국내 전력 수급의 지역적 불균형 문제와 이를 해소하기 위한 지역별 차등 요금제 및 전력시장 제도 개선의 필요성 doc_id PCY_201610210241354831_1

지금까지 국내 에너지시스템, 특히 전력 수급체제는 중앙정부에 의한 계획수립과 사업 집행이 주로 하향식으로 추진되어 온 측면이 강하다. 이로 인해 지역 자체의 에너지 결정권이 일정 부분 제약되어 왔다고 할 수 있다. 이와 같은 중앙 집중식 에너지 공급방식은 에너지를 안정적으로 공급할 수 있는 장점을 가지고 있으나 전력을 생산하고 수송하는 과정에서 환경 및 사회적 갈등을 야기하는 문제가 발생할 수 있다. 전력 생산과 소비의 이원화, 즉 수도권지역은 전력소비지역, 비수도권지역은 전력생산지역인 현실적 상황은 공급을 위한 입지 갈등이나 송전 손실과 같은 다양한 사회적, 경제적 갈등을 유발하는 문제점을 안고 있다. 우리나라는 현재 전력수요가 수도권에 집중돼 있는 반면, 전기를 만드는 발전소는 수요지와 거리가 먼 지역에 위치해 있다. 때문에 수도권으로의 장거리 전력수송을 위해 초고압 송전선로를 건설해야 하는데, 집단민원으로 인해 신규 송전선로 건설이 한계에 부딪히고 있는 실정이다. 따라서 지역 간 전력수급 불균형 해소를 위해 지역별 전력시장 가격 또는 송전요금 차등을 통한 지역 시장가격이나 송전요금 도입이 필요하다는 주장이 제기되고 있다. 현재 우리나라 전기요금은 6개로 구분(주택용, 교육용, 산업용, 농사용, 가로등, 일반용)된 용도별 차등요금제로 운영된다. 각 용도별로 부하 패턴의 차이에 따라 발생하는 공급원가의 차이를 반영하기 위하여 부하패턴이 유사한 소비부문별로 구분하며 저소득층 농어민 보호, 에너지 절약, 산업경쟁력 제고 등 정책적 교차보조를 통하여 국가의 정책요인을 반영한다. 2013년 현재 모든 용도에서 원가 이하의 요금을 적용하고 있으며, 전기를 많이 사용할수록 보조를 받는 규모가 증가하는 상황이다. 주택용, 일반용은 단순히 전기를 소비하는 용도로 보아 에너지 절약을 유도하기 위하여 상대적으로 높은 요금을 부과하며 산업용, 농사용은 해당 산업의 경쟁력 제고를 위하여, 가로등, 교육용은 공공 목적으로 예산 부담을 고려하여 상대적으로 낮은 요금을 부과한다. 그리고 발전연료 가격의 급등과 같은 가격 인상요인이 소비자 요금에 반영되지 않으면서 95.1%의 원가회수율을 기록하고 있으며 용도 간 교차보조는 수용가 간 형평성을 저해하고, 자원배분의 왜곡을 일으켜 소매경쟁 확대에 걸림돌로 작용한다. 앞서 언급했던 국내 전력소비량 및 발전량, 발전설비(발전원별설비)의 지역별 불균형은 결국 지역별 수급불균형으로 나타날 수밖에 없는 실정이다. 수도권은 수요에 비해 발전설비가 부족한 관계로 발전량에 비해 수요량이 초과하며 반대로 비수도권은 발전량이 수요량을 초과하여 잉여발전량이 발생한다. 지역별 발전량 대비 초과 소비량을 정리한 것으로 지역별 소비량에서 발전량을 뺀 전력소비량을 의미하며 양(+)의 수치는 초과소비량을 의미하고 음(-)의 수치는 잉여 발전량을 의미한다. 지역별 초과 전력소비량은 가장 높은 지역은 경기이며 두 번째로 높은 지역 역시 서울로 기록되었다. 비록 인천지역은 소비량에 비해 발전량이 많아 잉여발전량을 가지고 있는 것으로 나타났지만 수도권 전체로 보면 2013년 기준으로 58,100GWh의 초과 전력소비량이 있는 것으로 기록되었다. 비수도권은 발전설비가 집중된 경북, 충남, 경남 등에서 많은 잉여발전량이 발생하여 2013년 기준 100,399GWh의 잉여발전량을 기록하였다. 수도권의 발전량 대비 높은 초과수요로 인해 발생되는 지역별 수급불균형의 문제는 과거부터 현재까지 지속적으로 발생해 왔다. 본 절에서는 전력시장 모의를 통해 향후 13년(2016~2029년) 동안의 지역별 전력수급을 분석하였다. 