❶ 전력거래소 통한 강제적 전력구매

과거 우리나라의 전력산업 구조는 한국전력공사(이하 한전)가 국가 전체의 전력 공급 및 전력계통 운영을 담당하며 공기업 수직 독점의 형태를 유지해 왔다. 그러나 2001년 김대중 정부 시절 전력산업 구조개편에 의해 발전부문이 한전으로부터 분할됨과 동시에 전력거래시장이 개설된 이래 전력의 생산부문과 유통·판매부문이 분리된 형태로 운영되고 있다.

한전은 구조개편 이전처럼 여전히 전국의 송배전망을 소유하고 있으며 전력시장에서 독점 구매한 전력을 소비자에게 판매하고 있다. 이러한 상황에서 한전의 독점력 남용 방지를 목적으로 한 소비자 요금 규제도 과거와 같은 방식으로 지속되고 있다. 다만 과거 한전 독점체제 내부에서 담당해 왔던 기능 중 계통운영기능이 한전으로부터 분리되어 전력 거래소로 이관됐다. 이에 따라 전력거래소는 전력거래기능과 함께 계통운영기능을 수행하게 됐다.

발전부문의 경우에는 한전에서 분리된 6개 발전자회사를 비롯해 한국수자원공사, 한국지역난방공사와 같은 에너지 공기업, 민간발전회사, 신재생에너지사업자 등 많은 회사들로 구성되어 있다.

우리나라 전력시장의 중요한 특징을 보면 우선 강제적 전력시장(Compulsory Power Pool)이라는 점이다. 즉, 모든 전력거래가 전력시장을 통해 이루어지고 있다. 우리나라는 전기사업법 제31조에 의해서 특정한 경우를 제외하고는 모든 전력거래가 전력거래소가 운영하는 전력시장을 통하도록 규정하고 있다. 예외 사항도 있는데 예를 들면 구조개편 이전 전력구매계약(PPA) 체결사업자는 전력시장 참여의 선택권이 유지되고 있다. 한번 전력시장에서 거래를 시작하면 다시 PPA로 복귀하지는 못한다.

전력시장의 또 다른 특징은 하루 전 단일시장(A Day Ahead Market)이라는 점이다. 우리나라의 발전부문을 보면 발전 자회사(발전공기업)와 독립발전사는 전력거래소를 통해서 하루 전에 시간대별로 발전가능용량을 입찰한다. 전력거래소는 거래일 하루 전에 시간대별 전력수요를 예측하고 발전 입찰용량과 발전기별 공급비용을 반영해 시간대별 시장가격인 계통한계가격(SMP, System Marginal Price)을 결정한다. 발전입찰 결과에 따른 발전기별 발전계획량 즉, 낙찰량에 대한 보상 역시 하루 전에 결정된 SMP에 따라 이루어진다.

❷ 전력구매 경쟁을 위해 변동비 반영시장 도입

변동비 반영시장(CBP, Cost based Bidding Pool) 제도는 원래 발전부문에서 시장 경쟁이 활성화되면 전력구매 부분도 시장원리에 따라 경쟁이 이루어지는 도매전력시장으로 전환한다는 계획 아래 도입됐다. 이처럼 과도기적 운영을 위해 도입된 CBP 제도는 노무현 정부 때 민영화 및 경쟁 도입 계획이 전면 중단됨에 따라 현재까지 장기간 유지되고 있다.

우리나라 전력시장에서 변동비 반영의 의미는 전력시장의 가격(SMP)을 결정할 때 발전기들의 자유로운 가격입찰을 허용하지 않고 반드시 실제 변동비로 입찰해야 함을 의미한다. 따라서 입찰가격은 사전에 평가된 발전기 변동비를 적용하며 발전사업자는 입찰단계에서 시간별 발전가능 용량만을 제시한다. 이러한 변동비 반영시장에서는 시장가격이 발전기들의 실제 변동비에 의해 결정되기 때문에 시장가격의 안정성이 유지되는 반면, 비용평가의 정확성이 요구되고 발전기들은 자체적인 연료사용량이나 발전량을 결정하기 어렵다.

