4만kW	6,546.8만kW	6.7%↑

전력시장 현황

1. 전력수요와 공급가능용량

○ 공급가능용량 92,096MW(전년동월 대비 4,645MW↑)

- 전년동월 대비 발전설비용량 증가 및 계획예방정비량 감소로 공급가능용량 증가

- 금월 9일~11일 A_발전기(LNG)의 계획예방정비 및 미세먼지 저감조치에 따른 석탄발전기의 상한제약 등에 따라 공급가능용량이 많은 변동을 보임

○ 예측수요 66,743MW(전년동월 대비 4,364MW↑)

- 전년동월 대비 평균기온 하락(-3.6℃)으로 인한 난방수요 증가, 조업일수 증가(+1일) 등이 원인

- 1일(금)은 신정으로 이어지는 주말과 함께 예측수요가 낮은 모습을 보임

○ 기저입찰량 43,111MW(전년동월 대비 4,243MW↑)

- 전년동월 대비 원자력 발전기의 계획예방정비량 감소, B_발전기(석탄)의 시장진입(’20.11.) 등이 원인

- 금월 8일 해제된 미세먼지 저감조치에 따른 석탄발전기 상한제약이 9일부터 다시 적용되어 해당기간          기저입찰량이 변동하는 모습을 보임

○ 일반입찰기여량 23,632MW(전년동월 대비 121MW↑)

일반발전기의 입찰량(비중앙급전발전기, PPA 포함) 중 가격결정계획에 반영된 일반발전기 입찰량으로 ‘예측수요-기저입찰량’으로 산출

- 전년동월 대비 예측수요 증가(+7.0%)로 입반입찰기여량 증가

○ 예비력 25,352MW(전년동월 대비 281MW↑)

- 전년동월 대비 공급가능용량 증가(+5.3%)로 예비력 증가

2. 예측수요와 전력시장가격
○ 금월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.88로 전년동월 0.87보다 소폭 증가하여 시장가격 결정요인으로서 전력수요 영향도가 커짐 ○ 평균 SMP : 70.65원/kWh(전년동월 84.54원/kWh 대비 16.4%↓, LNG·석탄의 열량단가 하락 및 기저입찰량 증가 등이 원인) 육지와 제주 통합 - 최저 육지SMP : 1.31(일) 13H시에 B_발전기(LNG)가 결정한 56.37원/kWh (전년동월 최저 SMP 55.55원/kWh 대비 1.5%↑, 일반입찰기여량 4,313MW↑) 전년동월 대비 금월의 최대·최소 SMP 발생 시간의 일반입찰기여량 증감량 - 최고 육지SMP : 1.12(화) 17시에 C_발전기(LNG)가 결정한 88.05원/kWh (전년동월 최고 SMP 90.57원/kWh 대비 2.8%↓, 일반입찰기여량 1,813MW↑)

3. 거래규모와 정산단가

○ 금월의 전력거래량은 전년동월 대비 평균기온 하락(-3.6℃)으로 인한 난방수요 증가, 조업일수 증가(+1일) 등으로 전년동월(470억kWh) 대비 6.3% 증가한 500억kWh

○ 금월 전력거래금액은 SMP 하락(16.4%↓)으로 에너지 정산금은 감소(-5.0%)에도 불구하고 용량정산금 증가(+10.7%)로 전년동월(4조 6,104억원) 대비 0.5% 하락에 그친 4조 5,886억원

○ 금월의 평균 정산단가는 전년동월(98.02원/kWh) 대비 6.3% 하락한 91.8원/kWh로 이는 전력거래금액 하락과 전력거래량 증가가 원인

정산단가 : 전력거래금액(RPS 의무이행비용과 배출권거래비용 제외) ÷ 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%	100%	(-)
60원/kWh이상	99.2%	100%	99.5%	(0.3%p↑)
70원/kWh이상	98.8%	15.9%	40.9%	(57.9%p↓)
80원/kWh이상	87.4%	0.0%	0.4%	(87.0%p↓)
90원/kWh이상	0.5%	0.0%	0%	(0.5%p↓)
100원/kWh이상	0.0%	0.0%	0%	(-)

○ 전년동월 대비 70원/kWh이상 모든 구간에서 가격결정비율 하락

- 전년동월 대비 LNG(17.2%↓) 및 석탄(13.8%↓)의 열량단가 하락, 기저입찰량 증가 등이 원인으로 분석됨

5. 가격변동성

○ 금월 평균 SMP는 LNG(17.2%↓)와 석탄(13.8%↓)의 열량단가 하락 및 기저입찰량 증가 등으로 전년동월    84.54원/kWh 대비 16.4% 하락한 70.65원/kWh

