용량요금 제대로 들여다보자
용량요금 제대로 들여다보자
  • 박기진
  • 승인 2016.11.20
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박기진 전력신문 기자

 

 박기진 전력신문 기자

2011년 발생한 9·15 순환단전 사태 이후 전력예비율 부족현상을 타개하기 위해 건설기간이 짧은 LNG복합화력에 대한 투자가 집중됐다. 현재는 원자력발전소를 비롯해 1,000㎿급 대용량 유연탄발전 등 기저발전을 중심으로 신규 건설이 활발히 진행되고 있다. 이에 따라 과거 5%까지 떨어졌던 전력예비율은 이제 12%를 넘어서 20%까지 회복될 것이라는 전망도 나오고 있다. 지난해부터 전력예비율이 충분히 확보되면서 새로운 문제가 대두되고 있다. 바로 고정비용으로 인식되는 용량가격 또는 용량요금(Capacity Price, CP) 현실화 문제다. 원전, 유연탄 화력발전 등으로 대변되는 기저발전기의 가동이 늘어나고 경제급전에 따라 LNG복합화력 가동이 줄어들면서 자연스레 LNG발전기의 수익이 악화되고 있다. 이에 따라 15년째 제자리걸음을 하고 있는 용량요금의 현실화에 대해 민간발전사를 중심으로 그 목소리가 커지고 있다.

2001년 전력시장 개설부터 적용
용량요금은 국내 전력산업구조개편과 그 궤를 같이한다. 2001년 전력산업구조개편으로 한전에서 발전사업자인 발전6사가 분사되고 전력거래소가 설립되면서 전력시장이 본격
적으로 열렸다. 과거 한전 독점시대와는 달리 다수의 발전사업자가 생기면서 발전사업자가 생산한 전력을 한전에서 바로 구매하는 것이 아닌 전력시장이라는 제 3의 플레이어를
통해 구매하는 시스템이 열린 것이다. 당시 개설된 시장은 변동비를 반영해주는 변동비반영시장(Cost-Based Pool)이다. 이 CBP시장은 매번 개정을 거쳤지만 현재까지 여전히 유지되고 있다. CBP시장은 고정적으로 보상을 받는 고정비 개념인 CP에다가 매월 변동되는 연료비 등이 반영된 계통한계가격(SMP)으로 대변되는 변동비용을 보장해주는 시장구조다. 즉 발전사업자는 전력을 생산하는 데 드는 비용을 CP와 SMP로 돌려받는 셈이다. 전력시장 운영규칙상 용량가격의 사전적 의미는 거래시간별 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 적용되는 전력시장가격(원/kWh)을 말한다. 기준용량가격은 용량가격 결정기준 발전기가 기본 운영조건에서 해당 고정비 연금액을 회수할 수 있도록 설정된 단위시간 및 단위출력당 보상가격(원/kWh)을 말한다. 다시 말하면 용량요금은 발전설비 투자를 유도하기 위해 건설투자비 등 고정비용 일부를 보상하는 전력시장 정산금이다. 용량요금을 구성하는 주요 요소 가운데 하나인 기준용량가격은 ㎾h당 7.17원으로 유지되다가 2007년 7.46원으로 올랐고 올해초에는 송전접속비용이 0.18원에서 0.25원으로,
수전전력요금이 0.11원에서 0.18원으로 소폭 상승함에 따라 올해 초 7.60원으로 0.14원 올랐다.
 


 

 

 

