김 기 중 / 에너지경제연구원 선임연구위원 도 현 재 / 에너지경제연구원 연구위원
1. 서론
특정 산업을 규제하는 규제법령(regulation code) 이 동 산업의 여건을 제대로 반영하지 못하면 이 산업 의 효율적인 발전을 기대할 수 없다. 현행 한국가스공 사(이하 가스공사)와 한국전력공사(이하 한전)의 발전 자회사간 발전용가스매매계약은1) 우리나라 발전부문 의 가스조달에 관한 사실상의 규제법령으로 기능하고 있다.
우리나라에 천연가스가 도입되기 시작한 이래 국내 외 전력·가스산업은 여건변화를 경험하였다. 특히, 국 내적으로는 발전경쟁이 도입되어 비용기준 풀(CBP:
Cost-Based Pool)2)시장 형태로 운영되고 있으며, 해 외에서는 전력과 가스 산업을 통합하여 양산업간 시너 지 효과를 극대화하려는 사업전략이 점차 보편화되고 있다.
발전경쟁체제 자체의 문제에 더하여 개별 발전회사 들의 이윤추구동기가 강화되고, 발전부문의 가스수급 조절 능력과 인센티브는 약화되고 있다. 이에 따라 천 연가스사업 초기의 전력·가스산업 여건 및 정책의지 를 반영하여 운용되어온 발전용 가스수급체계의 재검 토와 개선방안 마련이 불가피한 상황이다. 더욱이, 앞 으로 전력산업구조가 유효경쟁이 가능한 구조로 이행 될 경우 기존 발전용 가스수급체계는 발전부문경쟁의
걸림돌로 작용할 것이 분명하다.
이 글은 기존 가스공사와 한전 발전자회사간 발전용 가스매매계약에 대한 검토와 함께 발전경쟁을 지원·
촉진할 수 있는 발전용 가스수급체계 및 수급계약의 개 선방안 마련에 보탬이 되고자 한다. 이를 위하여 국내 외 전력·가스산업의 여건이 어떻게 변화해 왔는가를 살펴봄으로써 독자의 현상인식에 도움을 두고자 하였 다. 이를 바탕으로 현행 발전용가스매매계약이 어떻게 발전경쟁을 제한하고 있으며, 계약일반으로서는 어떤 문제점을 안고 있는지를 살펴보았다. 그리고 가스수급 계약의 개선만으로는 해결할 수 없는 현행 발전경쟁시 장에서의 발전회사들의 연료선택과 관련된 인센티브 의 왜곡을 단순한 모형을 통해 보여주었다. 이들 분석 을 통해 발전시장의 한계에도 불구하고 앞으로 발전경 쟁을 활성화하기 위한 발전용 가스수급계약의 개선방 안을 도출하였으며, 몇 가지 정책적 개선사항을 제시 하였다.
2. 전력·가스산업의 여건변화
가. 천연가스 시장참여자의 증가
전세계적인 경제성장과 산업화로 에너지, 특히 화석 연료의 소비가 크게 증가하고 있다. 이와 함께 지구온
1) 발전용 천연가스 수급계약은 가스공급자와 발전회사 사이의 가스수급을 위한 계약이라는 일반적인 용어로 정의할 수 있는 반면, ‘발전용가스매매계약’은 가스 공사와 한전 발전자회사간의 현행 발전용 천연가스 수급계약을 지칭하는 고유명사이다. 이 글에서는 오해의 소지가 없는 한 두 용어를 병용하기로 한다.
2) 우리나라에서는 통상“변동비반영시장”으로 지칭되고 있으나, 단순히 변동비가 일부 반영되어 가격이 결정된다는 소극적인 의미보다는 고정비와 변동비에 기 초하여 가격이 결정된다는 비용측면에서의 적극적인 의미를 강조하여 이 글에서는 비용기준 풀 시장으로 지칭하였다.
난화 등 환경문제에 대한 우려가 증대되면서 에너지절 약과 더불어 청정화석에너지인 천연가스의 수요가 급 증하고 있다. 천연가스의 생산·수송 및 가스발전 기술 의 발달로 가스가격이 하락하고 발전효율이 향상된 것 도 가스이용의 증대에 크게 기여하였다.
이러한 세계적 추세에 따라 발전용 연료로 천연가스 를 소비하는 발전소의 건설이 증가하면서 새로이 천연 가스를 수입하는 나라의 수도 늘고 있다. 대표적인 예 로 중국과 인도를 들 수 있다. 전통적으로 한국, 일본 및 대만으로 구성되었던 아·태지역의 LNG 수입시장 에 중국과 인도 등 대규모 수요잠재력을 지닌 새로운 시장참여자가 출현함으로써 이 지역의 LNG 수요를 급 증시킬 것으로 예상되고 있다. 중국은 CNOOC, Sinopec 및 PetroChina 등의 회사가 천연가스의 도 입개발 관련 사업을 추진하고 있다. 인도는 총 8개에 달하는 LNG 인수기지를 건설 중이거나 건설예정으로 있으며, 7개의 회사들이 LNG 도입에 참여하고 있다.
PNG에 주로 의존하던 미국이 공급잠재력 고갈, 자국 내 가스가격 상승과 LNG 공급비용의 감소 등에 따라 최근 LNG에 대한 의존도를 높여가고 있는 상황이다.
미국에서도 LNG 수요가 증가하면서 더 많은 시장참여 자가 출현할 것으로 예상되고 있다. 공급측에서도 이집 트, 러시아, 예멘, 이란, 베네수엘라, 불가리아 등 새로 운 공급자들의 시장참여가 진행되고 있다.
일본, 한국 및 대만에서의 전력·가스산업 구조개편 추진에 따라 새로운 시장참여자의 출현이 촉진되고 있 으며, 이에 따라 전통적으로 천연가스 구매자들이 누려 왔던 지대가 다수의 시장참여자들에게 분산(rent dis- sipation)될 것으로 예상된다. 일본에서는 분배회사가 대규모 소비자에게 가스를 판매할 수 있게 되었으며, 이에 따라 새로운 시장참여자가 발생하고 경쟁도 촉진
되고 있다. 우리나라에서도 몇몇 대규모 소비자의 자가 소비용 LNG 직도입이 허용됨으로써 기존의 가스공사 독점체제에서 가스공사를 우회하여 직접 천연가스를 도입하는 초기단계의 공급경쟁이 시작되고 있다. 즉, POSCO와 K-Power가 광양의 POSCO LNG 인수기 지를 공동이용하는 방식으로 직도입 승인을 득하여, 전 자는 2005년부터 20년간 매년 55만톤을 도입하기 시 작하였으며, 후자는 2006년부터 20년간 매년 60만톤 을 인도네시아로부터 도입할 예정이다. 또한, 최근 GS 칼텍스정유, GS파워 및 LG에너지가 사용할 연간 190 만톤 규모의 자가용 LNG 직도입계획이 정부의 승인을 받은 것으로 알려지고 있다.