본 모의는 지역별 수요량과 발전량을 비교하여 지역별 전력자급율, 특히 수도권의 전력자급율을 분석하는 것이 목적이라고 하겠다. 기본 자료는 제7차 전력수급기본계획(2015.7.22.)에서 제시된 지역별 전력 수요예측량과 발전설비계획을 사용하였으며, 전력시장 모의 프로그램(M-CORE)을 이용하여 지역별 발전량을 추정 하였다. 2016년부터 2029년까지의 지역별(수도권/비수도권) 수요량 및 발전량과 전력자급율(지역별 발전량/지역별수요량)을 나타낸다. 수도권 지역의 전력수요는 지속적으로 증가하는 반면, 발전량은 2016년부터 2020년까지 소폭 증가하다가 29년까지 지속적으로 감소하는 것으로 추정되었다. 이에 따라 수도권의 전력자급율은 2016년부터 2021년까지는 50%를 상회하나 2022년부터는 지속적으로 감소하여 41%까지 떨어지는 것으로 추정되었다. 지역별로 전력소비의 용도별 비중(2014년)을 표시한 것이다. 수도권의 경우 서비스업 용도와 산업용 용도가 각 38%, 36%를 기록하며 유사한 비중을 보이지만 수도권 내에서도 서울과 경기 및 인천의 용도별 전력소비 특징이 상이하게 나타나는 것을 주목할 필요가 있다. 서울의 경우 전력의 서비스업 용도 사용이 59%를 차지하며 가장 높은 비중을 기록하였지만 경기 인천은 산업용 수요가 50%를 상회하는 높은 비중을 나타낸 것을 볼 수 있다. 비수도권의 경우 전반적으로 산업용 수요가 가장 높은 비중을 차지하는 것을 알 수 있다. 특히 비수도권 지역 중 전력소비비중이 높았던 경북, 충남, 경남, 울산, 전남은 산업용 비중이 50%를 훨씬 상회하며 부산, 대구, 대전 등 주요 지방 거점 도시는 산업용 비중에 비해 서비스업 비중이 높은 것으로 나타났다. 즉 서울로 대표될 수 있는 도시지역은 산업용 비중에 비해 서비스업, 주거용의 비중이 상대적으로 높게 나타났으며 도시지역을 제외한 도서지역은 산업용의 비중이 매우 높은 것을 볼 수 있다. 비수도권 전체를 고려할 경우 역시 산업용의 비중은 56%를 기록하며 가장 높은 비중을 보였으며 서비스업, 주거용 순으로 기록되었다. 이는 수도권의 소비비중과는 상이한 결과라고 할 수 있다. 2004년 6월 노사정위원회의 권고에 따른 배전분할중단은 한시적 운영을 목적으로 개설된 발전경쟁 전력시장에 대해 제도개선을 요구한다. 이는 발전경쟁시장에서 도매경쟁시장으로의 이행이 중단되며, 판매부문에 대한 경쟁도입 없이 발전부문의 경쟁만이 계속됨을 의미하기 때문이다. 또 지속적인 연료비 상승, 공급 예비율 저하 및 신재생에너지 발전사업자, 구역전기사업자 등 다양한 전기사업자의 출현 등 전력시장을 둘러싼 환경도 크게 변화했다. 따라서 이러한 대외적 변화와 도매경쟁시장의 도입 중단을 반영해 기존의 발전경쟁 체제에서 전력시장의 경쟁요소를 강화해야 할 필요성이 더욱 더 증가하였다. 이를 반영하여 개발된 경쟁요소 중 하나가 2007년부터 전력시장에 도입된 한계송전손실계수(TLF)이다. 해외에서 이와 유사한 사례는 미국의 지역한계가격(LMP) 제도를 통한 가격차등제도일 것이다. LMP는 발전비용, 송전혼잡비용 및 송전 손실을 모두 반영한 가격으로 각 비용 구성요소를 살펴보면 한계발전비용은 발전관련 제반 비용이 반영된 발전비용의 한계값을 의미하며 송전혼잡비용은 전력계통 운영 시 송배전설비에 흐르는 전력수송량이 자체 용량한계 또는 안정운영한계를 초과하거나 근접한 상태를 계통혼잡에 따른 비용이라고 볼 수 있다. 송전손실비용은 송전계통을 통한 전력수송 과정에서 송변전 설비에 의해 손실되는 에너지인 손실전력량을 한계값으로 계량화한 수치로 설명될 수 있을 것이다. 이와 같은 지역별 도매가격 차등가격체제는 PJM, NYISO, CAISO 등을 비롯한 미국 대다수의 전력시장에서 운영된다.