본 내용은 전력시장감시위원회가 전력시장의 동향을 정기적으로 파악하고 이상현상을 신속하게 감지함으로써 시장감시업무를 효과적으로 지원하기 위해, 초기정산 실적을 기준으로 작성한 월간 전력시장감시보고서를 재조명한 자료이다.
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 있다.

1. 전력시장 현황

(1) 전력수요와 일반발전설비 공급가능용량

그래프를 보면 SMP곡선의 움직임이 예측수요 및 일반입찰 기여량과 비슷한 패턴으로 움직이는 것을 볼 수 있는데, 이는 전력수요 대비 일반발전설비 공급가능용량의 점유율이 전력시장가격에 영향을 미치는 것임을 파악할 수 있다.
2014년 11월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 30.6%로 전년도 동월의 평균 35.4%보다 낮은 수준이다. 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 2,452㎿ 증가한 38,291㎿였고, 예측수요 평균은 전년 대비 240㎿ 증가한 55,948㎿를 기록했다. 기저발전기 평균 입찰량은 대폭 증가했으나, 평균 예측수요가 소폭 증가에 그침으로써 일반설비의 전력수요 기여율이 감소하는 요인이 되었다.
일반설비 전력수요 기여율 최대치는 2014. 11/19 수요일 10시에 42.4%(기여량 27,399㎿)를 기록했다.

(2) 예측수요와 일반설비의 전력수요 기여율

예측수요와 기여율 분포도를 살펴보면, 일반적으로 전 구간에서 일반설비의 전력수요 기여율이 전력수요가 증가할수록 상승하는 경향을 보인다.
이는 변동비가 낮은 기저발전기는 거의 전 구간 입찰량 대비 높은 발전율로 운전하므로, 전력수요가 변동하는 부분의 운영에는 변동비가 높은 일반설비가 기여하기 때문이다.
11월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 30.6%로 전월 28.1% 대비 소폭 증가, 전년 동월 35.4% 대비 소폭 감소했다. 이는 전년 대비 기저발전기 평균입찰량이 2,452㎿ 증가함에도 불구, 예측수요 평균이 소폭 증가한 영향으로 판단된다.

(3) 전력시장가격과 전력수요

11월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.909로 전년 동월 0.807보다 대폭 증가했다. 상관계수의 증가는 예측수요가 올라갈 때 시장가격이 상승하는 정도가 높아진 것을 의미하는데, 이는 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년 동월에 비해 커졌음을 뜻한다.
전반적으로 전년 동월에 비해 안정된 가격결정이 발생됐으며, 이는 동월의 공급능력이 전년에 비해 평균 5,660㎿가 증가해 대폭 확충됐으나, 예측수요 평균이 240㎿의 소폭 상승에 그친 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력이 확충됨에도 불구하고, 수요가 소폭 증가한 가운데 SMP 평균값은 전년대비 7.6%p 하락한 것으로 나타났다.
동월의 SMP 최대치는 2014. 11/28(금) 17시 a_복합#2CC가 결정한 141.83원/㎾h였고, SMP 최저치는 2014. 11/10(월) 04시에 b_복합#4CC가 결정한 121.16원/㎾h로 파악됐다.

(4) 거래규모와 정산단가

11월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.863로 전년 동월 0.732에 비해 대폭 감소했다. 여기서 상관계수의 감소는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 감소한 것을 의미하며, 이는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 뜻한다.
동월 정산단가 최고치는 101.7원/㎾h로 2014. 11/19(수) 10시에 발생했다. a_복합#5CC가 가격결정하면서, SMP 또한 월중 가장 높은 수준이었으며, 일반입찰 기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다.
한편, 평균 정산단가는 88.48원/㎾h로 전년 동월 대비 15.8% 상승했는데, 이는 평균 SMP는 하락했으나 정산조정계수가 상향 조정된 결과로 판단된다.

(5) 가격지속곡선

2014년 11월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전반적으로 전년에 비해서 안정된 가격결정 형태를 보이고 있으며 평균가격이 하락한 양상이 나타난다. 150원/㎾h 이상의 구간에서 가격을 결정한 사례가 전무했으며, 전년과 같이 기저발전기가 가격을 결정한 사례가 발생하지 않았다.

(6) 가격변동성

2014년 11월 평균시장가격은 133.78원/㎾h으로 전년 동월 대비 7.8% 하락, 전월 대비 1.2% 상승한 것으로 나타났다. 전월 대비 LNG가 가격을 전부 결정한 상황에서 LNG 열량단가의 상승(+1.2%)으로 상승요인이 됐고, 전년 동월에 대비하면 열량단가가 가장 높은 유류발전기의 가격결정 사례가 발생하지 않아 하락요인이 된 것으로 파악된다.
LNG복합의 가격결정비율은 전년 동월 대비 3.2%P 증가한 100.0%였으며, 유류는 3.2%P 감소해 가격을 결정한 사례가 전무했다. 그 외에 국내탄과 유연탄도 가격을 결정한 사례가 없어 LNG가 모든 거래시간의 가격을 결정했다.해 LNG가 모든 거래시간의 가격을 결정했다.