유럽에서는 EU를 중심으로 가스시장의 개방이 완 료단계에 와 있으며, 신규참여자에 의한 시장점유 재분 배가 확대되고 있다. 예를 들어, 최근에 분리된 네덜란 드의 가수니(Gasunie)는 유자격고객에 대한 시장점유 몫을 상실하여 과거의 독점공급자로서의 지위에서 2001년에는 시장의 69%만을 공급하는 사업자로 변화 하였다. 스페인 시장에서는 2001년말에 28개 사업자 가 활동하였고, 가스수요의 45%가 신규참여자로부터 공급 받는 상황으로 전환되었다. 이탈리아에서는 2002년 6월부터 약 900개 수요처(60억 ㎥에 달하는 판매물량을 차지)가 Eni/Snam이 아닌 타 공급자로부 터 공급을 받고 있다. 영국에서는 2000년말 550만 이 상의 세대가 BG로부터 이탈하였다.
시장개방이나 규제철폐 또는 규제완화가 실제로 시 장참여자의 수를 증가시키지 않을 수도 있지만 적어도 잠재적인 시장참여자의 수를 증가시킴으로써 유효경쟁 이 이루어지는 가스시장이 출현할 것으로 기대된다. 이 에 따라 과거의 독과점적 가스시장이 경쟁시장화 함으 로써 공급자들이 누리던 독과점이윤도 소비자잉여로
이전될 것으로 예상된다.
나. 천연가스 구매자와 판매자간 협력의 증대 오늘날의 천연가스시장은 기술발달, 수요측으로부 터의 유연성 확대요구 증가 및 천연가스시장외적인 요 인 등 급속한 변화에 대응하기 위해 계약구조의 변경 등 구매자와 판매자간 호혜적 협력관계도 증대하고 있 다. 예컨대, 1990년대 말의 아시아금융위기 이후 LNG 장기계약의 주요조건중 하나인 의무인수조항(TOP clause)에 대한 위약사태가 다발함에 따라 공급측에서 도 유연성을 증대시키는 방향으로 계약구조가 개선되 고 있다. 즉, 장기계약은 공급조절의 신축성이 낮아 수 입국의 수요변화에 부응할 수 없었으며, 당시 활발히 추진되던 에너지 부문 구조개편때문에 수입국들은 수 요변화에 대한 적응력이 높은 수급체계를 원하게 되었 던 것이다. 이를 위해 기본적으로는 장기계약을 통해 수요자에 대한 공급안정성을 확보하고 생산자의 신규 프로젝트 금융문제를 해결하는 방편으로 삼으면서, 일 부는 중단기계약으로 구성하여 수요변화에 맞추어 공 급조절이 가능하도록 하는 혼합된 계약구조가 선호되 고 있다. 다시 말해, 과거에는 LNG 사업의 위험을 전 적으로 구매자가 부담하였으나, 최근에는 판매자들도 일부 담당하는 형태로 변화하고 있는 것이다.
또 다른 변화로서 구매자들이 LNG 사업의 상류부 문에 지분참여하는 등의 협력도 보편화하고 있다. 상류 부문에 참여한 구매자들은 어떤 의미에서는 공급자의 의무까지도 담당해야 하기 때문에 과거에 비해 부담만 더 가중된 것이라 평가할 수도 있다. 그러나 현재 추세 는 공급자의 부담을 나누는 불이익보다는 공급자가 향 유해 온 독점지대를 분배하는 데에서 오는 이익이 크
고, 상당 기간동안 이러한 이익이 존재할 것이라고 판 단하고 있는 것으로 보인다.
또 다른 천연가스시장의 변화로서 재정거래(arbi- trage)의 발생을 들 수 있다. 2000년부터 2001년초까 지 치솟았던 미국의 가스가격으로 말미암아 현물거래 중심으로 LNG를 수입하던 미국은 LNG 수입을 크게 증가시켰고, 이러한 높은 가격으로부터 마진을 얻기 위 해 유럽의 LNG 수입국들은 미국으로 LNG를 재판매 하였다. 이런 형태의 거래는 공급자와 구매자간의 호혜 적인 이익에 의해 가능하게 되었다. 즉, LNG 재정거래 를 위해서는 LNG 장기계약조건의 하나인 도착지지정 조항(destination clause)의 완화 또는 철폐가 전제되 어야 하며, 생산자 입장에서는 가스거래의 기회가 확대 되는 것을 의미하기 때문이다. EU는 이미 EU 가스지 령(EU Gas Directives)을 통해 이 조항의 철폐를 요구 하고 있고, 판매자들도 크게 문제 삼고 있지 않다. 그럼 에도 불구하고 EU는 이를 분명히 하기 위해 LNG 도 입자들에게 앞으로의 계약에서는 이 조항을 삭제할 것 을 지시하였다. 더 나아가 알제리의 국영석유회사인 Sonatrach와 프랑스의 GdF는 재정거래를 담당할 합 작회사를 설립하였는데, 이는 생산자도 적극적으로 재 정거래에 참여하는 사례라 할 수 있다.
구매자와 판매자간 협력이 증대하는 원인은 구매자 들의 교섭력이나 구매자들 사이의 협력에 있다기보다 는 공급시장에서의 경쟁 심화로 인한 판매자들의 독과 점적 지위가 낮아진 데에 있다고 보아야 할 것이다. 그 러나 최근의 도착지지정조항이 완화되는 추세가 확산 되어 기존의 수입국들이 자국의 수급문제 해결을 위해 수입국간 협력을 증진시킨다면 다른 조건의 개선에도 발전을 이룩할 수 있을 것이다.3)
3) 이영구(2003) p. 68 참조
다. LNG 거래의 신축성 증대
장기거래에 있어 거래의 경직성 완화요구는 대서양 지역에서 시작되었다. EU 시장의 구조개편에 따라 경 쟁이 심화되는 과정에서 LNG 도입업자들은 더 이상 기존의 경직된 계약조건 하에서는 사업을 유지하기 어 렵게 되자 EU가 앞장서서 LNG 도입계약의 유연성을 요구하게 되었다.
미국 시장을 목표로 추진중인 트리니다드 트레인 1 계약에서는 구매자에게 상당한 범위의 스왑 물량 (swap cargo)을 허용하고 있으며, 트리니다드 2·3 트레인의 스페인 판매시 가격이 높은 시장으로의 물량 이동을 허용하였다. 아·태지역에서의 LNG계약의 유 연성은 그 확대속도가 대서양지역에서보다 저조하기 는 하지만 꾸준히 증가하고 있다. 말레이시아의 사투 (Satu) 확장프로젝트에서는 구매자인 도쿄전력과 도 쿄가스에게 물량에 대한 유연성을 확대하였고, FOB 거래가 증가하면서 구매자들간의 거래 기회도 증대되 고 있고, 재정거래도 일어나고 있다. 2001년 오사카가 스가 미국에 현물 카고를 인도하였고, 많은 판매자들 이 한국에 대해 동절기에만 공급하는 거래를 제안하고 있다.
