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

최근 SMP곡선의 움직임이 예측수요 및 일반입찰 기여량과 비슷한 패턴으로 움직였다. 이는 전력수요 대비 일반발전설비 공급가능용량의 점유율이 전력시장가격에 영향을 미쳤기 때문이다.
2014년 9월 기준 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 27.3%로 전년도 동월의 평균 25.4%보다 높은 수준이었다. 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 230㎿ 증가한 37,026㎿였고, 예측수요 평균은 전년대비 1,607㎿ 증가한 51,956㎿를 기록했다.
기저발전기 평균 입찰량은 소폭 증가에 그쳤으나, 평균예측수요는 더 큰 증가율을 보임으로써 일반설비의 전력수요 기여율이 증가하는 요인이 되었다.
한편, 일반설비 전력수요 기여율 최대치는 9/24 수요일 15시에 43.1%(기여량 27,391㎿)를 기록했다.

(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 일반 설비가 기여하기 때문이다.
일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 27.3%로 전월 21.1%, 전년 동월 25.4% 대비 증가했다. 이는 전년대비 기저발전기 평균입찰량은 230㎿ 상승에 그쳤으나, 공급능력이 2,593㎿ 증가했고, 예측수요 평균 또한 늘어났기 때문이다.

(3) 전력시장가격과 전력수요

예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.653로 전년 동월 0.814보다 대폭 감소했다.
상관계수의 감소는 예측수요가 증가할 때 시장가격이 증가하는 정도가 작아진 것을 뜻하는데, 최근 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년 동월에 비해 줄었음을 의미한다.
전반적으로 전년 동월에 비해 안정된 가격결정이 발생됐으며, 이는 공급능력이 전년에 비해 평균 2,593㎿가 증가해 대폭 확충되었으나 예측수요 평균은 1,607㎿의 소폭 상승에 그친 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력이 확충됐으나, 수요는 소폭 증가한 가운데 SMP 평균값은 전년대비 3.4%p 하락했다.
SMP 최대치는 9/24(수) 19시부터 21시까지 a_CC가 결정한 150.61원/㎾h이었고, SMP 최저치는 9/9(화) 05시에 b_#1가 결정한 39.53원/㎾h이었다.

(4) 거래규모와 정산단가

최근 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.897로 전년 동월 0.929에 비해 소폭 감소했다. 여기서 상관계수의 감소는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 줄어든 것을 뜻하는데, 이는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 의미한다.
정산단가 최고치는 106.0원/kWh로 9/24(수) 15시에 발생했다. 이는 a_복합#1CC가 가격결정하면서 SMP 또한 월중 가장 높은 수준이었으며, 일반입찰 기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다.
한편, 평균 정산단가는 86.13원/kWh로 전년 동월 대비 15.6% 상승했으며, 이는 평균 SMP는 하락했으나 정상조정계수는 상향 조정된 결과로 판단된다.

(5) 가격지속곡선

9월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전반적으로 전년에 비해서 안정된 가격결정 형태를 보이고 있으며 평균가격이 하락한 양상이 나타난다.
150원/㎾h이상의 구간에서 가격을 결정한 사례는 1.1% 미만이었다. 또한, 전년과 같이 추석연휴에 따라 기저발전기가 가격이 결정된 예라 할 수 있다.

(6) 가격변동성

최근 평균시장가격은 131.45원/㎾h으로 전년 동월 대비 4.0% 하락, 전월 대비 2.2% 상승한 것으로 나타났다.
금년 전월 대비 LNG의 열량단가 하락이 있었으나 유연탄의 가격결정비율 상승 및 열량단가의 상승에 따른 상승요인이 있었으며, 전년 동월에 대비하면 열량단가가 가장 높은 유류발전기의 가격결정 비율 감소 및 기저발전기의 열량단가 하락의 요인이 있었다.
LNG복합의 가격결정 비율은 전년 동월 대비 4.3%P 증가한 90.8%였으며, 유류는 2.9%P 감소해 가격을 결정한 사례가 전무했다. 그 외에 국내탄과 유연탄이 각각 2.1%, 7.1%의 가격결정 비율을 차지했다.

