❶ 발전연료시장의 가격결정

가. 국내 전력시장의 특징 : 액화천연가스(LNG)가 전력시장의 가격결정

국내 전력시장은 원가에 기반을 둔 발전변동비 경쟁시장(Cost Based Pool)이다. 상대적으로 발전효율이 우수하고 발전연료비가 저렴할수록 급전지시를 받을 가능성과 이윤 창출 기회가 높아지는 구조로 운영되고 있다.

기저발전으로 간주되는 원자력, 석탄을 연료로 하는 발전기의 경우 발전변동비가 낮아 전력시장 가격결정에 기여하는 정도가 낮고, 첨두발전으로 대표되는 LNG복합발전기가 국내 전력시장의 가격결정을 주도하고 있다. 특히 LNG의 전력시장 가격결정점유율이 90%전후 매우 높은 수준을 유지하고 있는 것을 보면 LNG연료비의 중요성은 아무리 강조해도 지나치지 않다.

나. LNG연료비 결정 : 개별요금제 정의

전력시장의 발전연료비는 가스시장 관점에서는 LNG공급 가격이라 할 수 있으며, 국내전력시장에서 LNG공급은 한국가스공사(이하 KOGAS)가 독점적으로 공급하고 있다.

현재까지 LNG공급가격은 KOGAS가 체결한 모든 도입계약의 평균가격으로 공급하는 방식을 채택하고 있다. 이에 반해 현재 논의되고 있는 개별요금제는 특정 고객에 대해서 특정 도입계약을 직접 대응하는 가격부과 방식이다.

발전용 LNG공급가격은 전량 수입에 의존하는 LNG상품 가격(LNG공급가격의 90%내외)과 LNG 국내 공급을 위한 설비용으로 구성된다. LNG상품가격은 20년 단위의 LNG도입계약(장기도입계약)에 의해 결정되는 바(SPOT도입물량이 부분적으로 영향), 장기도입계약 시점의 국제 LNG시황에 따라 가격결정방식(유가연동 정도)은 지속적으로 변동한다.

개별요금제란 수요자에 대해 특정 도입계약과 연계한 방식으로 LNG 물량을 공급하고 해당 도입계약의 가격 및 공급조건을 바탕으로 요금을 산정 및 부과하는 제도를 말한다. 이에 반해 평균요금제란 수요자에게 부과하는 요금이 특정 도입계약과 연계되지 않고 모든 도입계약과 연계된 가격부과 방식을 의미한다. 평균요금제와 개별요금제를 도식화해서 대비해 보면 그림 2와 같다.

그림 2에서 보는 바와 같이 평균요금제는 상이한 시점에서 계약된 다수의 LNG장기도입계약이 하나의 POOL로 간주되어 평균가격을 형성한 후 동 가격으로 요금을 부과하는 제도이다. 즉 10년 전 도입계약, 7년 전 도입계약 및 5년 전 도입계약, 혹은 SPOT도입계약 등 모든 도입계약으로부터 발생된 도입물량을 가중 평균한 평균가격으로 요금을 부과하는 제도다.

반면 개별요금제는 특정시점의 하나 또는 하나 이상의 도입 계약이 특정발전기에 연동되는 가격결정방식으로 해당 발전기 진입시점의 국제 LNG 시황에 따라 다양한 LNG도입 가격이 형성된다. 개별요금제의 가장 단순한 형태는 하나의 도입계약이 특정 발전기에 직접 대응되는 형태일 것이다. 그러나 실제로는 하나의 도입계약이 다수의 발전기에 대응되거나 2개의 도입계약이 다수의 발전기에 대응되는 형태 또한 도입계약과 발전기를 특정지을 수 있으므로 개별요금제라고 말할 수 있다.

현행 제도상 발전기를 요금부과 방식별로 분류해 보면 KOGAS로부터 LNG를 공급받는 발전기는 평균요금제 발전기로, 자기 책임 하에 LNG를 직접 수입하는 자가소비직 수입발전기는 개별요금제(자가 창출 개별요금제) 발전기로 각각 분류된다.

다. 전력시장의 환경변화 : 자가소비직수입 발전기 급증

국내에서 발전용LNG를 공급할 수 있는 사업자는 가스도매판매사업자인 KOGAS가 유일하다. 그러나 2001년 신규 발전용 및 산업용에 대한 자가소비직수입이 허용된 이후 2005년 신규 발전용 자가소비직수입가(광양복합)가 등장했다. 이후 국제 LNG시장이 양호한 시점에서 발전용 자가소비직수입자가 지속적으로 증가했다.

LNG도입계약은 20년 단위 장기도입계약과 단발성으로 구매하는 스팟계약으로 구성되며 국제 LNG시장은 구매자시장(저가시장)과 판매자시장(고가시장)이 주기적으로 반복되는 특징이 있다.

KOGAS의 경우 국제 LNG 시황보다는 국내 LNG 수급상황(공급안정성)을 우선적으로 고려해 신규 LNG도입 소요물량이 발생할 때마다 장기계약을 체결하되, 어느 시점에서 계약된 물량인지 구분하지 않고 도입되는 모든 물량의 평균가격으로 소비자들에게 LNG를 공급하고 있다(평균요금제).