1990년 이전에는 단기거래는4)거의 없었으며, 있다 해도 구매자들이 부족분을 보충(make-up)하기 위해 주로 기존 공급자들과 하는 거래가 전부였다. 1990년 대 초반부터 단기거래가 활성화되기 시작했는데, 이 시 기의 단기거래의 대부분은 역내(intra-regional) 거래 였으며, 1990년대초 스페인이 알제리로부터의 도입에
차질이 발생했을 때 이를 보충하기 위해 호주로부터 3 카고를 구매한 것이 최초의 지역간(interregional) 거 래였다. 1990년대 중반 아부다비가 유럽에 단기 카고 를 공급하였고, 1990년대 후반 미국이 Lake Charles 인수기지를 공동이용하는 터미널로 운영하면서 중동과 아·태지역의 잉여 카고가 미국에 공급되기 시작한 것 이 LNG 단기거래와 시장의 유연성을 확대시키는 계기 가 되었다.
아·태지역에서는 가스공사가 수요의 계절변동에 대응하기 위해 단기거래를 이용하기 시작한 뒤 매년 그 양을 증가시켜 왔다. 1999년에는 생산자인 카타르가 라스가스 프로젝트에서 생산한 LNG의 첫 카고를 현물 로 판매하기도 하였다. 이러한 단기거래의 증가 추세는 2000년부터 크게 확대되었다. 2000년에 미국 내의 천 연가스가격이 국제 LNG 가격 이상으로 상승하면서 미 국시장을 겨냥한 많은 카고가 현물거래 형태로 거래되 면서 더욱 확대되기 시작하였다. 브루나이와 리비아를 제외한 모든 공급자들이 1999-2000년에 미국의 레이 크 찰스(Lake Charles) 터미널에 단기 LNG 물량을 공급하였다.
2000년과 2002년에는 아시아지역의 구매자들간에 계절적인 수요변동과 장기계약의 경직성을 완화시키기 위해 스왑거래가 증가하고 있다. 대부분의 스왑거래는 우리나라의 동절기 수요증가와 하절기의 저장용량 부 족을 완화하기 위해 이루어졌다.
단기거래의 필요성은 전통적인 장기 LNG 거래의 경직성과 수입국들의 가스산업구조개편으로 시장의 유
4) LNG 교역에서의 단기거래란 12개월 미만의 기간동안 거래되는 하나의 카고 또는 2-3 카고의 거래로서 다음의 형태를 포함한다. 첫째는, 기존계약의 판매자나 대체판매자로부터 구매자가 수요의 계절변동이나 추가 시장요구를 충족시키기 위해 구입하는 물량거래이다. 둘째는, 구매자간 또는 판매자간에 이루어지는 카 고의 스왑거래이고, 셋째는, 여러 번에 걸친 카고 스왑거래이며, 넷째는, 구매자에 의해 하나의 카고가 값이 비싼 시장으로 이동하는 재정거래이고, 다섯째로는, 하나의 구매자에 의한 다른 구매자에게로의 카고 이전(transfer)이다.
연성에 대한 요구가 계속 커져온 데에 연유한다고 볼 수 있다. 그러나 이러한 요구가 아무리 크다 하더라도 이를 충족시킬 수 있는 조건이 마련되어 있지 않으면 단기거래는 활성화될 수 없다. 즉, 기존의 장기계약 물 량 이외에 추가로 단기거래에 투입될 수 있는 LNG 물 량과 이를 수송할 수 있는 수송능력에 여유가 있어야만 가능하다. 최근에 단기거래가 증가하고 있다는 사실은 위의 두 가지 요건이 구비되어 있음을 의미한다.
라. 전력·가스산업의 통합추세
1990년 영국을 필두로 전력시장 자유화가 시작된 이래 세계 전력회사들의 경영전략은 크게 변화해 왔다.
구조개편이 완성된 영국, 호주 등에서 민영화된 발전회 사와 배전회사의 소유권이 빠른 속도로 변화하고 있다.
미국계 회사의 해외진출도 매우 활발하였으나 엔론 (Enron)의 경영붕괴 이후 철수하는 회사들도 생겨나고 있다.
유럽의 경우 초창기 대규모 전력사업자들이 취한 전 략은 공급구역 내에서의 기반강화, 해외진출 및 경영다 각화 등이었으나, 자유화가 본격화하면서 경쟁심화, 통 신사업 참여 실패 등으로 경영다각화의 움직임은 사라 졌다. 전력산업 구조개편이 어느 정도 마무리되면서 2000년대에 들어서는 핵심사업인 전력·가스 등 에너 지산업의 수렴현상이 나타나고 있다. 예를 들어 독일의
EoN과 RWE가 각각 1999년과 2000년에, 그리고 스 페인의 Endesa, 이탈리아의 ENEL 등이 2002년에 핵 심사업을 공표하면서 단순한 전기사업자에서 전기 및 가스 등을 포괄하는 종합에너지사업자로 탈바꿈하고자 노력하고 있다.
영국의 National Power는 1990년 중앙발전국 (CEGB: Central Electricity Generating Board)으 로부터 분리될 당시에는 도매전력만을 판매하는 발전 회사였으나, 2000년 10월 국내사업(발전 및 도매)을 중심으로 하는 Innogy와 해외전략을 담당하는 Internaitonal Power로 분할되었고, 가스 등 전력이 외의 국내에너지시장에 진출하고 소매공급에 진출하는 등 수평적·수직적으로 사업영역을 확대해 오고 있다.
미국의 경우, 1997년부터 2000년까지 전력·가스회 사간 합병은 총 23건에 대상 자산가치만 최소한 5억 달러 에 달하는 것으로 추정되고 있다.5)PJM(Pennsylvania- New Jersey-Maryland) 지역의 8개 전력회사중 하나 인 PPL(Pennsylvania Power & Light) 회사는 지주 회사로서 발전부문, 전력의 송배전망 및 가스 파이프라 인 부문, 전력 및 가스의 소매부문 및 해외사업 부문 등 독립된 4개의 자회사를 거느리고 있다.
프랑스의 EDF는 프랑스의 낮은 시장개방률과는 달 리“유럽의 멀티 에너지 기업”을 목표로 하고 있으며, 적극적으로 유럽 및 중남미로의 진출을 꾀하고 있다.
<표 1> 산업별 유가충격에 대한 생산과 가격 반응: 86-96
년도 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 거래량
(10억㎥/년) 1.05 1.59 2.34 3.27 2.33 1.64 2.12 4.72 7.58 11.41 자료 : IEA/OECD, Flexibility in Natural Gas Supply and Demand, 2002, p. 109.
5) Ibrahim, et al. (2001), p. 15.
