교통 SOC 투자사업의 수요예측 및 사후평가 체계의 문제점과 전력 시장의 정산금 제도 및 발전 공기업의 재무 현황 분석 doc_id PCY_201506250904418751_19

이처럼 교통수요예측에 대해 모니터링을 할 수 있는 제도가 있음에도 실제로 작동하지 않는 것은 현재 투자 평가 시스템이 사업비를 중심으로 작동하고 있기 때문이다. 총공사비 변화는 총사업비 관리지침에 의해 주무부처인 국토교통부와 기획재정부에 의해 각 설계 및 시공단계별로 모니터링이 되고 있다. 그러나 여건변동에 의해 교통수요 예측치가 변화하는 경우, 현재 수요예측재조사, 타당성재조사, 타당성재평가 등이 전혀 실시되지 않고 있다. 다만, 2014년 2월 국토교통부는 사업 전 단계에 걸쳐 신도시 개발계획 변경, 대체수단 건설 등 여건변동이 제대로 검토되었는지 점검하는 중간점검 시스템을 도입하기로 결정하고, ｢국토해양 총사업비 조정지침｣을 개정하였다. 중간점검 시스템의 주요 내용은, 총사업비 변경 조정 시 전문기관(한국교통연구원)의 검토와 투자심사위원회 심의를 통해 여건변동 사항도 함께 점검하는 방식이다. 교통 SOC 투자사업의 효과를 평가하려면, 우선 타당성조사 시 예측했던 대로 교통수요가 발생하는지를 점검해야하고, 당초 예상했던 경제성이 확보되었는지를 분석할 필요가 있다. 이를 위해서는 계획단계부터 사후평가단계까지 교통 SOC 투자와 관련된 정보의 신뢰성과 정확성이 담보되어야 한다. 그러나 앞서 고속도로 분석사례에서 볼 수 있는 것처럼 수요예측오차를 분석할 때 타당성조사 보고서 외에 사회 경제지표 예측, 주변 지역 장래계발계획 등 교통수요예측을 실시하면서 이용한 자료는 체계적으로 축적되지 못하고 있다. 이런 경우 수요예측이 적정했는지에 대한 구체적인 분석은 수행하기 어려울 것이다. 또한 부정확한 수요예측은 경제성 분석결과에 영향을 미치는데, 사후평가를 실시할 때 이에 대한 정확한 검증을 수행할 수 없게 된다. 발전소에서 발전된 전력은 한국전력거래소에서 한국전력공사에게 판매된 이후, 소비자에게 판매된다. 한국전력거래소에서 발전소와 한국전력공사 간에 이루어지는 전력거래에서 지급되는 전력정산금액은 에너지정산금과 용량정산금, 기타정산금으로 분류된다. 발전사업자들이 거래일 전일 공급가능한 발전용량을 입찰하며, 한국전력거래소는 시간대별 수요에 맞게 비용이 저렴한 순서대로 발전기와 발전량을 결정한다. 거래일 전일 입찰에 참여한 발전기에 대해서는 발전여부나 발전기의 종류와 관계없이 모든 발전기들에게 일정한 금액의 용량요금이 지급된다. 이는 발전기 설비투자와 고정적인 운전유지비에 대한 보상이다. 에너지정산금은 발전기가 발전하는 동안에 소요되는 연료비 등에 대한 보상의 성격을 갖는다. 에너지정산금을 결정하는 데 가장 중요한 요소는 계통한계가격과 정산조정계수이다. 즉, 전력시장에 참여한 발전기의 실제 소요된 변동비가 가장 높은 발전기가 해당시간대의 계통한계가격(SMP: System Marginal Price)을 결정하는데, 에너지정산금은 민간발전사에 대해서는 계통한계가격으로, 발전자회사에 대해서는 계통한계가격에 0∼1 사이의 정산조정계수를 적용하여 정산한다. 거래 당일에는 운영발전계획을 수립하여 실시간 급전을 하고 거래된 발전기에는 변동비에 해당하는 에너지정산금을 지급한다. 그런데 실시간 급전 과정에서 각각의 발전기는 계통운영 상의 문제 등으로 발전계획 상의 발전계획량보다 적게 발전하거나 전력수요량의 급증 등의 이유로 발전계획에 포함되어 있지 않은 발전기가 초과발전을 하기도 한다. 