왜 용량요금 인상 필요성이 제기됐을까용량요금은 필요시 매년 재검토할 수 있지만 큰 변화는 없었다. 1994년 공급예비율 3%, 2003년 17%, 2012년 5%로 전력 공급예비율이 약 10년을 주기로 최고·최저점을 찍고 있
다. 문제는 2011년 9·15 순환단전 이후 3년 사이 대대적인 발전설비 확충으로 인해 2015년부터 예비율이 12%수준으로, 2020년에는 30%까지 육박할 것이라는 우려의 목소리가 커지고 있다. 1998년부터 2006년까지 연평균 전력예비율은 10%를 넘어섰으며 2003년에는 17%라는 최고치를 찍었다. 전력산업구조개편이 있었던 2001년부터 예비력이 충분히 남아돌면서 LNG 발전기의 가동률은 20%선까지 뚝 떨어졌다. 심지어는 약정물량을 초과해 발전소를 가동할 경우 전력산업기반기금에서 지원까지 해줬다. 약 10년이 흐른 지금 상황은 비슷하다. 단지 당시에는 지금과 같이 LNG발전소를 주축으로 한 민간발전사업자들이 비중이 미미했다. 하지만 지금은 ‘민자발전’이라는 플레이어가 있다. 현재 우리나라 전력시장은 경제급전의 원리가 적용, 발전단가가 싼 발전기부터 우선 가동된다. 이렇다보니 최근에는 발전단가가 싼 원전과 화력발전 등 기저발전의 가동률이 높아지고 반대로 발전단가가 비싼 LNG발전기는 가동률이 뚝 떨어졌다. 이러한 상황은 변동비로 대비되는 SMP변동으로 확실히 알수 있다. 연 평균 SMP를 살펴보면 2008년 국제 연료비가 급등하면서 처음으로 100원을 넘어선 122.63원/㎾h을 기록하더니 9·15순환단전 이후인 2012년에는 160.83원까지 치솟았다. 당시는 고정비인 CP가 지속적으로 ㎾h당 7.46원에 불과했지만 변동비인 SMP가 높아 발전6사던 민자발전사던 충분히 이익을 남길 수 있었다. 하지만 2015년부터 충분한 예비력이 갖춰지면서 SMP는 101.78원까지 폭락했으며 올해는 80원선을 기록하고 있다. 상황이 역전되다보니 고정된 CP와 변동비인 SMP로는 LNG발전기의 수익을 기대할 수 없는 상황이 펼쳐졌다. 이렇다보니 현재의 전력시장제도 및 적용 범주를 좁혀 기본물가인상률조차 반영되지 못한 용량요금에 대해 전력시장에 참여하는 플레이어의 불만이 커졌다.

 

 

 

 

 


 
용량요금 어떻게 결정될까
산업통상자원부가 지난해 발표한 전력시장제도 개선안에 따르면 수요지 인근 전원(電源)이 급전계획 수립 시 우선 순위를 받고 더 높은 에너지 시장 정산금이 지급될 수 있도록
송전손실계수(TLF)를 내년부터 100% 적용키로 했다. 용량요금 구성 요소 중 지역별 용량계수(RCF) 산정 시에도 발전소의 수요지 인근 위치 여부를 반영(TLF 적용)해 분산형 자원을 우대키로 했다. 즉 지역별 용량계수(RCF)=(지역별 최대수요/지역별 공급능력)×TLF의 산식이 도입되는 것이다. 발전소의 전력망(grid) 이용 비용인 송전이용요금을 발전소의 위치에 따라 차등적으로 부과해 장거리 송전망을 이용하지 않는 분산자원에 대해 인센티브를 부여하는 방안도 고려된다. 아울러 온실가스 배출이 적은 연료를 사용하는 발전기를 우
대하는 연료전환계수(FSF)를 용량요금 산정 시 도입해 기후변화 체제에 대비하겠다고 발표했다. 이에 따라 용량요금은 기준 용량요금(RCP)×지역별 용량계수(RCF)×연료전환계수(FSF)로 구성된다. 이 중 연료전환계수(FSF)는 환경기여도와 발전기여도를 합산해 산출하고, 환경기여도는 전력 전체 평균배출계수에 발전기별 배출계수를 나눠 산출한다. 발전기여도는 발전기 최소 이용률 수준을 고려해 차등화된다. 기준 용량요금(Capacity Price)을 구성하는 건설투자비와 운전유지비 산정기준을 신규 발전기와 기존 발전기의 특성에맞게 적용할 수 있도록 합리적으로 개편한다. 신규 발전기의 경우 새롭게 기준 발전기(가스터빈)를 선정, 同 발전기의 진입연도에 따른 건설투자비를 지급하고 진입연도별 기준발전기의 매년 해당하는 운전유지비를 지급하게 된다. 현재 정부와 전력거래소는 약 1원에서 4원 사이의 용량요금 인상과 지역별 용량계수 등의 내용이 포함된 전력시장운영규칙 개정을 위해 제반 절차를 진행중이다. 조만간 비용평가위원회와 전기위원회 의결을 거쳐 개정된 제도를 적용할 예정이다. 전력당국이 마련한 개정 전력시장 운영규칙이 얼마만큼의 전력 플레이어들을 만족시킬 수 있을지 관심이 가는 부분이다.

 

 

 

 

 

 

 

 


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