○ 금월 SMP의 표준편차는 전년동월(4.49) 대비 축소된 3.95를 기록

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

- 전년동월 대비 LNG와 석탄의 열량단가 격차 축소 등이 원인

전력계통 현황

1. 연료원별 발전율(발전량/입찰량)

※ 연료원별 입찰대비 발전율(%)

연료원	원자력	유연탄	무연탄	유류 (중유)	LNG
발전율(%)	99.93	90.68	94.43	34.69	53.97

※ 입찰량/발전량/입찰 대비 발전율의 증감률(%)

	전년동월 대비	전월 대비
입찰량	5.42	5.43
발전량	6.32	2.93
입찰 대비 발전율(%p)	0.65	-1.88

○ 금월 총 입찰량(송전단 기준) 6,481만MWh, 발전량 5,000만MWh

- 전년동월 대비 발전설비용량 증가 및 계획예방정비량 감소로 입찰량은 증가함

- 평균기온 하락(-3.6℃)으로 인한 난방수요 증가, 조업일수 증가(+1일) 등으로 평균전력이 증가하며 발전량 또한 증가함

○ 금월의 입찰(송전단 기준) 대비 발전율은 전년동월(76.51%) 대비 0.65%p 증가한 77.16%

- 전년동월 대비 발전량 증가폭이 입찰량 증가폭보다 컸기 때문임

- 연료원별로 살펴보면 원자력 0.01%p↓, 유연탄 9.71%p↓, 무연탄 4.48%p↓, 유류(중유) 14.42%p↑, LNG 4.03%p↑

2. 일별 공급예비력 추이

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

구분	2020년				2021년
	1월(1.16(목) 10시)		12월(12.16(수) 17시)		1월(1.11(월) 11시)
최대전력수요(A)	8,235	(-3.6%)	8,513	(+4.1%)	9,056	(+10.0%)
전력공급능력(B)	9,474	(-6.0%)	9,880	(+6.3%)	9,919	(+4.7%)
공급예비력(B-A)	1,238		1,366		863
공급예비율[(B-A)/A]	15.0	(-3.1%p)	16.0	(+2.4%p)	9.5	(-5.5%p)

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

○ 공휴일(1.1) 및 주말(토·일요일)마다 최대부하가 감소하고 공급예비력이 증가하는 모습을 보임

○ 최대전력수요 증가의 원인으로는 전년동월 대비 최대전력 시현일 평균기온 하락에 따른 난방수요 증가 등이 있음

’21.1.11의 평균기온(-6.7℃)은 ’20.1.16(-1.7℃) 대비 5℃ 감소  [출처 : 기상청 날씨누리]

○ 전력공급능력 증가의 원인으로는 발전기 신규 건설로 인한 설비용량 증가 및 계획예방정비량 감소 등이 있음

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

금월 기준	전년동월	전월	금월(전년동월대비(%))
제약량(GWh)	9,342	10,581	11,783(26.1%↑)

전체 제약발전량(GSCON_Q+SCON_Q)에 대한 연료원별 점유율(%)
원자력	석탄	양수·수력	유류	LNG	기타 바이오중유, LPG 포함	합계
0.1%	3.4%	5.3%	5.2%	84.4%	1.6%	100%

○ 금월의 제약량 세부내역을 보면 COFF_Q 5,721GWh, GSCON_Q 3,517GWh, SCON_Q 2,546GWh를 기록

- 전년동월 대비 COFF_Q 1,213GWh↑, GSCON_Q 157GWh↑, SCON_Q 1,071GWh↑

- 평균기온 하락(3.6↓)으로 인한 난방수요(열공급) 증가 등으로 LNG의 제약발전랑은 증가함

4. 실계통 한계발전기

○ 금월 실계통한계발전기의 비중이 가장 높았던 회원사는 21.5%의 비중을 차지한 A_회원사이며, 세부내역을 보면 B_회원사의 가_발전기(LNG)가 90회 가동되어 최대 횟수를 기록

- 전년동월 회원사는 A_회원사(28.4%), 발전기는 G_회원사의 다_발전기(LNG)가 115회로 최대 횟수를 기록

5. 계통운영 보조서비스

※ 보조서비스 정산금 세부 항목별 비율(평균 값 적용)