또한, EDF와 GDF는 전기와 가스를 공급하는 공동 마 케팅 부서를 운영하고 있는 상황이다. 독일의 EoN 그 룹은 PowerGen 및 TXU Europe 등의 영국 전력회사 와 독일 최대의 가스회사인 Ruhr 가스의 매수로 세계 적 규모로 에너지를 공급하는 사업자로 성장하였다. 독 일의 RWE 그룹은 주주의 이익을 증대시키는 것을 목 표로 하고, 이를 위한 핵심사업으로서 전기, 가스, 상하 수도 및 환경사업(폐기물 처리 및 재활용)에 치중하고 있는데, 전기사업은 독일 1위, 가스는 독일 2위, 상하 수도는 독일 1위 및 세계 3위, 폐기물 사업은 독일 1위 및 유럽 3위의 사업자로 성장하였다. 이들 4개 사업의 균형발전을 유지하면서 적절히 위험을 분산시키는 전 략을 구사하고 있다. 스페인의 Endesa도 현재 가스를 Enagas로부터 구매하고 있기는 하나 전기와 가스의 일괄판매로 영업부문을 강화하는 전략을 세워 놓은 것 으로 알려지고 있다.6)
일본의 경우는 1995년 개정된 도시가스사업법에 의 거하여 연간 소비량 200만 ㎥ 이상의 대규모 수용가에 대한 공급을 부분적으로 자유화하였다. 이에 따라 동경 전력은 자체 전력사업 이외에 우베산업의 IPP(inde- pendent power producer) 프로젝트에 치바현의 지역 도시가스회사인 오타키 가스회사의 지역분배망을 통해 가스를 공급하고 있다. 호주의 경우는 지역분배 및 소 매공급 수준에서 전기와 가스의 수렴현상이 강하게 나 타나고 있다. 즉, 거의 모든 가스분배회사들이 배전망 을 소유하면서 최종소비자들에게 전기와 가스를 공급 하는 소매부문을 운영하는 것이다. Energy Australia 와 Great Southern Energy 같은 회사들은 전력회사
로 출발하여 가스시장으로 확장해 나아가는 회사들이 며, Energex 및 Origin Energy와 같은 회사는 가스 회사로 출발하여 전력시장으로 침투해 들어가는 회사 들이다.7)
세계화 및 개방화 추세에 따라 전력·가스의 수평적 통합과 더불어 LNG 사업의 상류부문과 하류부문을 명 확히 구분하는 선도 없어지는 추세에 있다. 생산자는 LNG 수입터미널 건설에 참여하고 가스발전소의 개발 에도 참여함으로써 신규 LNG의 공급시장을 자체적으 로 개발하여 수요기반을 확보함으로써 상류부문 사업 의 위험을 회피하고자 하는 전략을 펴고 있다. 수요자 는 LNG의 안정적인 공급 확보와 사업기회의 확대 차 원에서 가스개발 지분참여 등 상류부문에의 투자를 증 가시키고 있다. 이러한 수직적 통합의 발생으로 가스사 업의 위험이 분산되는 한편, 상류부문 지대의 공유가 가능해지고 있다. 또한 수직적 통합은 공급자와 구매자 의 협력관계도 증진시킬 것으로 기대된다.
마. 발전부문의 가스수요 조절기능의 약화 우리나라의 천연가스 공급 초기의 총수급물량은 연 간 200만 톤 정도에 불과하였다. 1987년도 발전용 물 량은 154만 톤, 도시가스용은 75,000 톤으로서 이 정 도 규모의 시장을 경쟁적 구조로 운영하는 것은 이치에 맞지 않는 것이었다. 1982년의 LNG 공급사업시행계 획에서는 전국천연가스공급계획의 근거로서 크게 네 가지를 제시하였다. 즉, 지역간 균형발전을 도모하고, 지방도시의 대기환경을 보전하며, 에너지원의 다변화 및 장기에너지안보를 확보하고, 전국배관망의 경제성
6) 김기중 외(2003), p. 136.
7) Skeer, et al. (2003), p. 46.
을 최대한 활용하는 것이었다.
이러한 정책목표를 달성하기 위한 초기의 사업구조 는 정부의 정책의지를 이행할 수 있는 단일 사업자가 LNG를 도입·판매하는 것이 가장 경제성이 있는 것이 었다고 할 것이다. 이에 더하여 한전의 발전용 가스소 비에서의 수요조절자로서의 역할은 급증하는 도시가스 수요의 계절간 편차를 메워 국가전체의 가스수급균형 을 유지하는 데에 크게 기여하였으며, 가스와 전력부문 에서 두 개의 공기업을 통해 천연가스산업을 발전시키 려는 정부의 정책은 국제적으로 중요한 성공사례로 인 식되고 있다.
그러나 1996년부터는 도시가스용 천연가스 소비량 이 발전용 소비량을 앞지르기 시작하여 발전부문의 수 요조절자로서의 기능도 상대적으로 약해져 왔다. <그 림 1>에서 보듯이 1990년대 초반까지 발전용 가스소비 가 전체 소비의 3분의 2 정도를 차지하던 국내 가스소
비 패턴이 2000년대 초반에 들어서는 완전히 역전된 것을 알 수 있다.
도시가스 보급확대에 따른 도시가스 부문의 성장률 둔화에도 불구하고 외환위기 이후 급감한 발전용 소비 증가의 둔화세 또한 상당하여 이와 같은 도시가스용 천 연가스 소비의 압도적인 점유율은 향후 더욱 심화될 것 으로 예측되고 있다. 즉, 제7차 장기천연가스수급계획 을 살펴보면, 2017년에는 도시가스의 비중이 78.6%로 증가하고, 전기사업자의 천연가스 수요는 2003-2017 년 기간동안 연평균 0.77%의 하락세를 시현하여 2017 년 753,000 톤 규모의 구역형집단에너지사업자(CES) 용과 기 승인된 직도입 물량을 포함하더라도 발전용 소 비비중은 21.3%에 불과할 것으로 전망되고 있다.8)이 와 같은 도시가스용 소비비중의 증대에 따라 TDR도 2003년의 2.71에서 2017년에는 3.08로 더욱 악화될 것으로 동 계획은 전망하고 있다.9)
<그림 1> 용도별 천연가스 소비추이
8) 산업자원부(2004)
9) TDR(turn-down ratio) = (최대 월 소비량)/(최소 월 소비량). 우리나라의 경우는 당년 4월부터 익년 3월까지를 기준으로 TDR을 산정하고 있다.
이에 더하여 전력산업구조개편의 추진으로 발전경 쟁이 도입되면서 연료공급 부문에서는 독점적 가스공 급, 연료소비 부문에서는 경쟁적 발전시장이라는 이중 적 산업구조가 탄생하였고, 이에 따라 발전부문에서의 천연가스 수요조절 능력과 유인이 저하되는 결과를 낳 고 있다. 일반적으로 산업구조가 독과점에서 경쟁구조 로 변화하면 원료소비 부문의 제품(전력)시장에서 개별 기업의 판매물량 변동폭은 확률적으로 증가하게 마련 이며, 이러한 제품시장의 변동폭을 충족시킬 수 있을 만큼 원료(가스)부문에서의 공급신뢰도와 유연성을 확 보할 필요도 증가하게 된다. 즉, 저장이 불가능한 전력 의 생산에 소비되는 천연가스의 초단기 공급대응력에 대한 신뢰도 요구가 증가하게 되고, 발전사업자 입장에 서는 연료조달의 경제성이 사업의 경제성을 좌우하므 로 과거와 같은 도시가스 부문에 대한 수요조절자로서 의 능력과 유인은 그만큼 줄어들게 되는 것이다.