2. 전력계통현황

(1) 발전원별 발전율

발전원별 9월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 99.03%, 무연탄기력 88.79%, 중유기력 15.64%, LNG 53.12%, 원자력 99.97%를 나타냈다. 전체 평균 발전율은 81.2%로 전월 대비 3.6%p 상승, 전년 동월 대비 0.7%p 하락했다.
전월 대비 상승한 요인은 일평균 입찰량 감소(11.1%p)가 발전량은 감소(7.0%p)보다 큰 것에 기인, 전년 동월 대비 하락한 요인으로는 입찰량의 증가(5.7%p)가 발전량의 증가(4.8%p)보다 컸기 때문으로 판단된다.
전반적으로 원자력은 월평균 100%에 가까운 발전율로, 유연탄기력 및 무연탄기력도 90% 수준의 발전율로 운영됐다. 기타 중유기력 및 LNG기력, LNG의 경우는 발전율이 전력 수요의 영향을 받아 변동하는 패턴을 보였다.

(2) 일별 공급예비력 추이

평균 공급예비력은 15.448㎿로 전년 동월 14,396㎿ 대비 1,072㎿ 증가, 전월 18,196㎿ 대비 2,748㎿ 감소했다. 전년 동월 대비 공급능력은 2,947㎿가 증가됐으나 최대전력은 1,872㎿ 증가에 그친 영향이 반영된 것이다. 전월 대비 공급능력은 평균 5,614㎿ 감소했으나, 최대전력은 2,868㎿ 줄어듬에 따라 공급예비력이 1,072㎿ 증가했다.
최저공급예비력은 9/15(월)에 발생한 1,005㎿이다. 해당 일 운영예비력도 충분히 확보돼 별도의 전력수급 경보 발령 없이 안정적으로 운영됐다.

(3) 입찰기준 예비력과 전력시장가격

송전단 기준 최대전력은 2014년 9/1(월) 15시 66,388㎿를 기록해 전년 동월 64,818㎿ 보다 2.4%p 증가한 수치를 기록했다.
월 평균전력(발전단 기준)의 경우는 54,923㎿를 집계돼 전년 동월 대비 3.0% 증가했으며, 전년 대비 최대전력과 평균전력이 모두 상승한 것으로 나타났다. 전년 동월 대비 월간 피크시 설비용량은 신규 발전기의 준공(a_복합#2CC, b_복합#7CC)으로 4,068㎿ 증가한 90,204㎿에 이르러 4.7%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년대비 4,702㎿(6.2%) 상승한 81,039㎿를 확보했다.
최근 6년간의 실적을 보면 최대전력 증가율은 2.8%로 나타났고 월평균전력 증가율은 2.3%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 △0.581이었던 것에 반해 △0.639로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 소폭 상승한 것으로 나타났다.
시간대별 가격결정분포도를 살펴보면 전월에 별도의 연휴가 없음에도 기저발전기가 가격을 결정한 사례가 발생되었고, 금월에는 추석연휴기간에 집중적으로 기저발전기가 가격을 결정한 사례를 보였다.

(5) 제약발전량

최근 총 제약발전량(CON)은 2,388.00GWh로 3,359.4억 원의 정산금이 발생했다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다.
전월 대비 제약발전량은 3.5% 증가, 정산금은 2.6% 증가, 전년 동월 대비 제약발전량은 7.4% 감소, 정산금은 12.7% 감소했다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 94.83%, 그 외에는 기동비용정산금(SUAP) 비중이 3.81%를 차지했다.
연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮고, 유류가 전체의 13.3%, LNG가 전체의 79.1%를 차지하며 점유율이 높았다.
제약발전이 많은 발전기는 a_복합#2CC가 시운전과 관련해 가장 많았고, b_양수, c_#4, c_#6 등이 많았다.

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 있다. 이는 전력수요 대비 일반발전설비 공급가능용량의 점유율이 전력시장가격에 영향을 미친다는 것을 뜻한다.
지난 해 10월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 28.1%로 전년도 동월 평균 33.4%보다 낮은 수준이다. 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 3,028㎿ 증가한 37,328㎿이었고, 예측수요 평균은 전년대비 292㎿ 증가한 52,437㎿를 기록했다. 기저발전기 평균 입찰량은 대폭 증가했으나, 평균 예측수요는 소폭 증가에 그침으로써 일반설비의 전력수요 기여율이 감소하는 요인이 되었다. 일반설비 전력수요 기여율 최대치는 10/15 수요일 19시에 40.0%(기여량 23,889㎿)를 기록했다.

