2005年度 系統運營實績 分析

2006. 2.

運營本部

系統運營處

1. 전력설비

가. 발전설비

(단위 : 만kW)

구 분	2001년	2002년	2003년	2004년	2005년말
원자력	1,371.6	1,571.6	1,571.6	1,671.6	1,771.6
석 탄	1,424	1,474	1,474.0	1,634.0	1,684.0
국내탄	129.1	119.1	119.1	112.5	112.5
유전소	486.7	455.5	412.9	412.9	412.9
가 스	1,286.8	1,372.3	1451.8	1,574.6	1,644.7
수 력	387.6	387.6	387.7	387.9	388.2
기 타	0	0	188.2	202.6	212.0
총 계	5,085.8	5,380.1	5,605.3	5,996.1	6,225.9

○ ‘05년 발전설비 증가 : 전년대비 3.8%, 229.8만kW

- 원자력 : 울진원전#6 100만kW, 전년대비 6%증가

- 석  탄 : 당진화력#5 50만kW, 전년대비 3.1% 증가

- 복  합 : 인천복합 50.4만kW, 율촌복합 19.8만kW 등 4.5%증가

- 기  타 : 영덕풍력 등 9.4만kW 증가

○ 전력산업 구조개편(‘02.4월) 이후에도 정부 및 전력거래소 주도의 장기전원수급계획에 의거 매년 수요 증가에 상응하는 신규설비 준공 추세

나. 송․변전설비

○ 송전설비

(단위 : c-kM)

구 분	회선긍장(c-kM)
	2001년	2002년	2003년	2004년	2005년말
765kV	662	662	662	662	662
345kV	7,345	7,496	7,740	7,903	7,990
154kV	17,808	18,376	18,827	18,955	19,422
합 계	25,815	26,534	27,229	27,520	28,074

○ ‘05년 송전설비 증가 :  전년대비 2.0%, 554 (c-kM) 증가

- 765kV : 설비증가 없음

- 345kV : k-power T/L, 양양양수T/L 등 87 c-kM(1.1%) 증가

- 154kV : 성포, 신덕은, 시독, 매암, 장흥보성, 보성벌교, 양창, 한창, 삼삼,          사천, 종암, 좌우, 정자, 마장, 두류, 경산, 신사, 천북, 시흥 등            467 c-kM (2.5%) 증가

○ 변전설비

(단위 : 만kVA)

구 분	설비용량(만KVA)
	2001년	2002년	2003년	2004년	2005년말
765kV	111	711	711	1,911	2,111
345kV	6,358	6,924	7,566	8,008	8,438
154kV	7,812	8,324	8,923	9,353	10,216
합 계	14,281	15,959	17,200	19,272	20,765

○ ‘05년 변전설비 증가 : 전년대비 7.7%, 1,493만kVA 증가

- 765kV : 765kV 신안성 #3 M.Tr 등의 증설에 따라 전년대비 10.5%, 200만kVA 증가

- 345kV : 신안산 변전소 준공 및 성동 변전소 M.Tr 등의 증설에 따라 전년대비 5.4%, 430만kVA 증가

- 154kV : 신규부하 증설에 따른 서안양 및 보성변전소 등의 증설로 전년대비   9.2%,  863만kVA 증가

2. 전력수급

가. 전력수급

(단위 : 만kW, %)

구 분	'04실적	2005		증 감
		계 획	실 적	계획대비	전년대비
설비용량	5,912.9	6,172.1	6,173.7	1.6	260.8
공급능력	5,752.8	6,170.7	6,081.8	-88.9	329.0
최대전력 (증가율)	5,126.4 (8.2)	5,503.2 (7.4)	5,463.1 (6.6)	-40.1 (-0.8)	336.7 (1.6)
예 비 력 (예비율)	626.4 (12.2)	667.5 (12.1)	619 (11.3)	-48.5 (-0.8)	-7.4 (-0.9)

○ 공급능력은 울진#6등 적기준공으로 전년보다 5.7%증가한 6,082만kW확보

○ 최대수요는 전년보다 6.6% 증가한 5,463만kW로 전망대비 100.8% 시현

- 전국주요도시 최고기온이 32.3℃를 보이면서 8월17일 12시에 최대수요발생

- 최대수요 발생일 냉방부하는 1,135만㎾ (전체부하의 20.8%)로 추정됨.

