전력시장·요금

기저부하

base load

기저부하는 하루 24시간 동안 전력 수요가 아무리 낮아지는 시간대에도 계속 유지되는, 수요 곡선의 바닥에 해당하는 부분을 말합니다. 새벽에도 꺼지지 않는 냉장고·통신설비·가로등·연속 가동 공장처럼 상시 작동하는 부하가 여기에 해당하며, 크기는 MW 또는 GW로 나타냅니다. 이 부분은 하루 종일 거의 변하지 않기 때문에 전통적으로 출력 조절이 느리지만 오래 연속 운전하기 유리한 발전기가 이 구간을 담당하고, 그 위에 얹히는 변동분은 상대적으로 빠르게 출력을 올리고 내릴 수 있는 발전기가 맡는 식으로 운영 계획을 세웁니다. 실무에서는 발전기 가동 순서(급전 계획) 수립, 발전원별 설비 구성 검토, 장기 수요 전망 등에 사용되는 개념입니다. 다만 태양광처럼 시간대에 따라 출력이 달라지는 설비가 늘면 발전기가 실제로 맡아야 하는 순부하(수요에서 변동성 재생에너지 출력을 뺀 값)의 모양이 달라지므로, 기저부하를 담당하는 방식도 함께 검토됩니다.

정제마진$/bbl

refining margin

정제마진은 정유사가 원유를 사서 휘발유·경유·항공유 등 석유제품으로 만들어 팔 때, 제품 판매가격에서 원유 가격과 정제 과정에 드는 비용을 뺀 차액이며 보통 $/bbl(달러/배럴) 단위로 표시합니다. 원유 1배럴에서 나오는 제품 구성을 가정해 계산하기 때문에, 어떤 제품 조합을 기준으로 삼느냐에 따라 여러 종류의 마진 지표가 존재합니다. 정유업은 원유 가격 자체보다 이 차액의 크기가 수익을 좌우하므로, 유가가 올라도 제품 가격이 더 오르지 않으면 마진은 줄어듭니다. 실무에서는 정제설비의 가동률을 얼마로 할지, 정기보수를 언제 할지 결정하는 판단 근거로 쓰입니다. 실제 수치는 제품 수요, 역내 설비 가동 상황, 원유 종류별 가격차에 따라 계속 변하므로 특정 시점의 값보다 계산 구조를 이해하는 것이 중요합니다.

공급예비율%

reserve margin

공급예비율은 전력 계통에서 그 시점의 수요를 채우고 남은 여유 공급능력이 수요 대비 몇 %인지를 나타내는 지표입니다. 전기는 대규모로 저장하기 어렵고 생산과 소비가 순간마다 일치해야 하므로, 발전기 고장이나 예상보다 큰 수요 증가에 대비한 여유분이 항상 필요합니다. 공급예비율은 (공급능력 − 수요) ÷ 수요 × 100(%)로 계산하며, 분자인 공급예비력은 MW 단위, 예비율은 % 단위로 표시합니다. 실무에서는 계통운영자가 실시간으로 감시하면서 예비율이 일정 수준 아래로 떨어지면 단계별 비상조치를 시행하고, 장기적으로는 전력수급기본계획에서 목표 예비율을 정해 필요한 신규 설비 규모를 산정하는 데 사용합니다. 참고로 태양광·풍력처럼 출력이 변동하는 설비는 그 시점에 실제로 낼 수 있는 출력만 공급능력에 반영되므로, 설비용량 합계와 공급능력은 다릅니다.

탄소집약도gCO2eq/kWh

carbon intensity

탄소집약도는 전기 1kWh를 생산할 때 배출되는 온실가스의 양을 gCO2eq/kWh(그램 이산화탄소 환산量/킬로와트시) 단위로 나타낸 지표입니다. 여기서 CO2eq(이산화탄소 환산량)는 메탄, 아산화질소 등 이산화탄소가 아닌 온실가스도 지구온난화 기여도에 따라 이산화탄소 무게로 환산해 합산한 값입니다. 같은 1kWh라도 어떤 발전원이 만들었는지에 따라 배출량이 크게 달라지기 때문에, 전력 소비량(kWh)만으로는 알 수 없는 환경 영향을 비교할 수 있게 해줍니다. 실무에서는 기업의 온실가스 배출량 산정(특히 전기 사용에 따른 간접 배출), 전기차·히트펌프 같은 전기화 설비의 배출 효과 평가, 데이터센터 입지 검토 등에 사용됩니다. 국가 단위 계통 평균 탄소집약도는 그 나라의 발전원 구성에 따라 결정되며, 같은 나라 안에서도 시간대·계절에 따라 변동합니다. 국내에서는 온실가스 배출권거래제 등에 쓰이는 전력 배출계수를 관련 기관이 주기적으로 고시하며, 이 고시값이 공식 기준이 됩니다.

