전력시장에서 전기의 가격은 경쟁시장에서 일반상품의 가격이 수요와 공급 의 균형점에서 결정되는 것과 유사한 과정을 거쳐 결정된다. 우리나라 전력시 장에서 시장가격은 1시간 단위로 전력거래일 하루 전에 결정된다. 하루 전에 예측된 전력수요곡선과 공급입찰에 참여하는 발전기들로 형성되는 공급곡선 이 교차하는 점에서 시장가격이 매 시간 단위로 결정된다.6)
시간대별 전력시장가격은 발전계획 최적화 프로그램에 의해 결정된다. 이는 공급입찰에 참여한 발전기의 경제성 우선순위에 따라 발전기 가동여부와 발 전출력을 결정하게 된다. 이 중 가장 높은 발전비용의 발전기를 한계발전기 6) 2001년 4월부터 2006년 12월까지는 전력시장을 두 개로 구분하여 시장가격을 결정하였 다. 즉, 기저발전기인 원자력 및 석탄을 대상으로 하는 기저발전기 한계가격(BLMP:
Base Load Marginal Price)과 기타의 발전기를 대상으로 하는 일반발전기 한계가격 (SMP: System Marginal Price)를 구분하여 각 발전원별로 정산의 기준가격이 결정되었 다. 2007년 1월부터는 이들 시장이 통합되어 SMP만을 결정한다. 이러한 시장 구분은 전기요금의 미인상 등에 대응하기 위한 정책이고, 해당 발전기의 가동으로 인하여 실질 적인 연료비의 감소는 SMP의 감소에 대응하므로 본 연구에서는 2006년이후 지속적으 로 SMP만을 기준으로 한다는 가정을 적용하였다.
[그림 1] 전력시장에서 시장가격 결정과정에 대한 이해
자료: 전력거래소(www.kpx.or.kr)
(Marginal Plant)로 처리하고 이의 연료비용을 그 시간대의 시장가격(SMP)으 로 결정한다.7)8) 전술한 바와 같이 원자력 또는 유연탄 발전기와 같은 기저 발전기에 대해서는 전력시장의 가격안정화 차원에서 규제가격을 설정하여 시 장가격에 준하는 별도의 정산기준을 적용하고 있었지만 본 연구에서 는 이론적으로 합당한 단일정산 체계만을 고려하였다. 또한, 2007년 이후에도 전기요금의 미상승 등으로 인하여 지속적으로 규제가격 정 책이 지속되고 있는데 이는 2007년 1월부터 2008년 4월까지 적용된 기저 상한가격제도(RMP: Regulated Marginal Price)9)와 2008년 5월부터 현재까지 7) 한국전력거래소, 전력시장운영규칙, 2009.1.
8) 엄밀한 의미에서는 연료비뿐만 아니라 준고정비에 해당하는 기동비(기동연료비, 소내소 비전력비, 용수비)가 포함되지만 본 연구에서는 순수하게 연료비만을 고려하였다. 이에 따라 전체 정산금액에 미세하게 영향을 줄 수 있지만 결론에 영향을 줄 수 있는 정도는 아니라고 판단된다.
9) 당시 원자력의 경우는 29.53[원/kWh], 유연탄은 34.05[원/kWh], 국내탄은 63.94[원/kWh]
적용되고 있는 계통한계가격보정계수 등이 있다. 계통한계가격보정계수는 발전원 별로 보정계수를 설정하여 변동비 변동비 보정계수 식을 적용한다.
즉, 인프라마진인 (SMP - 변동비)의 일부만을 발전사업자에게 지급하는 방식 으로서 이는 연료비 급등에 따른 전기요금의 미인상분을 공기업 발전사업자 와 판매사업자인 한전이 분담하는 방식이다. 이러한 제반 규제정책은 전기요 금의 미인상, 요금과 가격의 미연계, 가격신호의 투자자에게의 미전달 등의 문제점을 가지고 있다. 또한 분석대상 사업자의 직도입에 따른 실질적인 사회 적인 편익과는 상관이 없으므로 본 연구에서는 이러한 제반 규제정책이 없다 는 가정하에서 수행된 것임을 밝혀둔다. 거래가 종료된 2일 이후에 입찰, 계 량, 급전 등의 자료를 토대로 정산금을 지급하게 된다.
직도입 발전사업자가 시장에 들어오는 것은 저연료비의 공급이 늘어나는 것을 의미한다. 직도입 발전사업자가 시장에서 결정된 SMP보다 낮은 가격으 로 입찰하여 발전에 참여한 경우를 생각해보자. 만일 직도입 발전사업자가 없 었다면 시장가격 결정발전기보다 더 높은 가격을 입찰한 차 상위의 발전기가 한계발전기가 될 것이다. 이에 따라 해당 시간대의 SMP가 높아지게 되고 정 산금액도 늘어날 수밖에 없다.10) 이와 같은 측면에서 직도입 사업자가 전력시 장에 기여한 부분을 계산해 보기로 한다.
등의 상한가격제도가 적용되었으며 기타 발전기에게는 SMP를 기준으로 정산하였다. 이 결과 기저발전기보다는 일반발전기의 수익성이 높아졌으며 당시 가격신호에 기초하여 기저발전기를 건설하여야 함에도 불구하고 반대의 가격신호가 발생되어 2008년 4월에 폐지되었다.
10) 구체적인 시간대의 케이스를 설명해보자. 예를 들어 2007년 5월 11일 오후 7시부터 1 시간 동안 발전시장에서의 거래를 보자. 이 시간대의 전력수요는 45,100MWh이고, SMP는 90.34원/kWh 로 결정되었으며 한계발전기는 포스코파워 CC#1 이었다. 이때의 도매전력시장의 전력정산금액은 약 40억 7천만원에 달하였다. 이 시간 동안 직도입 발 전사업자는 1,014 MWh를 발전하였다. 만일 직도입 발전사업자가 없었더라면 차 상위 발전기가 투입되었을 것이라고 볼 수 있다. 차상위 발전기는 해당시간대의 입찰자료에 근거하여 각 발전기의 한계비용을 기초로 역추적 하였다. 이 경우를 계산해보면 SMP 는 4.87원/kWh가 상승하여 95.21원/kWh로 계산되고, 이로 인하여 전체 도매전력시장 의 전력정산금액은 42억 9천만으로 늘어나기 때문에 1 시간 동안의 정산금액은 2억 2 천만원 절감된 것으로 평가할 수 있다.