3. 현행 발전용가스매매계약의 검토
가. 단일상품 및 단일가격
현재 발전용 유류와 가스 사이에는 경쟁이 존재한 다. 유류비용이 가스비용보다 낮은 경우 비용기준 풀 시장에서 발전회사는 계통한계가격이 가스발전소에 의 해 설정됨에 따라 유류발전소의 한계비용과 계통한계 가격 사이의 마진을 더 얻기 위해 발전용 유류를 싸게 조달할 유인이 생긴다.10)반대로 유류비용이 가스비용 보다 높은 경우에는 계통한계가격이 유류발전기에 의 해 설정됨에 따라 발전용 가스를 싸게 조달할 유인이
생긴다.11)실제로 발전용 가스를 더 싸게 조달할 수 있 는 수단이 현재로서는 없는 상황이기는 하나, 두 가지 연료비용 수준에 따라 연료를 보다 경쟁적인 비용으로 조달하고자 하는 유인이 발생하게 되므로 발전용 유류 와 가스 사이에 경쟁이 존재한다고 할 수 있다.
그러나 가스 대 가스 경쟁은 존재하지 않는다. 가스 공사와 발전회사간 합의 하에 수립된 기본수급계획 하 에서 연·월간약정물량만이 공급될 뿐이며, 특정 시점 에서 상품의 내용과 가격이 차별화된 가스는 공급되지 않고 있다. 물론 계절별차등요금제가 시행되고 있기는 하나, 이 역시 모든 발전회사에 동일하게 적용되는 것 으로서, 발전회사가 전력거래소에 입찰하는 단계에서 차별화된 가스를 구매하지는 못한다. 이에 따라 발전부 문의 최종생산물시장에서 가스의 구매조건과 비용의 차이에 의한 경쟁은 불가능하다.
비록 가스공사가 발전용 가스를 독점공급한다고 하 더라도 다양한 가스상품을 제공한다면 구매자들은 자 기의 제품시장(발전시장)에서 자기의 이윤을 극대화할 수 있는 연료구매 포트폴리오를 구성할 수 있고, 이에 따라 유효발전경쟁이 가능해질 수 있다. 물론 현행 비 용기준 풀 시장에서는 양방향입찰이 이루어지고 있지 않으며, 입찰 당시의 연료시장 상황을 충분히 반영하는 체제로 운영되지 못함에 따라 발전회사들의 연료구매 전략에 왜곡이 발생할 수 있다. 그러나 전력시장에서 양방향입찰에 의한 도매경쟁이 도입된다면, 현재와 같 은 발전용가스매매계약만으로는 전력수요자와 발전사 업자들의 욕구를 결코 충족시킬 수 없다. 모든 발전사 업자가 동일한 가스연료를 동일조건으로 구매하는 상
10) 발전사업자의 연료구매 인센티브의 왜곡에 대하여는 도현재·김기중(2004)에서 자세히 다루고 있다.
11) 발전용 가스를 더 싸게 조달할 수 없는 상황에서 이론적으로는 이윤을 증대시키기 위해 유류조달비용을 높게 할 수도 있으나, 실제로 동일 제품을 더 비싼 가격 에 도입하고자 하는 행위는 발생하지 않는다고 보는 것이 타당하며, 단지 더 싼 유류를 도입하고자 하는 유인이 없다고 말할 수는 있을 것이다.
황에서는 가스의 효율적 조달을 통한 경쟁은 불가능하 기 때문이다.
나. 공급부문 독점
현재 발전용 천연가스는 가스공사가 독점공급하고 있다. 따라서 모든 발전사업자들은 가스공사와의 발전 용가스매매계약만을 가지고 있다. 이는 현행 발전용가 스매매계약 자체의 문제라기보다는 다양한 발전사업자 들의 가스매매계약을 포괄하는 제도에 관한 논의라고 할 수 있다.
현재 자가소비용 LNG의 직도입은 신고사항으로 규 정되어 있다. 정부는 한전 발전자회사들의 발전용 가스 의 직도입을 검토하여 좋은 조건으로 도입되는 물량은 승인할 방침인 것으로 알려지고 있다. 지금까지는 발전 자회사들의 LNG 직도입을 허용하지 않아 왔으며, 이 는 가스공사를 우회(bypass)하는 발전용 가스조달을 정책적으로 불허했다는 것을 의미한다. 가스공사의 대 주주인 정부가 가스공사를 우회하는 가스의 조달을 불 허한다는 것은 넓은 의미에서는 가스공사가 자사와 경 쟁관계에 있는 가스의 도입을 불허한다는 것을 의미한 다. 이를 경제학적으로 해석하면, 발전자회사들의 발 전용 가스 직도입의 비용은 매우 크고(prohibitively high cost) 이러한 비용은 발전회사들의 경쟁적 가스 공급자인 가스공사(정부)가 올려놓은 것이라고 볼 수 있다. 즉 (잠재적)경쟁상대의 비용을 증대시킴으로써 자기의 시장점유율을 유지 내지 확대하면서도 자기의 비용은 별로 증가하지 않는 경쟁자비용증대(RRC:
raising rivals’cost) 전략의 극단적인 형태로 볼 수 있다.
Krattenmaker and Salop(1986)은 약탈자 (predator)가 시장에서의 배타적공급권(exclusionary rights)을 사고, 독점적 지위를 유지하는 것이 경제적 효율성을 의미하는 것은 아니라고 말한다. 그들은, 배 타적공급권 시장은 기본적으로 경쟁을 팔고 사는 시장 (market for competition)이지만, 경쟁이라고 하는 것이 전형적인 공공재인 까닭에 효율적인 만큼 공급되 지 못한다고 주장한다. 비록 소비자들이 경쟁으로부터 많은 후생증대를 얻을 수 있음에도 불구하고 그들은 독 점공급자의 배타적공급권 구매를 막을 수 있을 만큼 지 출을 하지 않으며, 경쟁공급자의 경쟁시장 형성을 위한 노력과 지출에 편승(free ride)하려 한다는 것이다.12) 이를 우리나라 가스시장에 비추어 볼 때 전기소비자들 은 발전회사들의 가스조달에서의 경쟁을 위해 이렇다 할 노력이나 비용을 지출하지 않으면서도, 가스공급경 쟁으로 인한 전기요금 인하의 과실(果實)은 누리려 한 다는 의미로 볼 수 있다.
