정회원 59社, 준회원 6社
전력거래소 시장운영처 정산팀에서 작성한 자료에 따르면 지난해까지 전력거래 시장 참여 현황은 회원사수 총 65사로 판매사업자인 한국전력, 한국전력 발전자회사, 대체에너지 발전사업자, 집단에너지사업자 등 59개사의 정회원과 PPA사업자, 집단에너지 등 6개사의 준회원으로 이뤄졌다. 정회원사수는 2004년 51사에 비해 15.7% 증가했다.2005년도 12월 기준으로 시장참여 사업자의 발전설비용량을 보면 총 6,621만kW로 이중 94%를 차지하고 있는 정회원사가 설비용량 6,155만kW로 전력시장에 참여했다. 2004년 5,894만kW 대비 설비용량은 4.4% 증가율을 보였다.
원자력>석탄>LNG
시장참여 사업자의 발전원별 설비 점유율은 원자력이 28.8%로 가장 높았고 다음으로 석탄 28.6%, LNG 22.6%, 중유 8.7%, 부생가스 4.1%, 양수 3.7%, 국내탄 1.8%, 수력 1.3%, 기타 0.4% 순으로 조사됐다.이를 설비규모로 분석하면 원자력이 1,772만kW, 석탄 1,759만kW, LNG 1,388만kW, 중유 535만kW, 부생가스 255만kW, 양수 230만kW, 국내탄 113만kW, 수력77만kW, 기타27만kW로 파악됐다.
2005년 전력거래소의 총 거래량은 3,389억kWh로 나타났다. 이는 월평균 282억kWh로 2004년 3,180억kWh에 비해 6.5% 증가한 수치이다.
일평균 정산금액 473억원
정산금액은 17조2,809억원으로 월평균 1조4,401억원, 일평균 473억원으로 조사됐다. 2004년 15조6,500억원 대비 10.4% 증가했다. 정산단가는 51.00원/kWh로 2004년 49,22원/kWh 대비 3.6% 상승했다.정산금액이 가장 많은 달은 12월로 1조8,342억원(거래량 32,561GWh), 가장 적은 달은 4월로 1조2,607억원(거래량 26,564GWh)으로 각각 조사됐다. 또한 가장 많은 거래일은 12월14일로 674억원(거래량 1,105GWh), 가장 적은 거래일은 9월18일로 324억원(거래량 643GWh)으로 각각 나타났다. (표1 참고)
발전사 중 거래규모가 가장 큰 곳은 한국수력원자력으로 거래량 14만1,692GWh, 정산금액 5조 5,830억원으로 나타났고 이는 각각 전체의 42%, 32%를 차지하는 비율이다.
정성단가는 12월이 56.32원/kWh으로 가장 높은 수치를 기록했고 4월이 47.46원/kWh으로 가장 낮게 나타났다. 또한 가장 높은 거래일은 12월14일로 61.00원/kWh, 가장 낮은 거래일은 2월9일로 17.27원/kWh으로 각각 집계됐다.
아울러 정산단가는 6개 한전자회사 중 남부발전, 중부발전, 동서발전 순으로 높게 나타났다. 이는 보유설비 중 변동비가 높은 일반발전기의 비중이 크기 때문인 것으로 분석된다. 실제로 일반발전기의 점유비는 남부발전 60.4%, 중부발전 54.7%, 동서발전 54.1%로 평균 41.2%보다 훨씬 높은 것으로 파악됐다.
6게사중 남부발전·한수원 최고
2005년도 전력거래소의 입찰율은 82.3%, 발전율은 78.1%로 조사됐다. 회원사 기준으로 6개 발전회원사중 설비용량대비 입찰율이 가장 높은 곳은 남부발전(91.60%), 가장 낮은 곳은 남동발전(78.02%)이었고, 입찰용량대비 발전율이 가장 높은 회원사는 기저설비가 많은 한수원(99.16%), 가장 낮은 회원사는 동서발전(59.55%)으로 파악됐다.연료원 기준으로는 설비용량대비 입찰율이 가장 높은 연료원은 원자력(91.20%), 가장 낮은 발전원은 양수(8.62%)였고, 입찰용량대비 발전율이 가장 높은 연료원은 수력(101.01%), 가장 낮은 발전원은 중유(40.22%)로 각각 나타났다.