2. 전력계통현황

(1) 발전원별 발전율

발전원별 2014년 11월 평균 발전율(입찰용량 대비)은 유연탄기력 99.88%, 무연탄기력 93.63%, 중유기력 14.71%, LNG 56.09%, 원자력 95.98%를 나타냈다. 전체 평균 발전율은 81.0%로 전월 대비 0.3%p, 전년 동월 대비 9.4%p 하락했다.
전월 대비 상승한 요인은 입찰량의 증가율(1.2%p)보다 발전량 증가율(0.8%p)이 높았기 때문이며, 전년 동월 대비 상승한 요인으로는 입찰량은 증가(11.4%p)했으나, 발전량은 감소(0.2%p)한 것에 기인한다.
전반적으로 원자력 및 유연탄 등 기저발전기는 월평균 100%에 가까운 발전율로 운영됐으며, 기타 무연탄기력, 중유기력 및 LNG의 경우는 발전율이 전력수요의 영향을 받아 변동하는 패턴을 보였다.

(2) 일별 공급예비력 추이

2014년 11월 평균 공급예비력은 16,173㎿로 전년 동월 9,541㎿ 대비 6,632㎿ 증가, 전월 14,777㎿ 대비 1,396㎿ 감소했다. 전년 동월 대비 공급능력은 5,969㎿가 증가됐으나 최대전력이 오히려 663㎿ 감소한 영향이 반영된 것이다. 전월 대비 공급능력은 평균 4,110㎿ 증가했으며, 최대전력 또한 2,742㎿ 늘어 공급예비력이 1,396㎿ 상승한 것으로 나타났다.
동월의 최저공급예비력은 11/19(수)에 발생한 857㎿였다. 해당 일 운영예비력도 충분히 확보돼 별도의 전력수급 경보 발령 없이 안정적으로 운영됐다.

(3) 입찰기준 예비력과 전력시장가격

2014년 11월 송전단 기준 최대전력은 2014. 11/19(수) 10시 66,649㎿를 기록해 전년 동월 69,878㎿ 보다 4.62%p 감소한 수치를 나타냈다.
월 평균전력(발전단기준)의 경우는 58,705㎿를 보이며 전년 동월 대비 0.7% 기록해 전년 대비 최대전력과 평균전력이 모두 감소했다.
전년 동월 대비 월간 피크시 설비용량은 신규발전기의 준공(a_#6, b_복합#1 등)으로 6,512㎿ 상승한 92,854㎿에 이르러 7.5%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년 대비 971㎿(1.2%) 감소한 77,899㎿를 확보했다. 최근 6년간('09~'14)의 연도별 11월 실적을 보면 최대전력 증가율은 3.9%로 나타났고, 월평균전력 증가율은 3.7%를 보였다.

(4) 전력시장가격과 입찰기준 예비율

전력시장가격과 입찰기준 예비율과의 관계를 살펴보면, 전반적으로는 반비례 추세를 나타냈다. 즉 입찰기준 예비율이 증가할수록 전력시장가격이 낮아진 것이다.
입찰기준 예비율 증가에 따라 전력시장가격이 낮아지는 정도는 상관관계로 비교할 수 있는데, 전월 입찰기준예비력과 시장가격의 상관관계가 △0.901이었던 것에 반해 11월에는 △0.862로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 소폭 감소한 것으로 파악됐다.
시간대별 가격결정분포도를 살펴보면 전월과 비슷한 추이를 보이고 있으며, 전월과 동일하게 동월에도 기저발전기가 가격을 결정한 사례가 전무했다.

(5) 제약발전량

2014년 11월 총 제약발전량(CON)은 2,545.22GWh로 3,524.51억 원의 정산금이 발생했다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다.
전월 대비 제약발전량은 5.6%, 정산금은 26.9% 감소했으며, 전년 동월 대비 제약발전량은 2.2%, 정산금은 20.4% 줄었다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 95.23%, 그 외에는 기동비용정산금(SUAP) 비중이 3.83%를 차지했다.
연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮았고, 유류가 전체의 6.7%, LNG가 전체의 90.8%를 차지했다. 동월 제약발전이 많은 발전기는 a_양수가 가장 많았고, 복합에서는 b_복합CC, 기력에서는 c_#6이 시운전과 관련해 제약발전실적이 많았다.