(2) 예측수요와 일반설비의 전력수요 기여율
예측수요와 기여율 분포도를 살펴보면, 일반적으로 전 구간에서 일반설비의 전력수요 기여율이 전력수요가 상승할수록 증가하는 경향을 보인다. 이는 변동비가 낮은 기저발전기가 거의 전 구간입찰량 대비 높은 발전율로 운전하므로, 전력수요가 변동하는 부분의 운영에는 높은 변동비의 일반설비가 기여하기 때문이다.

10월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 28.1%로 전월 27.3%대비 소폭 증가, 전년 동월 33.4% 대비 대폭 감소했다. 이는 전년대비 기저발전기 평균입찰량은 3,028㎿ 증가했으나, 예측수요 평균은 소폭 상승한 영향으로 보인다.

(3) 전력시장가격과 전력수요
10월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.922로 전년 동월 0.869보다 대폭 증가한 것으로 나타났다. 상관계수의 증가는 예측수요가 증가할 때 시장가격이 증가하는 정도가 높아진 것을 의미하는데, 동월에는 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년에 비해 커졌음을 알 수 있다.
전반적으로 전년에 비해 안정된 가격결정이 발생된 원인은 동월 공급능력이 전년에 비해 평균 7,470㎿가 증가해 대폭 확충됐으나 예측수요 평균은 292㎿의 소폭 상승에 그친 영향이 반영된 것이다. 이와 같이 공급능력이 확충됐으나, 수요는 소폭 증가한 가운데 SMP평균값은 전년대비 14.6%p 하락했다. 동월 SMP 최대치는 10/01(수) 21시 a_복합#1CC가 결정한 138.41원/㎾h이었고, SMP 최저치는 10/20(월) 04시에 b_복합#2CC가 결정한 106.64원/㎾h이었다.

(4) 거래규모와 정산단가

10월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.892로 전년 동월 0.944에 비해 대폭 감소했다. 상관계수의 감소는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 줄어든 것을 의미한다. 즉, 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 뜻한다.
동월 정산단가 최고치는 110.3원/㎾h로 10/01(수) 16시에 발생했다. 이는 a_복합#1CC가 가격을 결정하면서 SMP 또한 월중 가장 높은 수준이었으며, 일반입찰 기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다. 동월 평균 정산단가는 86.08원/㎾h로 전년 동월 대비 3.3% 상승했는데, 이는 평균 SMP는 하락했으나 정상조정계수는 상향 조정된 결과로 보인다.

(5) 가격지속곡선

10월 가격대별 지속시간을 살펴보면, 전반적으로 전년에 비해서 안정된 가격결정 형태를 보였으며, 평균가격이 하락한 양상이 나타난다.
동월에는 150원/㎾h이상의 구간에서 가격을 결정한 사례가 전무했다. 또한, 전년과 같이 기저발전기가 가격을 결정한 사례가 발생하지 않았다.

(6) 가격변동성

10월 평균시장가격은 132.22원/㎾h으로 전년 동월대비 15.1% 하락, 전월 대비 0.6% 상승했다. 전월대비 LNG연료의 열량단가 하락이 있었으나 기저발전기의 가격결정 사례가 발생하지 않아 상승요인이 됐고, 전년 동월에 대비하면 열량단가가 가장 높은 유류발전기의 가격결정사례가 발생하지 않아 하락요인이 됐다. 동월의 LNG복합의 가격결정 비율은 전년 동월대비 15.9%P 증가한 100.0%였으며, 유류는 15.9%P 감소해 가격을 결정한 사례가 전무했다. 그 외에 국내탄과 유연탄도 가격을 결정한 사례가 전무해 LNG가 모든 거래시간의 가격을 결정했다.