수력과 양수의 입찰율이 낮은 이유는 저수량에 의해 입찰량이 제한되기 때문이고 LNG와 중유의 발전율이 저조한 것은 변동비가 높기 때문인 것으로 풀이된다.
또한 2005년 평균입찰량은 4,951만kW로 2004년 4,648만kW 대비 6.5% 증가했다. 입찰량을 월별로 보면 계획예방정비 발전기가 거의 없었던 8월이 평균입찰량 5,276만kW, 설비대비 입찰율 87.0%로 가장 높았고 가장 낮은 달은 전력수요가 낮은 3월로 평균입찰량이 4,812만kW, 설비대비 입찰율은 81.1%였다.
이같은 결과는 전력수요가 적은 봄철에 사고방지를 위한 계획예방정비를 시행하기 때문인 것으로 해석된다.
거래량 3,389억kWh…전비 6.5%↑
설비점유율 원자력>석탄>LNG 順
원자력>유연탄>LNG>중유
에너지원별로 정산금액은 원자력이 5만4,887억원(31.8%)으로 가장 높은 수치를 기록했다. (표2 참고)다음으로 유연탄 5만3,988억원(31.2%), LNG 4만2,221억원(24.4%), 중유 1만4,962억원(8.7%) 순으로 집계됐다.
아울러 정산단가가 가장 높은 발전원은 경유(370원/kWh)로 나타났다. 이는 경유발전기의 변동비가 높아 발전기회가 적은 반면 입찰한 공급가능용량에 대한 용량정산금의 지급으로 단가가 높아졌기 때문이다. 실제로 지난해 경유발전기의 발전율은 11.8%, 입찰율은 96.1%로 나타났다.
SMP 61.97원/kWh, BLMP 19.28원/kWh
지난해 계통한계가격(SMP)은 61.97원/kWh, 기저한계가격(BLMP)은 19.28원/kWh으로 각각 조사됐다. 2004년에 비해 계통한계가격은 6.18원/kWh(11.1%), 기저한계가격은 0.11원/kWh(0.6%)으로 각각 상승했다.이같은 결과는 전력수요 증가(연평균 6.9%)와 연료가격 상승(LNG 연말기준 13.6%) 때문인 것으로 분석된다.
계통한계가격(SMP)은 거래시간별로 일반발전기(원력, 석탄외의 발전기)의 전력량에 대해 적용하는 전력시장가격으로 시간대별로 비제약상태에서 운전이 할당된 발전기의 유효발전가격(변동비) 가운데 가장 높은 값으로 결정하는 방법이고, 기저한계가격(BLMP)은 거래시간별로 기저발전기(원자력, 석탄 발전기)의 전력량에 대해 적용하는 전력시장가격으로 시간대별로 비제약상태에서 운전이 할당된 기저발전기의 유효발전가격(변동비) 가운데 가장 높은 값으로 결정하는 방법이다.
계통한계가격은 12월이 81.09원/kWh으로 가장 높았고 가장 낮은 달은 5월로 47.01원/kWh으로 나타났다. 또한 가장 높은 거래일은 12월21일로 100.04원/kWh, 가장 낮은 거래일은 9월28일로 3.59원/kWh으로 각각 집계됐다.
회원사 기준으로 계통한계가격 점유비를 살펴보면 남부발전이 23.2%(2033회, 59.77/kWh)로 가장 높게 나타났다. 이어 서부발전 21.6%(1894회, 63.46원/kWh), 중부발전 17.9%(1569회, 64.06원/kWh), 동서발전 12.3%(1076회, 53.23원/kWh) 등의 순으로 집계됐다.
연료원 기준으로 발전원별 계통한계가격은 LNG가 6,256회(66.65원/kWh)로 가장 많이 결정했고 석탄 1075회(19.10원/kWh), 중유 863회(71.24원/kWh) 순이었다.