○ 예비력 619만kW(예비율 11.3%)로 안정적인 전력수급 운영

나. 월별 (최대, 평균)전력수요

구 분		2004년	2005년
			1/4분기	2/4분기	3/4분기	4/4분기	2005년
최대전력(만㎾) (전년대비%)		5,126.4 (8.2)	4,999.0 (7.8)	5,060.3 (9.1)	5,463.1 (6.7)	5,445.1 (12.2)	5,463.1 (6.7)
	발생일시	7/29일15시	2/1일24시	6/24일15시	8/17일12시	12/19일19시	8/17일12시
평균전력(만㎾) (전년대비%)		3,870.2 (6.0)	4,237.1 (7.8)	3,886.6 (2.0)	4,071.2 (4.5)	4,307.3 (14.7)	4126.1 (6.6)

○ 전년대비 최대수요 발생시기의 이동(7월 하순→ 8월 중순)외는 월간 최대전력 및 평균전력 모두 전년도와 유사한 패튼을 보임

ꏚ 최대전력

○ 7~8월 기상 동향

< 일별 최고온도실적(전국 5대도시 가중 평균)>

- 7월 중순까지는 장마로 인해 기온이 낮았으나 7월 하순부터 8월 중순은   평년대비 기온이 상승

- 장마 이후인 7월18일부터 본격적인 무더위 시작

- 7월 최고기온 평균은 30년 평균과 동일한 28.9℃를 기록

- 8월 최고기온 평균은 30년 평균대비 0.1℃낮은 30.2℃ 기록

○ 전력수요가 증가하는 고온 누적일수는 평년수준을 보임

구 분		2001년	2002년	2003년	2004년	2005년
최대수요 발생일	최고기온(℃)	32.9	32.6	31.1	33.2	32.3
	고온누적일	5	2	1	12	5
	불쾌지수	82.2	81.9	80.4	82.3	81.4

※주 1) 고온 누적일 : 피크일을 포함한 30℃ 이상인 날의 연속일 수

2) 최고기온, 불쾌지수 : 서울 등 5대 도시 가중평균치

○ 연도별 최대전력 실적

[단위 : 만kW, %]

구 분	2001년	2002년	2003년	2004년	2005년
공급능력	4,870	5,211	5,540	5,753	6,182
최대수요	4,313	4,577	4,739	5,126	5,463
공급예비력 예비율(%)	557 (12.9)	634 (13.9)	810 (17.1)	627 (12.2)	619 (11.3)

○ 최대전력 발생일(8.17일) 기상상황

지역별	서 울	대 전	대 구	광 주	부 산	가중평균
기 온 (불쾌지수)	32.4℃ (82)	33.6℃ (82)	35.2℃ (82)	33.2℃ (83)	29.5℃ (79)	32.3℃ (81.4)

- 광복절 연휴 이후 산업체 재가동과 비온 뒤의 고온누적효과에 의한 냉방부하 증가로 8월17일(수) 12시 최대전력 발생

- 8월 1주는 기온이 매우 높았으나 산업체의 하계 휴가기간으로 수요증가가 높지 않았고, 2주는 잦은 비로 인해 수요가 낮았음

ꏚ 평균전력

○ 1/4분기 : 최저기온 저하로 인한 난방수요증가로 전년대비 7.8% 증가

○ 2/4분기 : 4, 5월 평년대비 4~7℃의 평균온도상승으로 인한 수요감소가 있었으나 경기회복과 내수회복으로 전년대비 2.0% 증가

○ 3/4분기 : 7, 8월 기온 상승에 따른 냉방부하는 증가하나 전반적인 평균전력 증가율은 둔화되어 전년동기 대비 4.5% 증가에 그침

○ 4/4분기 : 12월의 기상은 33년만에 가장 추운 이상 기온저하 현상을     나타냈으며 이로 인해 난방부하에 의한 최대수요가 하절기   최대수요에 근접하는 특징을 보임. 이로 인해 평균전력도 연   간 평균전력 증가율보다 높은 14.7% 증가