2. 전력계통현황 

(1) 발전원별 발전율

발전원별 10월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 99.91%, 무연탄기력 92.29%, 중유기력 9.71%, LNG 55.59%, 원자력 95.75%로 나타났다. 전체 평균 발전율은 81.3%로 전월대비 0.1%p 상승, 전년 동월대비 8.6%p 하락했다. 전월 대비 상승한 요인은 월 누적설비량 증가율(3.7%p)보다 발전량 증가율(3.9%p)이 큰 것에, 전년 동월대비 상승한 요인으로는 월 누적설비량 증가율(12.2%p)이 발전량 증가율(3.4%p)보다 큰 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
10월 평균 공급예비력은 14,777㎿로 전년 동월 8,456㎿ 대비 6,322㎿ 증가, 전월 15,448㎿대비 671㎿ 감소했다. 전년 동월대비 공급능력은 6,775㎿가 증가됐으나 최대전력은 426㎿ 증가에 그친 영향이 반영된 것이다.
전월대비 공급능력은 평균 1,446㎿ 감소했으나, 최대전력 또한 800㎿ 줄어들어 공급예비력은 1,072㎿ 증가했다. 동월의 최저공급예비력은 10/24(금)에 발생한 1,004㎿이다. 해당 일 운영예비력도 충분히 확보돼 별도의 전력수급 경보 발령 없이 안정적으로 운영됐다.

(3) 입찰기준 예비력과 전력시장가격

10월 송전단 기준 최대전력은 10/28(금) 19시 62,334㎿를 기록해 전년 동월 62,490㎿ 보다 0.24%p 감소한 수치를 기록했다. 월 평균전력(발전단기준)의 경우는 55,654㎿를 기록해 전년 동월 대비 1.4% 증가했으나, 전년대비 최대전력은 감소, 평균전력은 상승한 것으로 나타났다.
전년 동월대비 월간 피크시 설비용량은 신규 발전기의 준공(a_복합#8CC, b_열병합 등)으로 5,060㎿ 증가한 91,196㎿에 이르러 5.9%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년대비 8,680㎿(6.2%) 상승한 78,754㎿를 확보했다. 최근 6년간('09~'14)의 실적을 보면 최대전력 증가율은 2.8%로 나타났고 월평균전력 증가율은 2.3%를 보였다.

(4) 전력시장가격과 입찰기준 예비율
전력시장가격과 입찰기준 예비율과의 관계를 살펴보게 되면, 전반적으로 반비례 추세를 확인할 수 있다. 즉 입찰기준 예비율이 증가할수록 전력시장가격이 낮아지는 것이다. 입찰기준 예비율 증가에 따라 전력시장가격이 낮아지는 정도는 상관관계로 비교할 수 있는데, 전월 입찰기준예비력과 시장가격의 상관관계가 △0.639이었던 것에 반해 10월에는 △0.901로 시장가격에 예비력이 미치는 영향이 소폭 상승했다.
시간대별 가격결정분포도를 살펴보면 전월에는 명절 연휴에 따른 기저발전기가 가격을 결정한 사례가 발생됐으나, 10월에는 기저발전기가 가격을 결정한 사례가 전무했다.

(5) 제약발전량

10월 총 제약발전량(CON)은 2,696.62GWh로 3,784.2억 원의 정산금이 발생했다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하는 양이다. 전월 대비 제약발전량은 3.5%, 정산금은 2.6% 증가했고, 전년 동월 대비 제약발전량은 15.3%, 정산금은 12.6% 상승했다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 96.76%, 그 외에는 기동비용정산금(SUAP) 비중이 2.68%를 차지했다.
연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면, 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮은 반면, 유류가 전체의 4.1%, LNG가 전체의 93.3%를 차지하며 점유율이 높았다. 동월 제약발전이 많은 발전기는 a_양수가 가장 많았고, b_#4, c_파워CC 등이 있었다.

전력시장의 동향 파악!

공정한 전력거래 구현을 위한 ‘전력시장감시보고서’

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.

■ 전력시장 현황

- 전력수요와 일반발전설비 공급가능용량

SMP곡선의 움직임이 예측수요 및 일반입찰 기여량과 비슷한 패턴으로 움직이고 있는데, 이는 전력수요 대비 일반발전설비 공급가능용량의 점유율이 전력시장가격에 영향을 미치기 때문으로 판단된다.

6월 일반설비의 전력수요 기여율을 살펴보면, 평균 기여율은 25.4%로 전년도 동월의 평균 32.1%보다 낮은 수준이다. 기저발전기 입찰량 평균은 전년 동월 대비 3,893㎼ 증가한 39,197㎼이었고, 예측수요 평균은 전년대비 517㎼ 증가한 53,318㎼를 기록했다. 기저발전기 평균 입찰량은 대폭 증가했으나, 평균 예측수요는 소폭 증가하면서 일반설비의 전력수요 기여율이 감소하는 요인으로 작용했다. 