위의 논의를 지금까지의 경쟁자비용증대 전략의 사 례로 본다면, 2004-2005년 동절기의 발전자회사 LNG 도입경쟁 참여허용은 또 다른 차원에서의 경쟁 자비용증대 전략의 사례로 해석할 수도 있다. 즉, 정부 는 가스공사가 주요 가스공급자들을 우선협상대상자 로 선정한 이후에 발전회사들로 하여금 LNG 도입계 획을 단시일내에 제출할 것을 요구하였다.13)그리고 가 스공사와 발전회사들의 도입조건을 비교하여 일정 물 량의 도입만을 승인할 것이라 발표하였다. 이러한 행 태는 도입조건이 상대적으로 우수한 공급자들을 선점 하고 도입조건이 상대적으로 열악한 공급자들을 신규 진입자들에게 남겨줌으로써 잠재적 경쟁자의 비용을
12) Krattenmaker and Salop (1986) 참조
13) 공식적으로는 2005년 1월 10일까지 계약협상 내용을 포함한 도입계획을 산업자원부에 제출하도록 하였다. 가스산업신문 투데이에너지, 제867호, 2004. 11. 15.
증가시켜 시장에서 퇴출시키거나 진입을 막는 것으로 볼 수 있다. 다른 측면에서는 체리피킹(cherry-pick- ing) 전략으로도 해석할 수 있는데, 어떤 방향에서 보 든지 가스공사(또는 정부)의 시장지배력 유지전략으로 해석할 수 있다.
이러한 경쟁자비용증대 전략이나 체리피킹 전략은 정부 또는 가스공사가 의도했든 의도하지 않았든 간에 결과적으로 나타난 현상이라고 하겠으며, 독점공급자 의 대주주로서의 정부의 정책의지와 독점공급자의 정 보우위가 맞물려 나타나는 측면이 있다.
다. 유연성 메커니즘(flexibility mechanism)의 미비
한전 발전자회사들은 변화하는 전력시장의 여건을 반영하여 약정물량의 허용편차를 확대해 줄 것을 요구 해 오고 있다. 이는 발전경쟁이 도입되기 이전에 한전 이 운영하던 발전용량보다 훨씬 적은 용량을 가지고 발 전소 포트폴리오를 운영해야 하는 발전자회사들로서는 당연한 요구라고 하겠다. 가스공사의 요구에 따라 일시 적으로 경제급전원칙에서 벗어나 발전을 할 수 있었던 한전과는 달리 현재의 개별 발전자회사들은 자사의 발 전기가 급전지령을 받느냐 받지 못하느냐가 타 회사와 의 영업성과 비교로 나타나기 때문이다. 따라서 개별 발전자회사들이 가스공사의 가스수급조절 요구를 만족 시켜 주기 어려울 뿐만 아니라 이렇게 할 유인도 적어 진 상황이다.14)
이러한 요구를 반영하여 약정물량허용편차를 현재 의 ±3%에서 ±10%로 확대하는 논의가 진행중이다.
현재로서는 가스수급상 불가피한 상황이 발생하는 경
우를 제외하고는 약정물량허용편차가 평상시에도 활용 할 수 있는 유일한 계약상의 유연성 메커니즘이라고 할 수 있다.
그러나 독점공급자와 구매자간의 수급계약시장인 1 차시장(primary market)에서의 유연성 메커니즘만으 로는 위에서 살펴본 바와 같이 구매자 부문에서의 경쟁 을 촉진하지 못해 왔으며, 수급조절의 요구와 이의 충 족, 그리고 이에 따른 손실보상 관련 분쟁의 소지도 정 도의 차이만 있을 뿐 계속 남아있게 된다. 더욱이 현행
±3%의 허용편차를 ±10%로 확대하면 이에 따른 가스 공사의 수급균형 부담도 그만큼 늘어나게 된다.
가스공사의 독점공급체제를 유지하면서도 발전회사 들 사이의 가스융통을 통해 가스수급균형 부담을 줄이 고자 제안된 것이 총괄약정제이다. 이 제도의 도입을 둘러싼 논의가 진행중에 있지만, 시장기구를 우회하는 수급균형 달성방식은 항상 비효율을 동반하게 마련이 다. 일정한 발전회사들의 그룹 수준에서 수급균형을 달 성하도록 함으로써 가스공사로서는 허용편차 확대분을 제외하면 과거 한전에게 가스를 판매하던 것과 같은 효 과를 얻으면서도 개별 발전회사들의 가스재판매는 허 용하지 않는 방식이다. 그러나 이럴 경우 그룹내 개별 발전회사들 사이의 가스융통이 가스소유권 이전과 가 격으로 통제되지 않는 한, 발전회사들 사이의 경쟁은 촉진되기 어렵다.
이 제도의 취지는 개별약정 하에서는 무한정 편차를 허용하면서도 총괄약정 하의 발전사 그룹에 대해서는
±10%만의 편차를 허용함으로써, 가스공급자 입장에 서의 전체적인 수급관리의 용이성 제고와 개별발전회 사에 대한 허용편차 확대라는 두 가지 목표를 동시에
14) 위의 제2절 마 소절 참조
달성한다는 것이다. 그러나 이것이 가스의 수급균형을 위해서는 좋은 제도라 하더라도 개별회사간 가스거래 (trade)를 허용하지 않는다면 가스를 통한 발전경쟁은 이루어지기 어렵다.
발전경쟁을 촉진하기 위해서는 발전용 가스를 얼마 나 효율적으로 조달하고 이를 발전시장에서의 입찰과 어떻게 효율적으로 연계시키느냐에 따라 발전회사의 이윤이 결정되어야 한다. 이를 위해서는 역설적으로 발 전용 가스수급균형이 개별 발전회사 수준에서 보다 엄 격하게 이루어지도록 해야 한다. 그리고 이를 달성하기 위해 개별 발전회사들은 자기의 가스수급균형을 유지 하기 위해 대가를 치르고 가스를 구매하거나 이윤기회 가 있을 경우 자기의 가스를 팔 수도 있도록 해야 한다.
발전회사간 가스거래가 이루어지는 2차시장(sec- ondary market)의 형성을 억제하면서 수급관리만을 위해 발전회사들간 가스융통을 허용하는 총괄약정제는 발전부문 및 가스부문의 경쟁시장구도 확립에 기여하 기 어려울 것이다. 발전회사와 가스공사 사이의 가스수 급계약에 의무인수조건을 삽입하고, 의무의 이행을 위 한 발전사간 가스거래 등을 허용하는 방안을 검토할 필 요가 있다.
라. 계약형태와 운영방식의 괴리
현행 발전용가스매매계약은 기본성격상 고정공급 (firm service)계약이다. 이는 계약서 제1조에서 선언 한 바와 같이 가스공사는 매매약정물량 범위 내에서 발 전회사가 요청하는 물량을 필요로 하는 시기에 항시 공 급해야 한다는 규정에 근거한다. 그러나 실제로는 중단 가능공급(interruptible service)계약의 형태로 운용되 고 있다고 볼 수 있다. 물론 제1조에서 가스공사의 공 급의무를 가스수급 사정상 불가피한 사유가 없는 경우
로 한정하고 있기는 하나, 모든 나라에서 가스수급 사 정상 불가피한 경우에는 고정공급 수용가에 대해서도 공급을 중단할 수 있다. 따라서 문제는, 불가피한 사유 가 어떻게 정의되느냐 하는 것과 함께 필요시 항시 필 요물량을 공급받을 수 있다는 가정 하에 발전소를 운용 하는 발전회사의 입장에서는 동 계약을 공급중단과 관 련된 물량, 요금 등 다양한 조건이 구체적으로 명시되 지 않은 중단가능공급계약으로 인식할 수밖에 없다는 것이다.