여기서 우리나라 전력시장의 가격 결정 원리를 좀 더 구체적으로 살펴보자. 전력시장은 변동비 반영시장이기 때문에 전력의 공급곡선은 발전기들이 제시하는 입찰가격이 아니라 발전기들의 실제 변동비용(연료비)으로 구성된다.

전력시장의 공급곡선을 구성하는 또 다른 요소는 발전기 입찰용량이다. 발전입찰은 발전기별로 입찰용량과 변동비용이 결합해 이루어진다. 입찰에 참여한 모든 발전기들의 입찰용량을 입찰가격 즉, 변동비 순서대로 정렬하면 이것이 전력시장의 공급곡선이 된다. 전력의 수요곡선은 시장 가격에 따른 구매량을 의미한다. 우리나라의 전력수요는 전력시장의 가격에 매우 둔감하게 반응하며 수요곡선은 시간대별로 서로 다르지만 모두 수직에 가까운 형태를 띠게 된다.

그림 1은 변동비 반영시장에서 SMP가 시간대별로 달라질 수 있음을 보여준다. 즉, 수요가 높은 시간대에는 변동비가 높은 발전기가 가격을 결정하고(P3) 수요가 낮은 경우는 그 반대가 된다(P1).

이러한 전력시장 가격결정 원리가 있음에도 불구하고 우리나라 전력시장의 가격결정 과정에서는 보다 복잡한 제약요소가 반영된다. 일반 상품과는 달리 전력의 생산과 소비 과정에는 발전연료 제약이나 열병합발전소의 열공급 제약, 송전제약 등 많은 제약사항이 있다. 또한, 발전기별로 운전을 위해서는 최대출력, 최소출력, 출력 증감발율, 기동 소요시간, 최소 운전/정지 시간 등 수많은 제약사항이 있다. 이러한 제약사항이 있는 상태에서는 시장의 원리대로 가격을 결정하고 발전기들의 발전량을 결정한다고 해도 실제로는 이에 맞는 전력공급을 할 수 없는 경우가 많다.

따라서 전력의 공급곡선 즉, 가격결정을 위한 가격발전계획 수립과정에서 모든 발전기가 엄격한 변동비의 순서대로 투입되지 못하고 일부 변동비가 낮은 발전기가 뒤로 밀리는 경우가 발생한다. 기동비용이 낮고 기동시간이 짧으며 낮은 범위까지 출력 조절이 가능한 발전기들이 변동비는 다소 높아도 발전계획에 포함될 수 있는 것이다. 따라서 그림 1에 나타낸 공급곡선은 그림 2와 같은 형태로 재구 성되게 된다.

SMP는 해당시간의 공급곡선과 수요가 만나는 점에서 결정된다. 좀 더 구체적으로는 하루 동안의 예측된 시간대별 전력수요를 발전기별 공급 특성을 고려하면서 최소비용으로 공급할 수 있도록 발전계획을 수립하고, 해당 시간에 운전되는 발전기 즉, 가격결정 발전계획에 포함된 발전기 중에서 변동비가 가장 높은 발전기의 변동비로 결정된다. 여기에서 발전기 변동비에는 증분비용, 무부하비용 및 기동비용이 포함된다. 또한, 가격을 결정하는 발전기가 한계발전기(Marginal Plant)가 된다.

❸ 용량요금도 반영

변동비반영 전력시장에서는 시장가격이 발전기들의 실제 변동비로 결정되기 때문에 시장가격을 결정하는 한계발전기는 시장가격을 통해 전력생산에 소요된 자신의 변동비(연료비)를 지불받는다. 그런데 발전기들이 전력시장에 진입하기 위해서는 건설 투자비와 운전유지비가 소요되는데 변동비 반영시장에서는 이를 회수할 수가 없다. 따라서 발전기들은 용량요금(CP, Capacity Payments)을 통해 고정비의 일부를 보전 받는다. 이는 이러한 발전기들의 시장 진입 및 전력시장 전체의 적정 전원구성을 유도하는 역할을 한다.

우리나라 전력시장에서 용량요금이란 전력공급의 신뢰도를 보장하기 위해 발전입찰에 참여한 발전기에 대해 매 시간별 입찰용량을 지불하는 정산금이다. 즉, 입찰에 참여한 발전기들이 전력수급의 신뢰성을 제공하는 것에 대한 대가가 용량요금이라고 할 수 있다. 이는 SMP와 함께 전력시장 거래와 관련된 2개의 중요한 요소를 구성한다.