비율(%)	FCRASP	PRASP	TRASP	QSRASP	BSP
금월(’21.1)	17.2%	78.3%	0.8%	0.0%	3.7%
전월(’20.12)	17.9%	75.1%	3.4%	0.0%	3.6%

※ ’20.4월부터 변경된 체계가 시행됨에 따라 변경된 항목에 대한 전년동월(’20.1) 실적 없음

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

○ 보조서비스 정산금(ASP)은 36억원으로 총 정산금 중 0.1% 차지

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

6. 수도권 송전제약

○ 금월 최대전력수요 발생시 수도권 융통선로의 융통한계(12,200MW) 대비 융통전력(7,315MW) 실적은 60%

1.11(월) 11시 최대전력수요 : 9,056만kW

○ 금월 융통선로 마진이 가장 낮았던 시점은 1.17(일) 15시이며 8%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 (’21.1)	LNG	2	148	213	258
	석탄	0	34	89	0
	유류	0	0	0	0
	계	2(0.3%)	182(24.4%)	302(40.6%)	258(34.7%)
전월		0(%)	245(32.9%)	270(36.3%)	229(30.8%)
전년동월		57(7.7%)	242(32.5%)	275(37%)	170(22.8%)

○ H_발전기(LNG)가 124회로 시장가격 결정횟수가 가장 많았으며, 각 전력수요 구간별로 살펴보면 0회, 51회, 67회, 6회의 가격결정을 함

- 50,000MW 이하 구간 : I_발전기(1회,LNG), J_발전기(1회,LNG)

- 50,000MW ~ 60,000MW 구간 : H_발전기(51회,LNG), K_발전기(21회,석탄), L_발전기(13회,석탄) 순으로 가격결정

- 60,000MW ~ 70,000MW 구간 : H_발전기(67회,LNG), K_발전기(56회,석탄), L_발전기(33회,석탄)순으로 가격결정

- 70,000MW 이상 구간 : M_발전기(21회,LNG), N_발전기(15회,LNG), O_발전기(15회,LNG) 순으로 가격결정

2. 연료원별 시장가격 결정

주요 연료 열량단가 변동

(단위: 원/Gcal,%)

구 분	전년 동월	전월	금월 (’21.1)	증감
				전년동월 대비		전월 대비
LNG	48,860	38,050	40,436	-17.2	%	6.3	%
석 탄 (유연탄)	22,892	19,803	19,740	-13.8	%	-0.3	%
유 류	65,441	57,835	59,316	-9.4	%	2.6	%

※ 연료원별 시장가격 결정 비율
연료원별	전년동월	전월	금월(전년동월대비(%p))
LNG	97.8%	99.6%	83.5%(14.3%p↓)
석 탄	2.2%	0.4%	16.5%(14.3%p↑)
유 류	0.0%	0.0%	0.0%(-)

○ LNG열량단가 하락(17.2%↓) 및 기저입찰량 증가 등으로 SMP는 전년동월 대비 16.4% 하락한 70.65원/kWh

○ 금월(744회)의 연료원별 가격결정 횟수는 LNG 621회, 석탄 123회를 기록(전년동월 LNG 728회, 석탄 16회)

- 전년동월 대비 원자력의 계획예방정비량 감소로 기저입찰량 증가(+10.9%)하여  LNG의 가격결정 감소에 영향을 미침

3. 사업자별 시장가격 결정 횟수
○ SMP 결정횟수가 가장 많은 사업자는 19.6%의 A_회원사이며, 발전기는 B_회원사의 가_발전기(LNG)가 124회로 가장 많이 결정 - 전년동월 회원사는 C_회원사(13.6%), 발전기는 B_회원사의 가_발전기(LNG)가 55회로 가장 많이 결정
4. 변경입찰량(초기입찰대비 편차)
금월 시간대별 평균 변경입찰량: 23.3GWh(전년동월 평균 변경입찰량(21.1GWh) 대비 2.2GWh↑) 평균 변경입찰량: 월간 시간대별 총 공급가능용량(A) - 월간 시간대별 총 변경공급가능용량(RA) - 금월은 연료원별로 LNG, 유연탄, 유류 순으로 높은 변경입찰량을 기록 - A_발전기(LNG)는 한파에 따른 열공급의 사유 등으로 높은 변경입찰량을 기록

5. 연료원별 입찰률((변경)입찰량/설비용량)

전년동월·전월·금월의 설비용량 대비 입찰률(%)

연료원	전년동월	전월	금월 (전년동월대비(%p))
원자력	65.4	83.0	77.5	(12.1%p↑)
유연탄	63.3	54.2	67.2	(3.9%p↑)
무연탄	46.8	70.3	76.3	(29.5%p↑)
유류(중유)	116.6	85.8	82.6	(34.0%p↓)
LNG	101.4	98.2	102.7	(1.3%p↑)

