7.6원서 최소 1원내외 최대 4원선 CP 인상안 검토
전력당국, 지역별 용량계수 반영 등 규칙개정 심의

2011년 발생한 9·11 순환단전 사태 이후 전력예비력 부족현상을 타개하기 위해 건설기간이 짧은 LNG복합화력에 대한 투자가 집중됐다. 현재는 원자력발전소를 비롯해 1000㎿급 대용량 유연탄발전 등 기저발전을 중심으로 신규 건설이 활발히 진행되고 있다.
이에 따라 과거 5%까지 떨어졌던 전력예비력은 이제 12%를 넘어서 20%까지 회복될 것이라는 전망도 나오고 있다.
지난해부터 전력예비력이 충분히 확보되면서 새로운 문제가 대두되고 있다. 바로 고정비용으로 인식되는 용량가격 또는 용량요금(Capacity Price, CP) 현실화 문제다.
원전, 유연탄 화력발전 등으로 대변되는 기저발전기의 가동이 늘어나고 경제급전에 따라 LNG복합화력 가동이 줄어들면서 자연스레 LNG발전기의 수익이 악화되고 있다. 이에 따라 15년째 제자리걸음을 하고 있는 용량요금에 대한 현실화에 대해 민간발전사를 중심으로 그 목소리가 커지고 있다.
특히 CP 현실화가 초읽기에 들어가면서 인상 규모와 함께 지역별 용량계수 반영이 관심사로 급부상하고 있다.

2001년 전력시장 개설부터 적용
용량요금은 국내 전력산업구조개편과 그 궤를 같이한다. 2001년 전력산업구조개편으로 한전에서 발전사업자인 발전6사가 분사되고 전력거래소가 설립되면서 전력시장이 본격적으로 열렸다. 과거 한전 독점시대와는 달리 다수의 발전사업자가 생기면서 발전사업자가 생산한 전력을 한전에서 바로 구매하는 것이 아닌 전력시장이라는 제 3의 플레이어를 통해 구매하게 되는 시스템이 열린 것이다.
당시 개설된 시장은 변동비를 반영해주는 변동비반영시장(Cost-Based Pool)이다. 이 CBP시장은 매번 개정을 거쳤지만 현재까지 여전히 유지되고 있다.
CBP시장은 고정적으로 보상을 받는 고정비 개념인 CP에다가 매월 변동되는 연료비 등이 반영된 계통한계가격(SMP)으로 대변되는 변동비용을 보장해주는 시장구조다. 즉 발전사업자는 전력을 생산하는 데 드는 비용을 CP와 SMP로 돌려받는 셈이다.
전력시장 운영규칙상 용량가격의 사전적 의미는 거래시간별 중앙급전발전기 및 중앙급전전기저장장치의 공급가능용량에 적용되는 전력시장가격(원/㎾h)을 말한다. 기준용량가격은 용량가격 결정기준 발전기가 기본 운영조건에서 해당 고정비 연금액을 회수할 수 있도록 설정된 단위시간 및 단위출력당 보상가격(원/㎾h)을 말한다.
다시 말하면 용량요금은 발전설비 투자를 유도하기 위해 건설투자비 등 고정비용 일부를 보상하는 전력시장 정산금이다. 용량요금을 구성하는 주요 요소 가운데 하나인 기준용량가격은 ㎾h당 7.17원으로 유지되다가 2007년 7.46원으로 올랐고 올해초에는 송전접속비용이 0.18원에서 0.25원으로, 수전전력요금이 0.11원에서 0.18원으로 소폭 상승함에 따라 올해 초 7.60원으로 0.14원 올랐다.
발전회사는 전력량정산금과 용량정산금, 기타정산금을 합해 전력거래소로부터 정산을 받게 된다. 전력량정산금은 계획발전전력량정산금과 계통제약발전전력량정산금(SCON), 발전사업자요구발전량정산금(GSCON)이 포함된 제약발전전력량정산금으로 구성된다. 기타정산금은 계통운영보조서비스정산금(ASP), 제약비발전정산금(COFF) 등으로 구성된다.

