가. 전력수급계획과 전력수요
전력수급계획 수립 체계에서 가장 중요한 분야는 미래의 전력수요를 예측 하는 것이다. 수요예측은 안정적․경제적 전력공급 및 요금수준 결정의 핵심 요소이다. 그러나 수요예측은 미래를 취급하는 분야이므로 GDP, 전기가격 등 의 외생변수, 산업발달, 기술진보, 전력수요 행태의 변화 등에 대한 불확실성 문제에 직면한다. 발전설비 계획에서는 수요예측의 불확실성을 고려하여 투자 계획을 수립하여야 하는데 수요예측치가 실적치를 크게 벗어나면 매년도의 전원구성 및 예비력이 적정 수준을 벗어나게 되는 원인이 된다.
전력수급계획과 공급안정성의 관계를 나타내는 지수가 예비율이다. 설비예 비율7)은 설비용량에서 최대전력을 차감한 예비력을, 공급예비율은 공급능력8) 에서 최대전력을 차감한 예비력을 계산한 후 이를 최대전력으로 나누어 백분 율로 표시한 값이다. 예비율이 높으면 전력공급의 안정성은 따라서 높아지지 만 설비 보유에 따른 비용부담이 증가한다.
6) 전력시장운영규칙, 2010
7) 설비예비율 = (설비용량 - 최대전력) / 최대전력
8) 공급능력은 설비용량에서 발전소의 노후에 따른 출력감소분, 가뭄으로 인해 수력발전이 정력용량의 출력을 낼 수 없는 부분, 발전설비의 보수 등의 이유로 감소한 용량을 제하여 계산된다.
최근 설비예비율은 지속적으로 낮아져 2007년에는 7.9%까지 저하되었다.9) 2008년, 2009년은 세계적인 경기침체로 인해 12%, 16% 수준까지 회복되었으 나 2010년에는 한자리수 설비예비율이, 그 이후에도 몇 년간은 아주 낮은 수 준이 지속될 것으로 전망되고 있다.10) 예비율이 낮아지면 단순히 전력공급의 안정성만 문제가 되는 것이 아니다. 예비율이 떨어지면 SMP가 상승하게 된다.
예비율이 낮아질수록 점차 발전효율이 나쁜, 변동비가 높은 발전소가 SMP를 결정하게 되기 때문이다. 이 경우 효율이 좋은 발전소는 infra-marginal rent 가 크게 발생하게 된다.
예비율 저하의 원인은 전력수요 전망에서 그 원인을 찾을 수 있다. 다음은 5차에 걸친 전력수급계획의 전력수요예측 결과를 도시한 것이다. 전력수요예 측치는 앞선 계획의 예측치에 비해 반복적으로 상향 조정하고 있음을 알 수 있다. 실제 발생 수요가 예측수요에 비해 높으면 설비계획수립자는 대응계획 을 수립하게 된다. 발전소들은 건설공기가 서로 다른데 전원별 편차가 비교적 큰 편이다. 가스복합발전소의 건설공기는 2～3년에 불과하지만, 유연탄발전소 는 5년 내외, 원자력발전소는 약 10년의 건설공기가 필요하다. 즉 전력수요가 급속히 증가하면 유연탄이나 원자력발전소의 건설로는 대응할 수가 없다. 설 비부족에 의한 공급지장을 피하기 위한 대안은 수요관리의 확대와 건설공기 가 짧은 가스복합발전소의 신설뿐이다.
9) 전력분야에서는 공급예비율이 5% 이하로 내려가게 되면 비상시로 간주하고 전력수요를 조절하는 등의 대책을 시행하게 된다.
10) 제4차 전력수급기본계획
100 200 300 400 500 600
1999 2003 2007 2011 2015 2019
GW h
5차계획 1차계획 2차계획
3차계획 4차계획
[그림 1] 전력수요전망 비교
결과적으로 전력수요가 낮게 예측되면 단기 수급조정으로 건설 기간이 짧 은 첨두부하용 발전기가 미래에 많이 투입될 것이고, 높게 예측되면 건설기 간이 긴 원자력발전기와 유연탄발전소 등이 미리 투입될 것이다. 그 결과로서 전원구성은 왜곡되고, 원하지 않은 전원구성으로 발전계통을 운영하게 됨으로 써 공급비용은 상승한다.