전체적으로 현행 계약서상 불가피한 사유란 불가항 력 사유 이외에 가스공사의 저장능력 초과 또는 재고부 족 상황을 의미하는 것으로 볼 수 있다. 적어도 가스공 사가 유일한 도입·판매사업자인 현재까지는 우리나라 의 가스도매산업은 공급측면에서는 가스공사를 의미한 다. 따라서 가스공사의 저장능력 초과 또는 재고부족은 우리나라 가스산업 전체의 저장능력 초과 또는 재고부 족을 의미한다. 그러나 저장능력의 확대와 재고수준 제 고의 대안이 존재하는 여건에서 가스공사의 저장능력 을 우리나라 가스산업의 저장능력으로, 그리고 가스공 사의 재고수준을 우리나라 가스산업의 재고수준으로 일대일 대응시키는 형태의 계약은 변화하는 산업여건 에서 상업적 거래관계를 지배하는 계약으로서는 더 이 상 설득력을 갖기 어렵다고 볼 수 있다.
이미 지적한 바와 같이 경쟁시장에서는 원료에 대한 공급신뢰도와 유연성이 더욱 요구되지만, 단일 사업자 가 막대한 물량의 원료에 대하여 신뢰도와 유연성을 증 가시켜주는 것은 쉬운 일이 아니다. 더욱이 경쟁시장에 서 사업을 영위하는 발전회사로서는 전기상품의 서비 스 가치를 유지 내지 향상시키는 것이 더욱 중요해 지 고, 연료조달과정에서의 비용이 경쟁시장 내에서의 성 과를 좌우하는 핵심요소가 되므로 독점발전사업자 당시
에 인식하던 연료의 비용·편익과는 매우 다른 비용·
편익에 직면하게 된다. 이러한 비용·편익의 문제와 관 련하여 아래에서는 정지·부족비용(outage/shortage costs)에 대하여 간단히 살펴볼 것이다.
마. 비상업적 또는 모호한 계약조건
현행 발전용가스매매계약에는, 천연가스사업 초기 에 정부가 동 산업을 육성하기 위해 독점사업권을 인정 하고, 경직적인 장기도입계약에 효과적으로 대응하며, 빈약한 공급설비를 최대한 활용한다는 취지에서 계약 서 곳곳에 정부의 이러한 정책의지가 반영되어 있다.
계약서 제4조(물량)의 제2호의 다에서는 기본계획의 변경시 발전회사(한전)가 전력수급상 손실이 발생된다 거나 가스공사의 저장능력 초과 또는 재고부족 사태 초 래가 예상되는 등의 불가피한 경우를 제외하고는 양사 는 기본수급계획의 변경에 협조해야 한다고 규정하고 있다.
계약내용의 이행을 통한 거래편익을 실현하고 증진 시키기 위해서는 계약당사자간의 협조가 매우 중요하 며, 협조의무를 계약조건에 삽입하는 것은 당연하다.
그러나 전력수급상 손실 또는 가스수급의 지장에 대한 명확한 규정이 없어 막대한 금액이 개재된 상업계약에 대하여 계약당사자 혹은 정부의 자의적인 해석으로 분 쟁이 발생할 가능성을 열어놓았다는 문제점이 있다. 특 히, 계약 당시 상황에서는 가스공사의 저장능력 초과 또는 재고부족 사태가 어느 정도 기본수급계획의 변경 을 위한 불가피한 사유가 되었다고 볼 수 있으나, 전력 수급상 손실을 가스공사의 저장능력 초과 또는 재고부 족 사태와 같은 수준에서의 불가피한 사태로 볼 수 있
는가라는 점에는 의문의 여지가 있다. 즉, 대체발전소 를 보유하고 있는 발전회사(한전)의 입장에서는 기본수 급계획 변경으로 인한 손실을 적절하게 보장받을 수만 있다면, 이는 우리나라 에너지수급상 불가피한 상황이 라기보다는 상업적인 계약 하에 이루어지는 계약당사 자간 손실보전의 문제로 이해할 수 있다. 반면, 가스공 사의 저장능력 초과 또는 재고부족 사태는 상업계약 이 상의 국가적인 에너지수급의 문제이므로 두 가지 개념 을 기본수급계획 변경을 위한 동일수준의 불가피한 사 유로 규정하는 것은 타당하지 않은 것으로 볼 수 있다.
이와 관련하여 전력수급상 손실이라는 것이 발전회 사(한전)가 대체발전소 운전 또는 가스발전소의 추가운 전에 따라 실제 발생한 연료비 부문의 가변비용 손실만 을 의미하는 것인지, 아니면 잠재적인 정전 또는 제한 송전으로 인한 전력소비자의 손실에 대한 보상까지를 포함하는 것인지, 혹은 발전소의 운전계획 변경에 따른 발전설비자산의 기회비용(예: 비용기준 풀 시장에 입찰 하지 못하는 데에 따른 용량요금 수익의 감소)도 포함 하는 것인지 분명하지 않다.15)이러한 비용들은 경쟁시 장에서 가격기능이 작동하지 않을 경우 적절하게 수요 자와 공급자간 지급·수수(收受)되기 어렵다. 그러나 독점적 공익사업 운영방식이 경쟁시장의 작동원리를 최대한 반영할 수 있도록 규제체제를 개발·운용해야 한다는 관점에서 볼 때 상업적인 거래를 뒷받침하는 계 약으로서는 매우 미흡하다고 하겠다.
계약서 제6조 1항에서는 가스공사가 추가인수 또는 공급제한을 요청할 경우 발전회사는“전력수급에 지장 이 없는 범위 내에서 이에 응하여야 한다”고 규정하고 있다. 그러나“전력수급에 지장이 없는 범위 내에서”라
15) 전력공급의 정지·부족비용에 관해서는 아래의 바 소절 참조
는 단서는 대체발전소 및 연료를 보유한 발전회사의 입 장에서는 거의 모든 경우에 전력수급균형을 유지할 수 있으므로 단서로 보기 어려우며, 따라서 가스수급에 지 장이 발생할 경우 발전부문이 수급균형을 위한 지원에 나서는 것은 당연한 것으로 받아들여지도록 하는 조항 이라고 볼 수 있다. 이에 따라 상업적 계약 내에서 상품 메뉴와 이들의 가격을 통한 사전적(事前的) 물량조정보 다는 물량조정 이후 사후적(事後的)으로 정산금액을 산 출하는 관행을 고착화시킴으로써 손실보상 내역에 대 한 분쟁을 반복적으로 유발시키는 결과를 낳고 있는 것 이다.