○ 금월 설비용량 대비 입찰률은 69.8%를 기록(전년동월 대비 1.7%p↑, 전월 대비 3.5%p↑)

- 원자력은 금월 7일 A_발전기의 계획예방정비와 27일 B_발전기의 계획예방정비 등으로 입찰률 감소

- 유연탄을 살펴보면 정비지연 종료, 미세먼지 저감조치에 따른 상한제약 발령 및 해제 등에 따라 입찰률 변동

- 유류의 경우 C_발전기의 보일러 순환수 펌프 모터 점검 및 복구(1.14~1.17) 등으로 입찰률 변동

○ 전체 설비용량은 P_발전기(태양광) 등(581MW)의 신규건설로 전년동월 대비 2.8%↑, 전월 대비 0.1%↑

○ 총 입찰량은 설비용량 증가 및 계획예방정비량 감소 등의 원인으로 전년동월 대비 5.4%↑, 전월 대비 5.4%↑

6-1. 양수발전기 운영현황

구 분		양수입찰량 (A)	양수동력량 (B)	양수율 (B/A)
		단위:GWh
금월		0.9	432.1	45,156%
전월		12.2	352.7	2,894%
전년동월		3.5	419.3	11,834%
증감	전월 대비	-92.1%	22.5%
	전년동월 대비	-72.9%	3.0%

발전입찰량 (C)	발전량 (D)	발전율 (D/C)
단위:GWh
3.0	322.9	10,834%
5.9	257.5	4,371%
2.8	311.9	11,060%
-49.4%	25.3%
5.6%	3.5%

양수정산금 (E)	발전정산금(F)	양수정산율 (E/F)
단위:억(원)
237.3	249.5	95.1%
187.5	189.4	99.0%
273.0	288.3	94.7%
26.5%	31.7%
-13.0%	-13.4%

○ 양수율(양수동력량/양수입찰량): 45,156%(전년동월 대비 33,321%p↑)

○  발전율(발전량/발전입찰량): 10,834%(전년동월 대비 225%p↓)

○ 양수정산율(양수정산금/발전정산금): 95.1%(전년동월 대비 0.4%p↑로 양수발전기 수익성 감소를 의미)

6-2. 발전 및 양수 시간대 SMP차이
	○ 양수발전기 수익성 측면에서, ‘발전시간대SMP/양수시간대SMP’가 1.26 이상은 되어야하나 금월은 1.04를 기록

지표해설

전력시장 현황

1. 전력수요와 공급가능용량

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

- 기저입찰량, 예측수요, 공급가능용량 : 시간대별 실적을 평균화 한 값

- 일반입찰기여량 :  예측수요 – 기저입찰량

- 예비력 : 공급가능용량 - 예측수요

2. 예측수요와 전력시장가격

시장가격은 전력수요, 공급가능용량, 연료가격 등에 의해 영향을 받는데, 동 지표는 전력수요와의 상관계수 추이, 등락을 보고 시장가격에 대한 영향정도를 파악한다. 시장가격과 전력수요(송전단 예측수요)간의 상관계수가 상승하였다면, 이는 시장가격 결정요인으로서 전력수요 영향도가 커졌음을 의미한다.

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

- 계통한계가격(원/kWh)(System Marginal Price)  : 거래 시간 별로 적용되는 전력량에 대한 전력시장가격을 말하며 육지 및 제주지역으로 구분

3. 거래규모와 정산단가

시장참여자의 거래량 및 시장규모를 가늠함으로써 정산단가[eqn: {}^{*}]가 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 SMP : [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 보이고 복합, 유류기력, LNG기력 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. 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

4. 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

5. 계통운영 보조서비스

항목별 보조서비스 정산금 추이 및 전력량정산금 대비 비중, 계통요구량 급변동 시점을 파악할 수 있다.

6. 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 한계량×100[%]

사업자 행동

1. 전력수요 수준별 가격결정 발전기

금월 전력수요[eqn: {}^{*}] 추세와 수요[eqn: {}^{*}]구간에 대한 연료원별 가격결정 횟수를 살펴볼 수 있다.

* 여기서의 수요는 실적수요가 아니라 가격결정의 근간이 되는 예측수요 기준이다.

- 제주와 비중앙 제외

2. 연료원별 시장가격 결정

연료원별 가격결정 비율을 통해 전력수요 및 연료원별 열량단가·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

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

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

5. 연료원별 입찰률

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

- 비중앙 포함

6. 양수발전기 운영현황

양수발전기의 양수·발전 실적 및 정산금을 전년동월, 전월과 비교하여 살펴봄으로써 양수

발전기 운영 및 수익성 현황을 간접적으로 파악할 수 있다

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.