나. 부하율의 적용과 영향
전력수요와 최대전력 간의 관계를 나타내는 지수가 부하율이다. 부하율은 일정기간의 평균부하와 최대전력과의 관계를 나타낸다. 동일한 전력수요하에 서 부하율이 낮다는 것은 최대전력이 상대적으로 높다는 의미이고 이 경우는 부하율이 높은(최대전력이 낮은) 경우에 비해 비효율, 고비용이 발생한다. 그 러나 높은 부하율을 예측하고 계획을 수립했으나 실적 부하율이 낮아지면 상 황은 반대로 전개된다.
부하율은 1977년 최대수요조절요금제의 시행 이후 70% 이상의 높은 수준
이 유지되어 왔으며, 심야전력 수요 확대 이후 더욱 높아져 2000년 이후 평균 부하율이 75.7%에 달하게 되었다. 외국의 경우 부하율은 미국과 일본이 60%
수준, 영국과 프랑스는 60%대 중후반 수준이다. 수급계획에 나타난 미래의 부하율 전망은 상당히 낙관적이어서 제4차 수급계획에서는 2022년까지 76%
수준이 유지될 것으로 예측하고 있다. 이러한 부하율 수준의 실현가능성에 대 한 부정적 견해로서 수요관리 목표의 과도한 반영11), 수요관리량의 중복 차 감, 심야전기요금과 고압전기 수용가에게 적용되는 낮은 경부하시간대 요금 등이 지적되고 있다. 이 요인들이 개선되면 부하율은 하락할 가능성이 높다.
전기소비자들이 심야전력 소비를 늘려가는 이유는 전기난방이 가스 내지 보일러등유 난방에 비해 값이 싸기 때문이다. 심야전기요금은 용도에 따라 갑 과 을로 구분되는데 kWh당 52～56원 수준이다. 한편 산업용 경부하시간대 사용량요금은 kWh당 39～44원 수준으로 심야전력요금에 비해서도 싸다.12)
1999년에 예측한 2009년의 최대전력 예측치와 실적치를 비교해 보자.13) 제5 차 장기전력수급계획에서 예측한 2009년의 최대수요는 59,078MW고 동년도 실적 최대수요는 63,212MW이다14). 2009년의 최대전력 증가율이 0.8%에 불과 했음에도 예측오차는 4,100MW에 달한다.15)
CBP 시장과 전력수급계획의 수립방식에 대한 문제점 내지 대처해야할 사 항을 정리하면 다음과 같다.
첫째, 전력시장에서 에너지가격 정산방식은 전원간의 경쟁환경 조성 보다는 발전회사간 수익률 조정을 주목적으로 하고 있다.
11) 수요관리 예측치 대비 실적치의 괴리는 약 400MW에 달하는 것으로 알려지고 있다.
12) 심야전력과 경부하시간대 요금수준은 계통한계가격에 미치지 못하고 있다 13) 원자력의 공기 10년을 감안한 비교이다.
14) 하계 최대수요이다. 연중 최대수요는 12월에 발생했다.
15) 전력의 경우 발전소의 수명이 보통 30년 이상이고 40-50년의 가동도 흔한 사례이기 때 문에 잘못된 전원선택이 미치는 영향은 지대하다. 즉 고비용 저효율의 노후발전소가 가동 중이면, 저비용․고효율 발전소의 신규건설 결정이 쉽지 않다. 이것은 일종의 선 점효과라고 볼 수 있다.
둘째, 전력수급계획 수립 시 전력수요는 과소예측 경향이 있으며, 실행계획 의 성격이 강한 수급계획에 과도한 수요관리목표량을 반영함으로써 낮은 최 대수요, 높은 부하율 전망치가 적용되고 있다.
셋째, 발전소의 종류에 따라 발전소간 건설공기 차이가 크기 때문에 발전소의 건설은 유연성의 확보가 어렵다.
넷째, 예상 외의 높은 수요증가, 저예비율 현상 발생시에 취할 수 있는 유일한 대안은 공기가 짧은 가스발전소를 건설하는 것이다. 이러한 요인들이 결합하여 전력 공급비용을 보다 더 낮출 수 있는 발전설비의 적정한 구성을 어렵게 한다.
다섯째, 적정수준 이상의 첨두전원이 가동하게 되면 전원의 적정구성에 의 한 전력공급비용에 비해 막대한 추가비용(후회비용)이 발생한다.