왜 용량요금 인상 필요성이 제기됐을까
용량요금은 필요시 매년 재검토할 수 있지만 큰 변화는 없었다.
1994년 공급예비력 3%, 2003년 17%, 2012년 5%로 전력 공급예비율이 약 10년을 주기로 최고·최저점을 찍고 있다. 문제는 2011년 9·15 순환단전 이후 3년 사이 대대적인 발전설비 확충으로 인해 2015년부터 예비율이 12%수준으로, 2020년에는 30%까지 육박할 것이라는 우려의 목소리가 커지고 있다.
1998년부터 2006년까지 연평균 전력예비율은 10%를 넘어섰으며 2003년에는 17%라는 최고치를 찍었다. 전력산업구조개편이 있었던 2001년부터 예비력이 충분히 남아돌면서 LNG 발전기의 가동률은 20%선까지 뚝 떨어졌다. 심지어는 약정물량을 초과해 발전소를 가동할 경우 전력산업기반기금에서 지원까지 해줬다.
약 10년이 흐른 지금 상황은 비슷하다. 단지 당시에는 지금과 같이 LNG발전소를 주축으로 한 민간발전사업자들이 비중이 미미했다. 하지만 지금은 ‘민자발전’이라는 플레이어가 있다.
현재 우리나라 전력시장은 경제급전의 원리가 적용, 발전단가가 싼 발전기부터 우선 가동된다. 이렇다보니 최근에는 발전단가가 싼 원전과 화력발전 등 기저발전의 가동률이 높아지고 반대로 발전단가가 비싼 LNG발전기는 가동률이 뚝 떨어졌다.
이러한 상황은 변동비로 대비되는 SMP변동으로 확실히 알 수 있다. 연 평균 SMP를 살펴보면 2008년 국제 연료비가 급등하면서 처음으로 100원을 넘어선 122.63원/㎾h을 기록하더니 9·11순환단전 이후인 2012년에는 160.83원까지 치솟았다. 당시는 고정비인 CP가 지속적으로 ㎾h당 7.46원에 불과했지만 변동비인 SMP가 높아 발전6사던 민자발전사던 충분히 이익을 남길 수 있었다.
하지만 2015년부터 충분한 예비력이 갖춰지면서 SMP는 101.78원까지 폭락했으며 올해는 80원선을 기록하고 있다. 상황이 역전되다보니 고정된 CP와 변동비인 SMP로는 LNG발전기의 수익을 기대할 수 없는 상황이 펼쳐졌다.
이렇다보니 현재의 전력시장제도, 적용 범주를 좁혀 기본 물가인상률조차 반영되지 못한 용량요금에 대해 전력시장에 참여하는 플레이어의 불만이 커졌다.