용량요금은 매시간 일정한 가격으로 받는 것이 아니고 피크 시간대와 경부하시간대에 적용하는 가격이 다르다. 계절별로도 시간구분 등에 차이가 있다. 또한 발전기들은 발전입찰에 참여한 시간대에만 입찰 용량 크기에 비례해 용량가격으로 보상받는다.

현재 용량요금의 기준이 되는 기준용량가격은 전력시장에 참여할 수 있는 발전기 중에서 첨두발전기에 해당하는 가스터빈 발전기의 고정비(투자와 운전유지비의 합)를 바탕으로 결정된다. 가스터빈발전기의 연간 투자비 회수 소요금액과 연간 운전유지비를 발전기의 연간 입찰가능 시간으로 나눈 것이다. 여기에는 발전기의 송전접속비용도 포함된다. 발전기들의 고장정지나 정비기간 중에는 발전입찰을 할 수 없기 때문에 연간 입찰가능 시간에는 이러한 시간들이 제외된다.

용량가격 기준발전기의 경우에는 용량요금으로 자신의 모든 고정비를 회수할 수 있다. 그러나 건설비가 가스터빈 발전기보다 높은 LNG복합 발전기나 기저발전기 등은 용량요금 만으로는 자신의 고정비를 충분히 회수할 수 없다.

❹ CBP 시장 개선 필요성 증가

현행 변동비 반영시장은 여러 가지 문제점을 안고 있다. 따라서 이를 극복하기 위한 개선안 마련이 요구되는 상황이다. 여기서 고려될 수 있는 몇 가지 대안을 정리해 본다. 먼저 제한적 가격입찰이다. 이 제도의 도입에 대해서는 크게 현행 제도가 안고 있는 세 가지 문제점으로 인해 논의가 이루어지고 있다.

첫째, 현행 우리나라 전력시장에서는 객관적으로 증명이 가능하며 산출이 용이한 직접 연료비만을 기준으로 변동비 반영시장을 운영하고 있다. 그러나 이러한 비용에서 변동성 운영유지(O&M) 비용은 최초 용량가격 산정 시 고정 O&M과 함께 용량에 의한 보상 대상 원가에 포함되어 있다. 부대연료비는 SMP 및 용량가격 결정 과정에 고려되지 않고 있다. 전원별 추가 변동비 특성(원/kWh)에 따르면 변동성 운영유지비는 석탄(1.87원/kWh), 국내탄(5.16원/ kWh), LNG(1.85원/kWh), 유류(6.84원/kWh)로 전원 별로 크게 차이를 나타내고 있다. 또한 부대연료비의 경우 kWh당 1원 미만으로 작은 수준이지만 전원별 차이가 존재하며 실제로 비용이 발생함에도 불구하고 SMP 및 CP 결정 시 해당 비용이 반영되지 않고 있는 문제점이 존재한다. 부대연료비를 변동비에서 제외하는 것은 현재의 시장 운영제도가 비용기반으로 운영되고 있는 제도임을 고려할 때에 바람직하지 않다. 

둘째, 우리나라 CBP 시장에서 변동비로 이용하고 있는 연료비용은 증분비용(Incremental Fuel Cost), 무부하비용 (No-load Cost) 및 기동비용(Start-up Cost)으로 구성되며 무부하비용이나 기동비용을 변동비에 포함할지에 대한 논란이 존재한다.

증분비용은 전력 1단위의 추가적인 생산과정에서 발생하는 일반적인 연료비용을 의미하며 무부하비용이란 전력 1 단위의 추가적인 생산여부와 관계없이 발전기가 기동하는 시간동안 일정 수준으로 발생하는 비용을 의미한다. 무부하비용은 발전기가 기동되어 계통에 병입되었으나 외부로 전력을 공급하지 않고 소내 전력만을 공급하는 상태 즉, 외부 출력이 0인 상태에서 시간당 소요되는 비용이다.

기동비용은 발전기의 기동 과정에서 발생하는 비용을 의미하는데 발전기가 정지되어 있는 발전기를 기동하고 이를 계통에 병입하여 전력을 공급하기 위해서는 사전에 발전기 기동비용이 소요된다. 즉, 기동비용은 정지상태의 발전기가 기동하는 경우에 일회적으로 발생하는 성격을 지닌다.