ꏚ 부하율 : ‘05년 연간부하율은 76.2%로 전년대비(75.5%) 0.7%p 증가

11~12월의 난방부하 증가로 인한 부하율이 높게 나타나면서 연간부하율도 전년대비 다소 높은 76.2% 기록함

다. 냉방부하

ꏚ 냉방부하 분석

○ 8월 냉방부하 및 민감도 추정

○ 냉방부하 및 냉방민감도

- 8월의 냉방부하 민감도는 118.2만㎾/△DI로 추정됨

- 따라서 연중 최대전력 발생시의 냉방부하는 1,135.9만㎾로 추정됨

- 전체 최대전력 5,463.1만㎾의 20.8%를 점유

○ 냉방기기 보급추이

[단위 : 대]

라. 난방부하

ꏚ 난방부하 분석

○ 11, 12월 전력수요 기온 민감도 분석

[단위 : 만㎾/℃]

시 간	기온 민감도(19시)		11월 대비 12월 증감량
	11월	12월
19시	29.4	40.1	+10.7

- ‘05년 11,12월 전력수요 민감도는 29.4, 40.1 만kW/℃로 나타남

- 11월 대비 12월의 기온 민감도가 10.7 만kW/℃ 증가함

ꏚ ‘05년 동절기 심야 난방부하 증가 추세

□ 9월 대비 10~12월 4주 심야 난방부하

- 매월 4주 최저시간대인 5시의 평균전력을 기준으로 산출함

21.1증가

11월

4,087만㎾

37.1% 증가

12월

4,625만㎾

8.2% 증가

10월

3,650만㎾

□ 11․12월의 심야 난방부하 증가량은 9월 대비 각 714/1,251만㎾ 임

□ 12월은 최저기온이 -12.6℃까지 하락하면서 심야 난방부하가 전월 대비     약 538만㎾ 증가하였음

ꏚ 11월 대비 12월 수요의 변화

□ 12월은 낮에도 계속된 영하의 날씨로 인해 시간대별로 같은 양의 난방      부하가 크게 증가한 것이 특징임

ꏚ 동･하절기 최대전력 비교

구 분	최대전력				차 이
	하절기		동절기
	수 요	발생일시	수 요	발생일시
2000	4,100.7	8/18 금 12시	3,872.7	12/11 월 23시	228.0
2001	4,312.5	7/26 목 15시	4,060.0	12/18 화 19시	252.5
2002	4,577.3	8/29 목 15시	4,470.4	12/12 목 19시	106.9
2003	4,738.5	8/22 금 12시	4,613.4	12/19 금 19시	125.1
2004	5,126.4	7/29 목 15시	4,854.9	12/23 목 24시	271.5
2005	5,463.1	8/17 수 12시	5,445.1	12/19 월 19시	18.0

- ‘05년은 이상한파로 인한 전력사용량 증가로 동절기 최대전력이 하절기         최대전력에 근접함

3. 발전실적

가. 설비별 발전량 실적

(단위 : 억kWh)

구 분	원자력	석 탄	가 스	유 류	국내탄	수 력	합계
2004년	1,309.2	1,224.7	558.5	203.4	58.5	57.7	3,412
2005년 (점유율, %)	1,468.8 (40.3)	1,284.1 (35.3)	581.3 (16.0)	194.5 (5.3)	58.9 (1.6)	51.4 (1.4)	3,639
(증감,%)	(+12.2)	(+4.9)	(+4.1)	(-4.4)	(+0.7)	(-10.9)	(+6.6)

ꏚ 원자력

○ 울진#5, 6호기 증설로(‘04.7, ’05.4) 전년대비 12.2% 증가

ꏚ 석  탄

○ ‘04년 하반기 영흥#1,2 및 당진#5(50만kW, '05. 10) 준공으로 전년대비 4.9% 증가

ꏚ 가  스

○ 상반기에는 유류보다 LNG 가격이 높아서 복합발전기의 발전량이 감소하였으나 11, 12월의 이상기온저하로 인한 열공급과 난방수요 증가로   발전량 및 이용률이 증가하여 전년대비 4.1% 증가