정부의 전력시장 제도 개선 방향은
산업통상자원부가 지난해 발표한 전력시장제도 개선안에 따르면 우선 전기사업법령, 전력시장운영규칙 등을 개정해 우리나라 전력시스템의 특성·해외사례 등을 감안해 수요지 인접 정도·배전망 등 연계선로·용량규모 등을 구성요소로 포함하는 분산자원의 개념과 유형을 제도화하기로 했다.
산업부는 전력 수요지 인근 입지를 우대하는 가격신호도 제공키로 했다.
수요지 인근 전원(電源)이 급전계획 수립 시 우선 순위를 받고 더 높은 에너지 시장 정산금이 지급될 수 있도록 송전손실계수(TLF)를 내년부터 100% 적용키로 했다. 송전손실계수는 2007년 도입 후 순차적으로 확대되고 있으며 발전소와 수요지까지의 송전손실을 수치화한 것으로 수요지 인근일 경우 1보다 크고, 수요지에서 멀수록 1보다 작아지면서 줄어든다.
용량요금 구성 요소 중 지역별 용량계수(RCF) 산정 시에도 발전소의 수요지 인근 위치 여부를 반영(TLF 적용)해 분산형 자원을 우대키로 했다. 즉 지역별 용량계수(RCF)=(지역별 최대수요/지역별 공급능력)×TLF의 산식이 도입되는 것.
발전소의 전력망(grid) 이용 비용인 송전이용요금을 발전소의 위치에 따라 차등적으로 부과해 장거리 송전망을 이용하지 않는 분산자원에 대해 인센티브를 부여하는 방안도 고려된다.
아울러 산업부는 용량요금 개편을 통해 기후변화 대응 요소 도입과 체계를 정비키로 했다. 즉 온실가스 배출이 적은 연료를 사용하는 발전기를 우대하는 연료전환 계수(FSF)를 용량요금 산정 시 도입해 기후변화 체제에 대비하겠다는 것.
이에 따라 용량요금은 기준 용량요금(RCP)×지역별 계수(RCF)×연료전환계수(FSF)로 구성된다. 이 중 연료전환계수(FSF)는 환경기여도와 발전기여도를 합산해 산출하고, 환경기여도는 전력 전체 평균배출계수에 발전기별 배출계수를 나눠 산출한다. 발전기여도는 발전기 최소 이용률 수준을 고려해 차등화된다.
기준 용량요금(Capacity Price)을 구성하는 건설투자비와 운전유지비 산정기준을 신규 발전기와 기존 발전기의 특성에 맞게 적용할 수 있도록 합리적으로 개편한다. 신규 발전기의 경우 새롭게 기준 발전기(가스터빈)를 선정하고 同 발전기의 진입연도에 따른 건설투자비를 지급하고 진입연도별 기준발전기의 매년 매년에 해당하는 운전유지비를 지급하게 된다.
기준발전기는 가장 저렴한 투자비용으로 가장 빠른 시간 내에 진입 가능한 발전기하 된다. 기존 발전기는 안정성과 형평성 확보를 위해 기존 기준발전기(신인천 가스터빈)를 사용하되 발전기별로 진입연도에 상응하는 건설투자비를 지급하고 기준발전기의 매년 매년에 해당하는 운전유지비를 지급한다. 다만 과거 에너지시장가격(SMP) 상승으로 인한 초과수익 부분도 함께 고려키로 했다.
아울러 산업부는 분산자원 사업자의 경쟁력 향상을 지원하기 위해 LNG 발전소가 전력계통의 필요에 의해 운전될 경우 지급되는 계통제약 운전(SCON)과 집단에너지의 열제약 운전(GSCON)에 따른 연료비 보상을 합리성이 인정되는 범위 내에서 확대키로 했다. 세부적으로 보면 LNG발전소는 발전기의 운전효율 하락과 기동 및 정지 반복에 따른 연료비 증가분을 보상하고 집단에너지는 현재의 증분비 보상 외에 전기 생산에 소요된 공통비용을 추가 보상한다.
현재 발전과 판매 사업을 겸하고 있는 구역전기사업자는 열수요가 낮은 6~9월만 전력시장에서 전기를 구매할 수 있도록 한 것을 봄·가을에도 구매할 수 있도록 연장확대하고 일정 수준 혁신역량(에너지신사업 접목 능력, 對소비자 서비스 개발 능력, 발전기 가동률, 입주율 등)을 보유한 사업자에게는 요금제 다양화·용량요금 지급 등 인센티브 부여를 추진한다.
수요지 인근에 위치한 소규모 분산형 전원으로서의 역할을 강화할 수 있도록 정책적 인센티브 제공의 대상이 되는 집단에너지는 타 사업자에 준해 적정용량 규모로 제한(의제구역형 집단에너지사업자와 동일한 용량(150㎿ 이하로 제한)하는 방안도 검토키로 했다.

향후 전망
2014년 국정감사 당시에는 입찰에만 참여하고 실제로 발전을 하지 않고 용량요금을 정산받은 발전기에 대한 지적이 나오면서 용량요금제도 개선에 목소리가 높았다. 이와 함께 전력예비력이 충분히 유지되면서 가동률이 떨어진 민간발전사를 중심으로 용량요금에 대한 인상요구가 꾸준히 제기됐다. 특히 신규로 준공된 LNG발전기를 중심으로 수익률 악화로 인해 시장에 매물로 나오고 있는 상황이다.
이에 따라 정부와 발전사 등은 용량요금 현실화에 대한 입장을 확인하고 약 1원에서 4원사이의 용량요금 인상과 지역별 용량계수 등을 내용이 포함된 전력시장운영규칙 개정을 위해 제반 절차를 진행중이다. 지난 6일 규칙개정위원회에서 이러한 내용의 개정안을 심의한데 이어 20일 비용평가위원회 실무위원회를 거쳐 27일 비용평가위원회를 열고 이러한 내용을 심의했다.
전기위원회의 승인을 거치게 되면 개정된 제도를 적용할 예정이다. 전력당국이 마련한 개정 전력시장운영규칙이 얼마만큼의 전력 플레이어들을 만족시킬 수 있을지 관심이 가는 부분이다.
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