일반설비 전력수요 기여율 최대치는 6/30 월요일 17시에 39.5%(기여량 25,812㎼)를 기록했다.

- 전력시장가격과 전력수요

6월 예측수요와 시장가격간의 상관계수는 0.642로 전년 동월 0.907보다 대폭 감소했다. 상관계수의 감소는 예측수요가 증가할 때 시장가격이 증가하는 정도가 작아진 것을 의미하는데, 6월에는 시장가격에 미치는 전력수요의 영향도가 전년 동월에 비해 작아진 것으로 나타났다.

전반적으로 전년 동월에 비해 안정된 가격결정이 발생되었다. 6월 공급능력이 전년에 비해 평균 2,498㎼가 증가해 대폭 확충되었으나, 예측수요는 517㎼의 소폭 상승에 그친 영향이 반영된 것으로 판단된다. 이와 같이 공급능력이 확충되었으나, 수요는 소폭 증가한 가운데 SMP 평균값은 전년대비 13.2% 하락했다.

6월 SMP 최대치는 6/30(화) 16시에 A복합#1CC이 결정한 163.7원/㎾h이었고, SMP 최저치는 6/23(월) 04시에 B#5가 결정한 38.5원/㎾h이었다.

- 거래규모와 정산단가

6월 전력거래량과 정산단가의 상관계수는 0.872로 전년 동월 0.931에 비하여 대폭 감소했다. 여기서 상관계수의 감소는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향이 감소한 것을 의미하는데, 이는 정산단가에 미치는 전력거래량의 영향도가 전년 동월에 비해 작아졌음을 나타낸다.

6월 정산단가 최고치는 109.2원/㎾h로 6/02(월) 17시에 발생했다. 이는 일산복합#1CC가 가격결정하면서 SMP 또한 월중 가장 높은 수준이었으며, 일반입찰 기여도도 높은 수준을 기록한 시기였다. 6월 평균 정산단가는 90.6원/㎾h로 전년 동월 대비 3.8% 하락했으며, 평균 SMP의 하락에 기인한다.

- 가격변동성

6월 평균시장가격은 135.35원/㎾h으로 전년 동월대비 13.5%, 전월 대비  5.7% 하락했다.

금년 전월대비 주요 가격결정 연료원인 LNG의 열량단가 하락에 따른 하락 요인이 있었으며, 전년 동월 대비 열량단가가 가장 높은 유류발전기의 가격결정비율 감소 및 선거일에 이은 연휴의 영향으로 기저발전기의 가격결정이 발생한 요인이 있었기 때문으로 추정된다. 금월의 LNG복합의 가격결정비율은 전년 동월대비 6.7%P 증가한 94.8%였으며, 유류는 11.9%P 감소해 0.0%를 기록했다.

그 외에 국내탄과 유연탄이 각각 2.6%의 가격결정 비율을 차지했다.

■ 전력계통현황

- 발전원별 발전율

발전원별 6월 평균 발전율(입찰용량대비)은 유연탄기력 96.48%, 무연탄기력 92.57%, 중유기력 31.73%, LNG기력 2.06%, LNG복합 53.36%, 원자력 99.98%를 나타냈다. 전체 평균 발전율은 84.5%로 전월대비 2.5%p 하락, 전년 동월 대비 5.7%p 하락했다. 

전월 대비 하락한 요인은 일평균 입찰량이 증가(2.4%P)한 것에 비해 발전량은 감소(0.6%P)했기 때문으로 사료된다. 즉, 전년 동월대비 하락한 요인으로는 발전량의 증가(1.9%P) 보다 입찰량의 증가(8.8%P)가 컸기 때문이다.

전반적으로 원자력은 월평균 100% 발전율로 운영되었으며, 유연탄기력 및 무연탄기력도 90% 이상 수준의 발전율을 보였다. 기타 중유기력 및 LNG기력, LNG 복합의 경우는 발전율이 전력수요의 영향을 받아 변동하는 패턴이 나타났다.

- 일별 공급예비력 추이    

6월 평균 공급예비력은 12.618㎼로 전년 동월 7,093㎼ 대비 5,524㎼, 전월 11,431㎼ 대비 1,186㎼ 증가했다. 전년 동월 대비 공급능력은 5,681㎼가 증가했으나, 최대전력은 155㎼ 증가에 그친 영향이 반영되었다. 