가격결정발전계획의 발전계획량보다 적게 발전된 전력량에 대해 기대수익을 정산해주는데 이를 제약비발전 정산금이라고 하며, 반대로 가격결정발전계획의 발전계획량을 초과하여 발전된 전력량에 대한 정산금을 제약발전 정산금이라고 한다. 이 외에, 신재생에너지 공급의무화제도에 따라 발전사업자가 신재생에너지 의무공급량을 이행하는데 소요되는 비용에 대한 정산금이 있고, 전력계통의 신뢰성, 안정성을 유지하고, 전력거래를 윈활하게 하기 위해 전기사업자가 제공하는 보조서비스(주파수조정, 예비력, 자체기동서비스 등)에 대한 정산금이 있다. 용량요금은 실제 발전여부와 관계없이 발전계획 수립 시 입찰하는 모든 발전기에 동일한 기준가격으로 지급되고 있다. 공급예비율이 높은 경우, 발전계획에 포함되어 있지 않으면서 용량요금이 지급되는 발전기가 많아지게 된다. 더욱이, 앞으로 신규 발전설비의 확충으로 공급예비율이 많이 올라갈 것으로 예상되는데, 이때 용량요금 문제는 더욱 크게 부각될 것으로 예측된다. 용량요금제도를 효율적으로 개선하기 위한 한 가지 방법은 예비율이 낮은 경우에는 높은 용량요금을, 예비율이 높은 경우에는 낮은 용량요금을 지급하는 등 예비율과 연동하여 차등적으로 지급하는 방안이다. 한국전력거래소는 2007년부터 연간공급예비율 수준에 따라 기준용량요금을 차등화하고 있다고 설명하고 있다. 즉, 당해연도 공급예비율 전망이 적정 공급예비율 이하면 신규건설 촉진을 위해 기준용량요금을 높게 지급하고, 적정 공급예비율을 초과하면 기준용량요금을 낮게 주는 방식이다. 2007년부터 2015까지 매년 전력시장에서 예측된 공급예비율을 보면 2014년까지는 5~14% 수준이나, 2015년도에는 23% 수준으로 급격히 증가하였다. 용량요금이 없다면 발전설비 투자비나 고정운전유지비용을 회수할 수 없게 되며, 첨두부하발전기에 대한 투자를 할 유인이 없어진다. 용량요금과 관련하여, 기준가격 수준이 적절한가와 더불어, 요금제도가 효율적인가도 살펴볼 필요가 있다. 용량요금은 기준요금 7.46원/kWh을 기본으로 하면서, 계절과 시간에 따라 최저 0.4배에서 최고 2.12배를 지급하도록 설계되어 있다. 이에 따라 전력수요가 적은 봄·가을철의 심야시간 대에는 2.98원/kWh를, 전력수요가 많은 여름철 낮시간에는 15.82원/kWh를 지급함으로써 전력수요를 일부 반영하고 있다. 그러나 전력수요는 계절이나 시간뿐만 아니라 공휴일인가 여부에 따라서도 크게 다르다. 2013∼2014년의 요일별 공급예비율을 계산해보면, 평일에 비해 토요일과 일요일의 공급예비율이 가장 높다. 특히, 2014년 일요일의 공급예비율은 47.5%에 달하고 있다. 2014년 한국전력공사와 6개 발전자회사 모두 당기순이익을 기록하였으며, 영업이익을 이자비용으로 나누어 산출하는 이자보상배율은 모두 1 이상을 기록하여 채무상환능력에는 큰 문제가 없는 것으로 나타났다. 특히, 한국전력공사는 1조399억원의 당기순이익을 기록하여 2년 연속 흑자를 기록하였다. 그 결과 자산은 전년도에 비해 1조4,692억원 증가하였으나 부채는 2,524억원 감소하여 부채비율은 135.8%에서 129.9%로 5.9%p 내려갔다. 6개 발전자회사 모두 당기순이익을 기록하였으나, LNG 발전 비중이 큰 한국남부발전의 당기순이익이 가장 적었다. 그 결과 전력공기업 중 한국남부발전의 부채 증가폭이 1조3,278억원으로 가장 많이 증가하여 부채비율은 2013년 113.4%에서 151.1%로 37.7%p 상승하였다. 발전공기업 중 부채비율이 가장 높은 곳은 한국서부발전으로, 2013년 127.8%에서 2014년 156.2%로 28.4%p 상승하였다.