우리나라 전력시장의 용량요금제도 개선방안에 관한 연구

우리나라 전력시장에서는 변동비반영원가시장의 구조를 고려하여 2001년 3월 28일에 개최된 제1차 전력시장운영위원회에서 용량요금제도를 도입하기로 결정하였다. 즉, 용량요금 제도는 전력시장이 필요로 하는 자원수급의 적정성, 특히 공급 적정성 확보를 위하여 채택되었다고 할 수 있다. 이는 용량요금이 발전입찰에 참여한 발전기들의 시간별 공급가능용량에 대한 보상 기준가격으로서 발전사의 한계고정비용(Marginal Fixed Cost)을 추정하여 보상하는 것이라 볼 수 있다. 따라서 용량요금은 발전회사의 실제 발전량에 관계없이 입찰량, 즉 최대 가용능력을 신고한 물량에 의해서 지급되고 있다 일반적으로 용량가격은 전력시장에 진입하는 첨두부하용 발전소의 고정비 즉, 건설투자비와 고정운전유지비의 합을 바탕으로 산정된다. 전력시장이 출범할 당시에 용량가격 결정을 위한 기준발전소는 울산복합발전소 중 가스터빈 부분을 기준으로 산정되었다. 당시에 기준발전기 선정을 위한 검토대상 발전소로는 우리나라 전력계통에서 운전 중이던 4개의 서인천복합 #1,2(1,880 MW), 신인천복합 #1,2(당시명칭 서인천복합 #3,4), 울산복합#2, 평택복합 등 4개 LNG복합발전소가 운영중이었다. 우리나라 전력시장에서 용량요금이란 전력시장의 입찰에 참여한 발전기에 대하여 해당 시간의 입찰용량에 대하여 정해진 용량요금 가격단가 즉, 용량가격으로 보상하는 금액을 의미한다. 현재 우리나라 전력시장에서는 발전입찰용량에 대해 적용하는 용량가격은 피크기간과 일반기간 및 각각에 대한 경부하 시간대, 중간부하시간대 및 최대부하시간대로 구분하여 서로 다르게 지급하고 있으며, 또한 수도권, 비수도권, 제주지역으로 구분하여 지급하고 있다. 현재, 제주지역을 제외한 육지에 대해 지급하는 기준용량가격은 매 시간당 7.46원/kW이다. 여기서 기준용량가격이란 세부 용량가격을 결정하기 위한 평균용량가격의 의미를 가진다. 용량요금은 발전설비 고정비 즉, 건설비용 및 고정운전비용을 보전하는 성격을 갖기 때문에 전력시장에서 발전설비에 대한 투자를 촉진하는 제도로서 도입되었다. 현 전력시장에서 발전기들은 운전할 수 있는 상태를 유지하기만 하면, 실제 운전여부와 관계없이 용량요금을 지급받기 때문에 발전소로서는 고정비 성격의 수입원이 된다. 이러한 안정적인 수입원이 있기 때문에 발전회사로 하여금 발전설비에 대한 투자를 촉진시키는 역할을 한다. 2001년 이후에 시장에 진입한 발전기의 건설비용이나 운전유지비용 등은 물가상승의 영향을 받아서 매년 상승하여 왔으나, 용량요금은 이러한 비용인상분을 적절히 반영하지 못하였다. 또한, 현재의 기준발전기는 이미 오래전에 채택되었기 때문에, 향후 기술진보 및 환경규제 기준 강화에 따라서 전력시장에 진입할 수 있는 표준적인 설비구성과는 큰 차이를 나타내고 있다. 따라서 현재 운영 중인 용량요금이 본연의 역할인 신규투자를 유도하고 적정한 전원을 유도하기 위한 방향으로 진화하고 있는지에 대한 재검토는 현 시점에서 매우 중요하다. 용량가격 산출에 기준이 되는 기준용량가격은 우리나라 전력시장에서 발전기들이 입찰한 단위용량에 대한 평균적인 보상단가이다. 이러한 기준용량가격은 기준발전기가 1년 동안에 회수하여야 하는 고정비 즉, 기준발전기 건설비 연금액(원/kWy)과 연간운전유지비를 평균적인 연간 입찰 가능용량으로 나눔으로써 산출된다. 따라서 기준용량가격을 구체적으로 산출하기 위해서는 기준발전기에 대한 총건설비와 연간운전유지비, 할인율, 및 가용률 등에 대한 자료가 필요하다. 당시에 용량가격 기준발전소의 건설투자비를 연간균등화설비비(투자비연간 고정분담금)로 환산하기 위한 할인율은 당시 전력수급기본계획에서 적용하던 것과 동일하게 실질할인율 8%로, 그리고 발전소 수명기간 또는 내구년한은 30년으로 설정하였다. 또한 당시의 발전기 1기당 연평균 보수일수(24.86일)를 고려한 기준발전기의 연간 입찰가능시간인 가동률은 93%로 산정하였다. 