ꏚ 유류

○ 연초에는 가격적인 면에서 복합발전기 보다 우위를 보여서 발전량 및   이용률이 증가 하였으나 7월 이후에는 국제유가의 급등으로 인해서 발전량 및 이용률이 저하 되면서 총 발전량은 전년대비 4.4%감소

ꏚ 국내탄

○ 제약연료인 국내탄 배정물량이 전년대비 6만톤 감소한 236만톤으로 책정되었으나 영동화력의 유연탄 혼소연소(15~25%)로 인해 발전량 0.7% 증가

ꏚ 수력

○ 강수량 감소로 전녀대비 10.9% 감소

나. 회사별 발전량 실적

(단위 : 억kWh)

구 분	한수원	남 동	중 부	서 부	남 부	동 서	기 타	합 계
2004년	1,334.9	369.2	354.8	377.1	483.4	358.6	134.0	3,412
2005년 (점유율,%)	1491.4 (41.0)	427.8 (11.8)	376.8 (10.4)	376.8 (10.3)	461.8 (12.7)	362.4 (10.0)	142.0 (3.9)	3,639 (100)
(증감,%)	(+11.7)	(+15.9)	(+6.2)	(-0.1)	(-4.5)	(+1.1)	(+6.0)	(+6.6)

○ 한수원 : 울진#6 준공으로 전년대비 +11.7% 증가

○ 남  동 : 영흥화력 #2의 상업운전(2004년 11월)으로 전년대비 +15.9% 증가

○ 중  부 : 인천복합 준공으로 전년대비 +6.2% 증가

○ 서  부 : 평택화력의 정비물량 감소로 인한 발전량 증가대비 태안화력 및                 서인천복합의 장기정비로 인한 감소로 전년대비 0.1% 소폭 감소     ○ 남  부 : 부산CC 및 하동 #5의 장기정비로 전년대비 4.5 % 감소

○ 동  서 : 당진 #5 준공으로 +1.1% 증가

ꏚ 발전회사별 발전 점유율 변화

○ 울진#6와 영흥#2의 준공으로 한수원 및 남동 각 큰폭의 증가율 보임

다. 설비별 이용율

(단위 : %)

구 분	원자력	석 탄	국내탄	가 스	중 유	수 력	종 합
2004년	89.6	89.0	59.2	44.8	42.4	17.0	62.0
2005년	94.7	87.7	59.8	44.6	40.9	15.2	63.6
(증감,%p)	(+5.1)	(-1.3)	(+0.6)	(-0.2)	(-1.5)	(-1.8)	(+1.6)

ꏚ 원자력

○ 전년에는 영광원전#5,6호기 장기정지로 이용률이 감소했으나 금년에는    장기 고장정지 발전기가 없는 가운데 전반적인 수요증가로 5.8%p 증가

ꏚ 석  탄

○ 당진#5가 본격 가동하였지만 영흥#1,2 및  태안#3의 고장정지와 발전기         예방정비가 증가하여 이용률이 전년대비 1.5%p 감소

ꏚ 국내탄

○ 제약연료인 국내탄 사용물량은 전년과 비슷한 수준이나 영동화력의 15~ 25 % 유연탄 혼소연소로 인해 발전량 소폭 증가 및 이용율 1.1%p 증가

ꏚ 중  유

○ 7월이후 국제유가급등으로 인해서 이용률이 현저히 감소했으나 12월 LNG 수급 안정화를 위해서 중유발전기 우선가동 영향으로 이용률이 소폭 감소하는데 그침(전년대비 3.5%p 감소)

ꏚ 가  스

○ 신규 복합 발전기(부산복합, 인천복합 등)의 준공 및 가동율 증가 등으로 인천화력과 서울화력의 가동율이 높지 않아, 유류 가격 상승에 따른 가스 발전량 증가는 높았으나 이용율은 소폭 증가에 그침. (전년대비 0.5%p 감소)