현재 국내 전력시장에서는 한계발전기의 평균비용을 기준으로 SMP를 결정하고 있다. 그러나 연료비용의 세 가지 구성항목 중 증분비용만이 전력 1단위의 추가적인 생산 시 추가적인 비용으로 정의되는 한계비용에 부합한다. 한계발전기 또는 현재 가동 중인 발전기가 모두 최대 공급 가능용량으로 가동되지 않는다는 가정 하에서 시장의 전력수요가 미세하게 증가하는 경우, 이를 공급하기 위해 무부하비용과 기동비용이 추가적으로 소요되지 않으므로 해당 비용은 엄격한 의미의 한계비용에 포함되어서는 안 된다는 주장이 있으며 이에 대한 논란이 존재한다.

셋째, 우리나라 전력시장에서 변동비는 발전사업자가 전력 시장 운영규칙에 따라 매달 말일 기준 9일 전(실근무일 기준)까지 제출하는 열량단가를 기준으로 산정된다. 발전사업자가 제출한 자료에 기초해 열량단가는 매월 비용평가위 원회에 의해 검증이 이루어진다. 열소비상수는 성능시험에 의해 검증이 이루어진 이후 변경사항이 발생하는 경우에만 변경된다. 발전회사는 열량단가의 신뢰성 확보를 위해 연료비 가격에 대한 자료를 제출하게 되는데 이로 인해 j-2월의 연료가격이 j월에 적용되고 있다(단, 한국가스공사로부터 공급되는 LNG의 경우 j-1월의 연료가격을 적용).

결과적으로 실제 발전이 이루어지는 시점에 소요되는 발전 연료의 가격 확인을 통한 시장 운영은 불가능하기 때문에 급전순위에 반영되는 변동비와 실제 연료비 사이의 시차가 발생하게 된다. 이는 발전비용의 신뢰성을 높이기 위한 선택이나 이로 인해 실제 연료비를 적시에 반영하는 데에는 문제점을 노출하고 있다.

비용평가위원회에서도 현행 평가 기준의 한계점을 인식해 2009년 LNG 비용평가의 기준을 개정하는 등 제도 개선을 시행하고 있으나 회계 자료에 기초한 평가를 수행하는 현행 평가방식에서는 위와 같은 문제점의 근본적인 개선을 기대하기는 어려운 실정이다. 이는 비용 평가를 통한 실제 발전 변동비 반영 방식은 비용의 정확성 및 완전성 측면에서 근본적인 한계점이 존재하기 때문이다.

용량시장 운영 개선도 필요하다. 현행 우리나라의 용량요금 제도는 입찰한 모든 발전 용량에 대해 용량요금을 지급한다. 용량요금은 기준 발전기의 총고정비용을 보상할 수 있도록 kWh 당 계산하며 기준 용량가격에 시간대별가격계수(TCF)와 지역별가격계수(RCF)를 곱해 결정한다. 또한 현재 성과연동형가격계수(PCF) 도입을 검토 중이다. 이는 입찰한 발전기의 변동비 순위를 기준으로 계통운영에 필요한 예비력(15%)보다 낮은 변동비 순위의 발전기에 대해 CP를 차감하는 제도이다.

현재 운영되고 있는 기준 용량가격은 7.46원/kWh으로 이 중 순수 용량에 대한 보상은 7.17원/kWh이다. 이 가격은 2001년 전력시장 출범 이후 거의 불변하고 있다. 이론적으로 본 가격은 최적 전원구성에 포함될 전원 중에서 고정비가 가장 낮은 전원(울산복합 가스터빈)을 기준으로 설정되었으며, 30년 발전기 수명을 고려해 발전기 건설비용을 30년 간 환수할 경우 매년 지급하는 금액으로 결정됐다.