반면 자가소비직수입이라는 선택권을 보유한 신규 LNG복합발전기의 경우 국제 LNG시황이 유리할 때(국제 LNG시장이 구매자시장) 자가소비직수입(개별요금제)을 통해, 시황이 불리할 경우(국제 LNG시장이 판매자시장) KOGAS로부터 연료를 조달(평균요금제)하고 있다. 이로 인하여 국내 자가소비직수입 물량은 2005년 33만 톤(전체 수입의 1.4%)에서 2018년에는 600만 톤(14.2%)으로 증가하였다. 국내 전체 LNG수요대비 직수입물량 현황은 표 1과 같다.

또한 향후 일정기간 국제 LNG시장은 공급과잉에 따른 구매자 우위시장의 가능성이 높아 신규 LNG도입가격이 기존 KOGAS 평균 도입가격보다 15%내외 낮은 수준에서 유지될 것으로 예상된다. 이에 따라 직수입LNG발전기는 향후 지속적으로 증가할 것으로 전망되고 있으며(직수입 의향조사: 2025년 발전용소비량의 63% 직수입 의향), 극단적으로는 현재 KOGAS 평균요금제가 유지된다면 향후 신규 LNG복합발전은 모두 직수입(자가 창출 개별요금제)으로 이탈 될 것으로 전망된다.

❷ 개별요금제 도입 필요성

국내 전력시장의 발전연료시장(특히 LNG시장)에서 평균요금제(KOGAS 공급 발전기)와 개별요금제(직수입발전기)가 공존하게 되면 전력시장과 가스시장의 부작용을 초래하게 된다. 본 장에서는 KOGAS의 개별요금제 도입 필요성을 전력시장과 가스시장 측면에서 살펴본다.

가. 전력시장 측면 : 연료도입 효율성과 비용배분 형평성 왜곡

의무적 POOL로 운영되는 국내 변동비기반전력시장(CBP)에서 평균요금제 발전기와 개별요금제 발전기가 양립하게 되면 직수입 선택권을 갖는 신규 LNG복합발전기의 경우 초기 진입단계에서 공급자선택권을 통한 체리피킹(Cherry Picking)유인을, 운영단계에서는 SPOT도입 선택권을 통한 Cherry Picking 유인을 갖게 된다. 두 경우 모두 비효율적인 LNG수급관리비용을 유발하게 되며 평균요금제가 존재하는한 동 비용을 평균요금제 고객(도시가스소비자 혹은 평균요금제 적용 잔존 발전용소비자)이 부담하게 된다.

즉, 신규 LNG복합발전기가 직수입을 추진하다가 국제시황이 불리해 공급처를 KOGAS로 전환하게 되면 비용전가 현상이 발생하게 된다. 판매자시장에서 잠재적 직수입자가 KOGAS에게 LNG공급신청을 하게 되면 국내 LNG수급 책임을 담당하고 있는 KOGAS는 고가의 LNG도입계약을 하게 된다. 잠재적 직수입자를 위한 고가의 도입물량은 기존의 KOGAS 도입물량(상대적 저가)과 섞이게 되며, 모든 KOGAS고객에게 부과하는 원료비 평균가격으로 희석화해 반영된다.

또한 이미 자가소비직수입자로 진입한 발전기가 수급조절 목적으로 불가피하게 일정물량의 SPOT물량을 소비하게 되는 바, 직수입발전기 운영기간 중에도 가격전가 현상이 발생할 수 있다.

즉, 직수입발전기 SPOT은 특정 항차 도입가격이 바로 발전연료비로 귀결됨에 반해 KOGAS발전기의 경우 특정 항차의 SPOT물량 또한 기존 장기도입계약 물량 혹은 타 SPOT도입물량과 섞여서 평균가격으로 발전 연료비로 반영되게 되므로 SPOT물량에서 상시 Cherry Picking 현상이 발생할 수 있다. 따라서 의무적 Pool이면서 CBP방식으로 운영되는 국내전력시장의 특성상 평균요금제와 개별요금제가 공존하게 되면 전력시장에서는 발전사간 비용부담의 형평성 및 연료 도입의 효율성이 저하될 수 있다.

나. 가스시장 측면 : 비효율적 수급관리비용의 전가문제

현재 가스시장의 독점적인 도매판매사업자인 KOGAS는 국가전체적인 수급관리책임을 부담하고 있다. 전술한 바와 같이 판매자 우위시장에서 신규 LNG복합발전기가 KOGAS를 LNG공급자로 선택하게 되면 평균요금제 하에서는 요금(원료비) 인상요인이 발생(신규수요 충당을 위해 신규고가물량을 도입함에 따라 평균단가 상승)하게 된다.

또한 원칙적으로 직수입 발전기(개별요금제 발전기)에 대한 수급책임은 없으나 직수입 발전기가 급전지시를 받지 못하면 평균요금제 발전기가 급전지시를 받는 국내 전력시장 운영시스템 특성상 KOGAS가 간접적으로 직수입 발전기의 수급책임까지 부담하고 있다고 볼 수 있다.