라. 연료사용실적

(단위 : 만톤, 만kl, TOE : Ton Oil Equivalent)

구 분	석 탄	국내탄	유 류	가 스	원 자 력
					경수로	중수로
2004년	4,551	242	434	823	916만TOE	199만TOE
2005년	5018	237	394	852	1063만TOE	198만TOE
(증감, %)	(+10.2)	(-2.1)	(-9.2)	(+3.5)	(+16)	(-0.5 )

ꏚ 석탄 : 당진 #5 및 영흥화력#2 준공으로 전년대비 467만톤 증가한 5,018만톤 사용

ꏚ 유류 : 유가상승으로 인한 유류발전기의 변동비 증가로 여수화력, 울산화력, 영남화력 등 발전량 감소로 전년대비 40만㎘ 감소한 394만㎘ 사용

ꏚ 제약연료

○국내탄

구 분	'04실적	'05년 실적		증 감		'06전망
		계획	실적	계획대비	전년대비
만 톤	242	236	237	+1	-5	236

○가  스

구 분	'04실적	'05년 실적		증 감		'06전망
		전망	실적	전망대비	전년대비
만 톤	823	752	830	+78	+7	1,010

- 인천복합, 율촌복합 준공(103만kW)으로 가스 사용량 증가

- 동절기 이상한파로 인한 전력수요증가로 가스사용량 증가

4. 전기품질

가. 주파수 유지 실적

구 분	유지기준	2001년	2002년	2003년	2004년	2005년
						목 표	실 적
주파수 유지율(%)	60±0.1Hz	99.41	99.45	99.70	99.74	99.60	99.70

ꏚ 연간 실적분석  : 목표대비 0.1%p 초과 달성, 전년대비 -0.04%p 소폭 감소

○ ‘05년 12월은 발전용 LNG 사용감소를 위한 석탄발전기의 출력 상향운전  참여가 증가함에(주간 25대, 야간 15대 등)따라, 주파수 변동에 응동하는     속응성이 떨어져서 주파수 유지율이 전년 동월 대비 99.75%에서 99.13%까지 감소하였으나, 연간으로는 주파수 유지목표인 99.60%보다 0.1%p 상승함

○ ‘05년 2월에는 설연휴 영향과 대용량 발전기 정지 등으로 유지율 다소 저하

ꏚ 연도별 주파수 유지율 분석

○ 1995년 이후 꾸준히 주파수 유지율이 상승하여 99.7% 전후로 유지되고 있음

○ 주파수 유지실적 향상과 발전비용의 절감을 위해 주파수 유지에 지장이 없는 범위에서 비용이 저렴한 석탄 화력 발전기를 최대 출력 운전함

ꏚ 향후 계획

○ 전기품질 제어이론 교육 및 유지실적 분석결과를 급전원에게 Feedback 시행

○ 현장 발전기의 주파수 조정운전여부 수시측정, 운전독려 및 정산반영

나. 전압 유지 실적

구 분	유지기준	2001년	2002년	2003년	2004	2005년
						목 표	실 적
계통전압 유지율(%)	기준전압 ±4kV	99.84	99.88	99.94	99.97	99.90	99.96%

ꏚ 연간 실적 : 전년대비 0.01%p 감소, 목표대비 0.06%p 초과 달성

○ 특수 경부하 기간 및 하절기 피크부하 대비 조상설비, 발전기 무효전력 관리

○ 동절기 지역별 심야난방수요 일시투입으로 지역별로 다소 전압 강하

5. 운영발전 계획/실적 수요예측오차율

구 분	'04실적	'05년 실적		증 감		'06목표
		'05목표	'05실적	목표대비	전년대비
유지율	1.31%	1.44	1.39	-0.05%p	+0.08%p

ꏚ 요일별 오차율

구 분	일요일	월요일	화요일	수요일	목요일	금요일	토요일
평균오차(%)	1.75	1.64	1.23	1.09	1.28	1.10	1.66

○ 요일별 오차율은 토, 일, 월요일이  크게 나타나고 있으며 화, 수, 목, 금요일은       비교적 작게 나타남

○ 일, 월요일은 금요일에 예측한 수요로 기상변화에 따른 오차 발생이       크게 나타남

6. 예비력 및 예비율

ꏚ 52주간 예비력                                          (단위 : 만KW)