전월 대비 공급능력 역시 평균 4,374㎼ 증가했는데, 최대전력은 3,188㎼ 상승하는 것에 그침으로써 공급예비력이 1,186㎼ 증가한 것으로 나타났다.

6월의 최저공급예비력은 6/30(월)에 발생한 7,030㎼였다. 해당 일 운영예비력도 7,030㎼로 별도의 전력수급 경보 발령 없이 안정적으로 운영되었다.

- 입찰기준 예비력과 전력시장가격 

6월 송전단 기준 최대전력은 6/26(목) 15시 65,913㎼를 기록해 전년 동월 65,640㎼ 보다 0.4%P 증가한 수치를 나타냈다.

평균전력(발전단기준)의 경우는 56,320㎼를 기록해 전년 동월 대비 1.1% 증가했는데, 이는 최근 5년 평균증가율(4.3%)보다 낮으며, 전월(54,489㎼) 대비 소폭 증가하는 실적이었다.

전년 동월 대비 월간 피크시 설비용량은 신규발전기의 준공으로 4,199㎼ 증가한 87,948㎼에 이르러 5.0%의 증가율을 보였고, 공급능력은 전년대비 3,266㎼(8.2%) 증가한 76,831㎼를 확보했다. 최근 5년간의 실적을 보면 최대전력 증가율은 3.3%로 나타났고 월평균전력 증가율은 4.3%를 보였다.

- 실계통 한계발전기

6월 실계통 한계가격 결정 비중이 가장 높았던 회원사는 33.2% 중을 차지한 A발전이었으며, B발전 및 C발전, D사가 16.8%, 13.9%, 10.6%로 뒤를 이었다.

실계통 한계발전기 세부내역을 보면, 회원사 비중 1위인 A발전의 발전기인 a복합#1CC의 가격결정이 80회로 1위를 차지했다. 점유율 2위의 B발전은 c복합#1CC와 #2CC가 3위와 6위에 랭크되었다.

실계통 한계발전기들은 주로 제약 발전기 및 중유발전기들로 구성되어 있음을 볼 수 있으며, 금월에는 중유발전기가 가격을 결정하지는 않았지만 실계통에서는 한계발전기로 운영된 사례가 있음을 보여준다.

- 제약발전량

6월 총 제약발전량(CON)은 2,488.71GWh로 3,831.7억 원의 정산금이 발생했다. 이는 총 부가정산금 중 가장 많은 부분을 차지하고 있다. 전월 대비 제약발전량은 18.6% 증가, 정산금은 16.2% 증가, 전년 동월 대비 제약발전량은 1.8% 감소, 정산금은 15% 하락했다. 기타 항목에서의 각 정산금 비중은 시운전 발전량 실정산금(REBCO) 비중이 85.67%, 그 외에는 기동비용정산금(SUAP) 비중이 11.96%를 차지했다.

연료원별로 제약발전량(CON)을 살펴보면 원자력, 유연탄 등 기저발전기의 점유율은 낮았고, 유류가 전체의 20.0%, LNG가 전체의 72.8%를 차지하며 점유율이 높았다. 6월 제약발전이 많은 발전기는 a, b, c 등 양수발전기가 상위를 차지했고, 복합에서는 d복합, e복합, f복합이 많았고, 기력에서는 g화력이 점유율이 높았다.

- 계통운영보조서비스

6월 총 보조서비스정산금(ASP)은 35.22억 원으로 총 정산금 중 0.101%를 차지했다. 이는 전월과 동일한 수치이며, ASP 정산금 최대비율은 0.33%로 전월에 발생한 0.28%에 비해 증가한 결과를 나타냈다.

서비스별로 보조서비스정산금 점유율을 살펴보면 주파수추종(GFP) 55.02%, 자동발전제어(AGCP) 10.58%, 20분 이내 대기·대체예비력(SRP) 1.13%, 120분 이내 대기·대체예비력(RRP) 28.53%, 자체기동(BSP) 4.91%(전월 53.01%, 11.44%, 0.17%, 30.92%, 4.88%)로 집계됐다. 

6월 ASP 비율의 분포를 살펴보면 경부하 기간인 월초에 보조서비스정산금 비율이 다소 높은 비율을 보였다.