그러나 이러한 기준 용량가격은 적어도 다음과 같은 네 가지 문제점을 내포하고 있다. 첫째, 현재 용량요금은 물가상승 및 발전기 건설비용 변화 등을 반영해 조정이 이루어지지 못하고 있다. 둘째, 현행 용량가격은 시장여건에 따라서 용량요금이 변하지 않으므로 용량이 부족하거나 남을 경우에도 여전히 같은 수준의 투자 유인을 제공하는 문제점을 내포하고 있다. 셋째, 우리나라에서는 현실적으로 가스 터빈 발전기가 건설되어 운영된 적이 없다. 앞으로도 건설 계획이 없는 상황에서 가상적인 가스터빈 발전기를 대상으로 고정비를 계산하는 것은 모순이다. 넷째, 모든 가용발전기에 대해 용량요금을 지급할 경우 급전 가능성이 거의 없는 고비용 발전기까지 용량요금을 지급하게 되는 문제가 존재한다.

용량요금의 개선방안에 대한 논의에서 가장 활발한 것 중 하나는 바로 기준 발전기의 변경에 대한 논의다. 이는 용량 요금의 비중을 높이기 위해 가스터빈 발전기 대신에 실제 많이 이용되는 복합가스 발전기를 기준발전기로 설정하는 방안이 논의되고 있다. 이 경우에 용량요금이 그만큼 높아지게 되는데 그 대신 기준 발전기의 변동비용을 새로운 가격상한으로 책정한다.

이러한 방안의 장점은 크게 두 가지다. 첫째, 실제로 이용되는 발전기를 기준 발전기로 정함으로써 그 비용 산정을 둘러싼 불확실성을 제거할 수 있다. 둘째, 발전사 수입 중에서 고정수입인 용량요금의 비중을 높임으로써 발전회사의 위험부담을 경감시킬 수 있다. 그러나 가스터빈 보다 변동비가 낮은 복합가스발전기를 기준 발전기로 결정하게 되면 높은 용량요금만 받고 가동하지 않는 발전기들이 계속 시장에 진입하거나 퇴출을 미루는 왜곡된 요인이 발생할 수 있다.

두 번째는 성과연동형 용량가격계수 제도를 도입에 대한 논의다. 이는 적정 설비예비율을 초과하는 발전기에 대해서는 용량요금을 할인하고 잉여 노후발전기에 대한 적절한 퇴출 및 신규 진입억제 시그널을 제공해주기 위해 설계됐다. 성과 연동형 용량가격계수는 2014년 전력거래소에서 제시한 변동비 순위에서 예비율 15% 이내 발전기는 PCF를 1.0으로, 15% 초과 발전기부터는 PCF를 감소시키되 22% 초과 발전기는 0을 적용하는 방안이 고려되고 있다. 또한 예비율이 낮은 시간대에 높은 가중치를 부여해 실제로 용량이 필요한 시간대에 가용한 발전기에 대한 보상을 상대적으로 늘리는 방안도 논의되고 있다. 

❺ 환경비용 등 정책비용 고려 필요

에너지전환 정책에 따라 전력공급의 철학이 경제급전에서 환경급전으로 변하고 있다. 즉, 경제적 측면에서 연료비가 낮은 발전기를 우선적으로 전력공급시장에 투입하기보다는 환경비용을 감안한 보다 넓은 의미의 비용 개념에서 접근해 발전기를 투입하는 쪽으로 원칙이 바뀌어 가고 있는 분위기다. 현 정부는 이 점을 강조하고 있지만 현행 CBP 시장에서는 환경 비용을 감안한 발전기 투입에 관한 원칙이 아직 확립되어 있지 않다. 석탄발전과 같이 연료비는 상대적으로 낮지만 배출권거래 비용을 포함하면 가스복합발전에 비해 비용이 높게 소요되는 것이 현실이다. 배출권거래 가격이 지금보다 더욱 높아질 경우 석탄발전의 비용 상의 우위는 더욱 약화될 수밖에 없을 것으로 여겨진다.

따라서 유럽연합(EU)에서와 같이 배출권거래 비용까지 포함해 발전기의 한계비용을 정하고 이 순서에 따라 수력, 원자력, 석탄, 가스복합 등의 발전기 투입 순위를 정하는 것이 합리적일 것이다.

나아가서는 배출권거래 비용뿐만 아니라 신재생에너지의무 할당제도(RPS) 비용, 연료개별소비세, 지역자원시설세 등 최근 급증하고 있는 제반 정책비용도 발전비용에 포함시켜 전력 도매가격이 결정되도록 하는 것이 바람직할 것이다.