구 분	최소예비력(일자)	연평균예비력	최대전력(예비력)
2004년	455.7 (10%, 3월4일)	779	5,126.4(626, 12.2%)
2005년	402.2 (7.5%, 12월12일)	888	5,463.1(619, 11.3%)
비 고	‘04년도 12월은 평년대비 평균온도 상승으로 높은 예비력 유지 ‘05년도 12월은 이상기온 강하로 연중 최저예비력 기록

○ 주별 예비력은 최소값 기준이며 연평균예비력에서 공휴일, 특수일은 제외

○ 4,5월은 이상 온도상승(전년 동월대비 약 5℃ 상승)과 울진원전 6호기의 운전으로 다소 높은 예비력이 유지됨

○ 12월은 급격한 기온강하로 인한 난방부하 및 열공급 수요 증가로 인해 연중최저 예비력을 나타냄.

7. 발전기 정비 및 송전선 휴전실적

가. 발전기 정비 실적

(단위 : 만㎾/일, 일)

구 분		2004년	2005년		전년대비	계획대비
			계획	실적
원자력	일 수	715	502	515	-200	13
	정비량	179.6	120.1	122.2	-57.4	2.1
석 탄	일 수	587	890	878	291	-12
	정비량	78.9	126.3	128.8	49.9	-2.5
국내탄	일 수	322	237	240	-82	3
	정비량	17.1	20.0	11.8	-5.3	-8.2
중 유	일 수	880	470	427	-453	-43
	정비량	60.9	30.6	28.1	-32.8	-2.5
가 스	일 수	2,352	2,230	2,148	-204	-82
	정비량	97.5	97.2	93.2	-4.3	-4
합 계	일 수	4,856	4,329	4,208	-648	-121
	정비량	434	394.2	384.1	-49.9	-10.1

ꏚ 원자력 : 전년대비 200일 감소, 계획대비 13일 증가

○ ‘04년(영광#5, 6의 장기정지) 대비 05년도에는 장기정지 발전소가 없어  전년대비 정비일정 및 정비량 감소

ꏚ 석  탄 : 신규 발전기준공에 따른 전체 설비용량 증가와 영흥#1,2의 잦은고장 정지로 인해 정비 일수 및 정비량 다소 증가

ꏚ 중  유 : 04년도의 평택화력 1～4호기 노후 제어설비 교체 및 탈황설비 설치를 위한 장기정비(63일~68일)에 비해 05년도에는 평년수준의 정비량 등으로 정비일수 및 정비량 감소

ꏚ 가  스 : 유가 상승에 의한 복합발전기의 상대적인 가동율 증가 및 수도권 IPP 발전기의 정비량 감소 등으로 전반적인 정비물량 감소   정비일수 감소

나. 송전선 휴전

(단위 : 건수)

구 분	계획휴전			임시휴전	합 계	비 고 (‘04년실적)
	계 획	실 적	미시행
765kV	57	46	11	14	60	37
345kV	812	690	122	80	770	803
154kV	914	802	112	93	895	728
합 계	1,783	1,538	245	187	1,725	1,568

ꏚ 휴전계획 미시행 사유

(단위 : 건수)

구분	계통 안정	사전준비 미 비	민 원	우 천	익월병행	기 타	합 계
‘04년	29	41	63	6	23	39	201
‘05년	1	96	40	3	25	74	239

○ 미시행 사유중 사전준비 미비에 의한 건은  ‘04년도에 비해 상당수 증가         했으며 계통안정을 위한 미시행된 건은 사전 검토로 인해 큰 폭 감소

ꏚ 임시휴전

○ 휴전종류에 따라 분류하면 연월간 계획에 의한 휴전이 전체의 약 89%을 차지하고 계획외 임시휴전에 의한 작업은 약 11%(‘04년도의 12%)점유

○ 계획휴전 미반영 임시휴전이 발생하지 않도록 보다 철저한 검토가 요구됨