그러나 이후에는 기준용량가격을 물가상승에 따라서 매년 재 산정하는 것이 원칙이나, 매년 재산정하지 못하고 비용평가위원회에서 초기 설정된 값을 계속 사용하도록 결정하여 왔다. 이는 용량가격을 재산정하기 위한 기초자료가 마련되지 못했을 뿐 아니라 전력시장 가격이 상승함에 따라 발생되는 발전부문의 초과이윤을 억제하려는 측면도 있었던 것으로 판단된다. 다만, 2004년도 말에는 기존 자료를 이용하여 용량가격 결정 기준발전기를 울산복합에서 신인천복합으로 변경하고 신인천복합의 운전유지비를 반영하였다. 또한, 연간 실질할인율을 당시 여건을 반영하여 8%에서 7.5%로 조정하였다. 그러나 재산정 결과는 일반시장의 경우에 초기부터 사용한 용량요금인 7.17원/kW과 동일하였다. 현행 우리나라 전력시장에 적용되고 있는 기준용량가격의 수준은 2001년 전력시장이 출범할 때에 결정된 가격과 사실상 차이가 없다. 이는 발전소의 건설비용이나 운전유지비용 등은 물가상승의 영향을 받아서 매년 상승하지만, 그동안 이러한 비용인상분이 합리적으로 반영되고 있지 못하였음을 의미한다. 또한, 용량요금의 적정 수준 외에도 용량요금을 결정할 때에 기준이 되는 발전기의 표준발전설비도 현재 건설되고 있는 발전기는 과거의 발전기와 차이가 존재한다. 이로 인하여 현재 운영 중인 용량요금이 본연의 역할인 신규투자를 유도하고 적정한 전원을 유도하기 위한 방향으로 설계되고 있는 지에 대한 검토는 현 시점에서 중요한 문제이다. 그동안 용량요금이 인상되지 않은 주요한 원인은 크게 두 가지로 볼 수 있다. 첫째, 현재 우리나라의 용량요금 지급기준은 가스터빈으로 되어 있으나 실제로는 가스터빈 발전기에 대한 건설은 이루어지지 않고 있기 때문에 용량요금 재산정을 위한 실질적인 자료가 부족하다는 점을 들 수 있다. 우리나라 전력시장의 용량요금은 그동안에 발전기 건설비 상승과 운전유지비가 큰 폭으로 상승하였지만 용량요금은 이를 반영하지 못하여 왔다. 이는 현재의 용량요금 수준이 발전사업자에게 올바르게 투자유인을 제공하고 있지못함을 의미한다. 특히, 현행 용량요금은 실질할인율을 바탕으로 설계되었기 때문에, 전력시장운영규칙에 따르면 매년 물가 상승을 반영하여 기준용량가격을 재산정하여야 함에도 불구하고 이러한 원칙이 지켜지지 않고 있다. 그동안 기준용량가격이 현실화되지 못한 이유는 발전기들이 전력시장에서 얻는 변동비 차익이 적정 수준을 상회하였기 때문이다. 즉, 용량요금 자체만을 볼 때는 물가상승에 따른 현실화 필요성은 인정되지만, 전기요금이 제대로 인상되지 않은 상황에서 전력시장에서의 구매자인 한전의 구매비용 상승을 감당할 수 있는 방안이 없었기 때문으로 판단된다. 그동안 우리나라 전력시장에서 전력도매가격이 높게 형성된 주요한 이유는 한편으로는 유연탄은 200% 이상, 그리고 LNG는 100% 이상 연료가격이 상승하였기 때문이다. 다른 한편으로는 전력수요가 장기예측치보다 훨씬 높게 나타남에 따라 예비율이 매우 낮은 수준으로 급격히 하락하면서 전력도매가격 상승효과가 발생하였다. 그러나 이러한 상황은 올해부터 반전되고 있다. 구체적으로 석탄, 원자력 등 신규발전기가 대거 전력시장에 진입하고, 발전연료가격이 안정세를 유지하고 있어서 전력도매가격이 큰 폭으로 떨어지고 있는 상황이다. 이는 신규 기저발전기가 시장에 지속적으로 진입함에 따라 예비율이 상승한 것이 기인하고 있다. 이러한 전력도매가격의 하락 추세는 중장기적으로 지속될 것으로 보인다. 그러나 이와 같이 전력도매가격이 지속적으로 하락하고 있음에도 불구하고 최근에 이루어진 두 차례에 걸친 전력소매요금의 인상으로 인해서 전력시장 구매자인 한전의 수익성은 앞으로 크게 개선될 것으로 전망된다. 따라서 현재의 요금구조 하에서는 한전의 적자는 더 이상 우려되지 않는 반면, 발전회사 특히, 첨두부하용 발전기인 LNG 복합발전소는 큰 폭의 적자가 발생할 것으로 전망된다.