가스시장에서 평균요금제와 선택권을 가진 개별요금제가 공존하게 되면 (잠재적)직수입발전기에 비효율적 LNG수급관리비용이 발생할 수 있다. 또한 기술적으로나 현실적으로 이러한 비효율적 수급관리비용을 인위적으로 구분해서 원인자에게 부과할 수 있는 방법이 없다.

결과적으로 동 비용은 평균요금제 고객에게 전가될 수밖에 없다. 더구나 직수입 의향조사에 의하면 국내 발전용 LNG공급량 중 60% 이상(2025년 기준)을 직수입 발전기가 담당할 것으로 예상
되는 상황에서 상기 비효율적 수급관리비용을 KOGAS평균요금제 고객(도시가스용 및 평균요금제 발전용 소비자)이 부담하기에는 그로 인한 부작용이 클 것으로 전망된다. 따라서 KOGAS의 발전용LNG에 대해서 원칙적으로 개별요금제를 강제하고 수급관리비용 발생의 효율성과 배분의 형평성을 제고하는 게 필요하다.

❸ 개별요금제 도입 기대효과

가. 전력시장 측면 : CBP시장의 경쟁효과 제고

현재 국내 전력시장은 대다수 발전기가 동일한 원료비(KOGAS 평균원료비)에서 발전효율경쟁만 하는 시장이며 일부 소수의 LNG복합발전사업자들이 자가소비직수입을 통해(개별요금제) 연료도입 가격경쟁을 하고 있다고 볼 수있다. 기준시장은 KOGAS가 LNG를 공급하는 발전기들이며 예외시장은 자가소비직수입 발전기들이 경쟁하는 시장이다.

발전용 LNG에 대한 개별요금제 도입은 국내 CBP시장을 발전효율과 연료도입가격 경쟁으로 촉진시켜 유효경쟁시장을 활성화시키는데 기여할 것으로 기대된다. 즉, 향후 LNG복합발전기는 KOGAS를 선택하던 자가소비직수입을 선택하던 모두가 개별요금제를 적용받게 되므로 국내 CBP시장의 가격경쟁시장 활성화에 기여할 수 있을 것으로 기대된다.

KOGAS 발전용 LNG에 대한 개별요금제 도입 이후 국내CBP시장을 도식화해 보면 그림 3과 같을 것으로 전망된다.

 

나. 가스시장 측면 : 합리적 도시가스요금 부과에 기여

발전용 LNG에 대한 개별요금제 도입은 국제 LNG시황에 따른 비효율적 수급관리비용을 도시가스 요금으로 전가시키는 부작용을 최소화 할 수 있을 것으로 기대된다. 소비자에게 KOGAS 도입계약 POOL(연도별 누적 장기도입계약 물량)의 평균가격을 부과하는 평균요금제와 달리, 개별요금제에서는 특정 도입계약 각각을 특정 발전기와 연계해 상품을 공급하고 해당물량을 기초로 요금을 산정〮 부과한다. 따라서 국제LNG시황이 구매자시장이던 판매자시장이던 기존 평균요금 소비자의 원료비POOL에는 영향을 미치지 않는다.

국제 LNG시황이 판매자 우위 시장일 경우에는 기존 요금제하에서는 평균요금 소비자(도시가스 소비자)의 요금에 영향을 미치나 개별요금제 하에서는 고가의 장기도입계약이 개별적으로 특정 발전사에 귀속되므로 도시가스 소비자 요금(평균요금제 소비자 요금)에 영향을 미치지 않는다.

국제 LNG시황이 구매자 우위 시장일 경우에도 기존 요금제하에서는 신규 발전사가 직수입으로 이탈하여 자가 창출 개별요금제를 구현할 것이기 때문에 평균요금 소비자(도시가스 소비자)에게 미치는 영향은 미미할 것으로 예상된다.

즉, KOGAS가 개별요금제를 도입한 상태라면 공급주체만 달라지고(자가 조달 → KOGAS 조달) 개별요금제 물량이 확대되는 것 이외에는 평균요금제 소비자에게 미치는 영향은 없다.

❹ 개별요금제 도입에 따른 정책제언

신규 혹은 계약종료 LNG복합발전기에 대한 직수입이 허용된 현재의 가스시장 상황에서 개별요금제 도입은 LNG도입의 효율성 및 비용배분의 형평성제고를 위해 불가피한 요금제도 개선이라 판단된다.

다만 전력시장 측면에서는 직수입 확대 혹은 KOGAS 개별요금제 도입등 따라 효율적 연료 조달 경쟁은 심화되는 반면, 전력시장 참여자들이 부담하는 가격(재무)안정성은 저하될 수 있다. 따라서 발전용 LNG요금제 개선과 더불어 전력시장에서는 시장참여자(발전사업자 혹은 판매사업자)의 재무안정성(판매 혹은 구매가격 안정성)을 제고시킬 수 있는 차액계약제도 도입에 대한 심
도 있는 논의도 필요할 것으로 판단된다