최대전력(피크)MW, GW

peak load

최대전력(피크)은 하루·한 달·한 해처럼 정해진 기간 안에서 전력 수요가 가장 높았던 순간의 전력값을 말하며, 단위는 MW 또는 GW를 씁니다(1GW = 1,000MW). 어느 한 순간의 값이므로 kWh·GWh로 재는 전력량(일정 기간 동안 쓴 전기의 총량)과는 다른 개념입니다. 계통 전체의 발전설비와 송배전망은 평균 수요가 아니라 이 최대전력을 안정적으로 감당할 수 있도록 설계되기 때문에, 필요한 설비 규모를 결정하는 핵심 지표가 됩니다. 실무에서는 계통운영자가 여름·겨울 피크 시기의 수급 대책을 세우고, 전력수급기본계획에서 장래 최대전력을 전망해 설비계획을 세우며, 산업용·일반용 요금제에서는 고객별 최대수요(kW)에 따라 기본요금을 매기는 데 사용합니다. 국내 계통에서는 냉방과 난방 수요 때문에 여름과 겨울에 최대전력이 나타나는 것이 일반적입니다.

그리드 패리티

grid parity

그리드 패리티는 특정 발전원의 발전 단가가 기존 계통 전력의 가격과 같아지는 지점을 뜻합니다. 비교 기준은 보통 균등화발전비용(LCOE)이며, 단위는 원/kWh 또는 달러/MWh처럼 '전력량당 비용'으로 표시합니다. 여기서 말하는 비용은 건설비·운영비·연료비·금융비용을 발전 설비의 전 수명 기간 발전량(kWh)으로 나눈 값이므로, 설비 용량(kW)이 아니라 실제로 생산되는 전력량이 기준이 됩니다. 태양광·풍력처럼 초기 투자비 비중이 큰 발전원은 설비 가격, 이용률, 할인율, 수명 가정에 따라 계산값이 크게 달라집니다. 그리드 패리티 달성 여부는 국가·지역·비교 대상(도매 시장가격인지 소매 요금인지)에 따라 결론이 달라지므로, 어떤 기준과 가정으로 계산했는지를 함께 확인해야 합니다.

연료비 연동제

fuel cost adjustment

연료비 연동제는 발전에 쓰이는 연료(LNG, 유연탄, 석유 등)의 구입 가격 변동분을 일정한 산식에 따라 전기요금에 반영하는 제도입니다. 전기요금 청구서에서는 기본요금·전력량요금과 구분되는 '연료비조정요금' 항목으로 나타나며, 단위는 원/kWh입니다. 직전 일정 기간의 평균 연료 가격(기준연료비)과 최근 기간의 평균 연료 가격(실적연료비)의 차이를 계산해 조정단가를 산출하는 방식이 일반적입니다. 조정단가에는 분기당 변동폭 상한과 누적 상한이 설정되어 있어, 연료 가격이 크게 움직여도 요금에 반영되는 폭은 제한됩니다. 구체적인 산식·주기·상한값과 실제 적용 여부는 전기공급약관과 산업통상자원부·기획재정부의 인가 절차를 통해 결정됩니다.

이용률(설비이용률)%

capacity factor

이용률(설비이용률, capacity factor)은 어떤 발전설비가 일정 기간 실제로 생산한 전력량을, 같은 기간 최대출력으로 쉬지 않고 돌렸을 때의 이론적 전력량으로 나눈 값이며 단위는 %입니다. 계산식은 이용률(%) = 실제 발전량(kWh) ÷ (설비용량(kW) × 기간 시간(h)) × 100 입니다. 설비용량(kW·MW)만으로는 실제 생산량을 알 수 없기 때문에, 설비 규모를 발전량으로 바꾸어 주는 다리 역할을 합니다. 정비 기간, 연료 공급, 계통 상황, 그리고 태양광·풍력처럼 자연 조건에 따라 출력이 변하는 설비의 자원 여건이 모두 이용률에 반영됩니다. 실무에서는 발전사업 수익 추정, LCOE 계산의 분모, 전원계획의 발전량 전망에 핵심 입력값으로 쓰이며, 발전원별 대표값은 지역과 연도에 따라 달라지므로 해당 사업의 실측 자료나 공식 통계를 참조합니다.