계약서 제6조 3항에서는 가스공사는 수급에 지장이 없는 범위 내에서 월간약정물량을 초과한 공급요청을 정규요금으로 공급하도록 하고 있는데, 역시 수급에 지 장이 없는 범위에 대한 해석에서 자의성이 개입될 개연 성이 있다. 동 범위를 수치로 명시하는 것은 성장하는 가스산업 여건에서 거의 불가능하다고 할 수 있으므로,
적어도 가스수급 지장상황을 구성하는 요소나 이를 초 래하는 상황·사건에 대하여 적시하는 것이 분쟁의 소 지를 줄이는 방법이 될 것이다.
위에서 든 예들은 현행 발전용가스매매계약의 성립 당시의 상황을 반영한 계약조건이 최근의 가스 및 전력 산업 여건 변화에 대응하여 개정되지 못함에 따른 근본 적인 문제점을 잘 보여주고 있다. 이미 많은 나라에서 오래전부터 시행하고 있는 중단가능공급서비스 및 고 정공급서비스, 그리고 이들에 대한 가격차별을 통한 수 급균형방식을 우리나라와 같이 가스수급균형이 중요한 이슈가 되는 나라에서 도입하지 않고 있는 것은 하나의 불가사의라고 할 수도 있겠다. 공급자 입장에서 가스수 급 여건과 공급비용을 감안한 고정공급서비스와 중단 가능공급서비스를 차별화된 가격으로 공급하고, 수요 자가 이에 대응하여 자기에게 최적인 방법으로 상품을 구매하는 시장이 형성된다면 계속 발생하는 손실보상 관련 분쟁의 소지가 획기적으로 줄어들 것이다.16)
<표 2> 전력공급정지비용
직접비용 간접비용
가정
산업/상업/ 농업
사회기반시설 및 공공부문
- 불편, 시간손실, 스트레스 등 - 자산의 손망실
- 건강 및 안전
- 토지, 노동, 자본 등 유휴자원 기회비용
- 정지 및 기동비용 - 자산의 손망실 - 건강 및 안전
- 유휴자원의 기회비용 - 자산의 손망실
- 타 가정·기업의 추가비용
- 피해기업으로부터 공급받는 기업 또는 가정부문의 추가비용 - 타기업의 추가비용
- 건강 및 안전관련 외부효과 - 사용자의 추가부담비용 - 건강 및 안전
- 사회혼란 등으로 인한 잠재적 사회비용
자료 : Kim (2002), p. 46.
바. 구매자 및 최종생산물 소비자의 비용반영 미흡
<표 2>는 전력공급정지비용(outage cost)을 보여준 다. 전력공급이 정지될 때 각 부문의 소비자들에게 발 생하는 비용에는 직접비용과 간접비용이 있으며, 한계 신뢰도유지비용이 전력공급중단으로 인해 발생하는 개 별항목의 한계비용의 합보다 적거나 같다면 전력공급 자는 신뢰도 유지 내지 향상을 위해 노력하게 된다.
이러한 논의를 전력생산의 원료인 가스로 연장해 보 자. 이 경우 가스의 공급정지비용은 가스가 전력생산의 원료인 까닭에 표에서 나타난 전력공급정지의 직접비 용은 가스공급정지로 인한 전력부문에서의 간접비용으 로 이해할 수 있다. 즉, 가스가 전기의 대체재가 아닌 (1차 에너지인) 경우에는 전력공급정지의 직접비용은 가스공급정지의 간접비용, 전력공급정지의 간접비용 은 가스공급정지의 2차간접비용으로 이해할 수 있다.
예를 들어, 가스공급정지로 인한 간접비용중의 하나는 전력공급정지로 인한 가정부문의 직접비용인 (전기이 용)자산의 손망실(損亡失)이 될 수 있다는 것이다.
가스가 최종에너지로서 전기와 경쟁하는 부분이 있 으므로(예를 들어 가스냉방) 가스의 공급정지는 그에 따른 직접비용으로서 가정부문에서의 건강 및 안전 관 련 비용을 유발할 수 있다. 또한, 가스의 공급정지로 인 한 직접비용중 중요한 것은 가스발전기와 같은 가스사 용 사회기반시설 등 유휴자원의 기회비용 및 대체발전 소 운전에 따른 잠재적인 추가연료비 및 인건비 등을 들 수 있다.
이와 같이 정지비용은 수요가 공급능력을 일시적으 로 초과하여 에너지를 공급하지 못함으로써 수요자에 게 발생하는 비용이다. 한편, 부족비용(shortage cost)
이란 에너지의 공급신뢰도가 감소함에 따라 소비자가 느끼는 에너지서비스 가치의 변화를 일컫는 것으로서, 신뢰도 감소에 대응하여 에너지 사용 장치 또는 프로세 스를 변화시키는 데에 드는 비용을 포함한다. 이런 의 미에서 부족비용은 장기정지비용(long-run outage cost)이라고도 부른다. 우리의 논의 맥락에서 볼 때 장 기정지비용의 예로서 발전용 가스공급의 신뢰도 및 유 연성 요구 증대에 따라 가스공급부족에 대비한 연료전 환(fuel-switching) 설비 설치비용 또는 타연료사용 발전소 건설비용 등을 들 수 있다. 또한, 부족비용은 신 뢰도감소 회피를 위한 추가자본재 비용에 더하여 자본 재 설치 이후의 자본비용과 운영비용(adaptive response costs), 그리고 동 비용 지출 이후의 기대정 지비용을 포함한다. 즉,
(부족비용) = (신뢰도 감소 회피를 위한 추가 자본재비 용) + (자본재 설치 이후의 자본비용 및 운영비용(adaptive response costs) + 기대정지비용)
으로 표현할 수 있다. 따라서 현실적으로 수요자가 신 뢰도·유연성 감소를 회피하기 위해 자본투자 및 이의 운영비용까지를 지출할 의사가 있다는 사실은, 수요자 가 합리적이라고 가정할 때 (단기)정지비용이 (장기)부 족비용보다 크다는 것을 의미한다. LNG 직도입을 원 하는 업체의 경우 가스산업 진출에 따른 추가수익과 장 기부족비용의 순합계가 단기정지비용과 가스산업에 진 출하지 않는 데에 따르는 기회비용의 합보다 적다고 이 해할 수 있으며, 가스산업 진출에 따른 편익을 진출하
16) 독점공급자의 공급능력 부족으로 인한 부분은 직도입 등의 보완책을 통해 보완하는 것이 바람직할 수도 있으나, 본 고는 현행 계약에 초점을 맞추고 있다.
지 않는 데에 따른 기회비용이라고 보면 결국은 정지비 용과 부족비용의 비교에 따라 가스조달방식을 변경하 려는 것으로 간주할 수 있다.
사. 전력부문 관련 문제점17)
전력부문과 관련된 문제중 하나는 전력거래소의 급 전계획 수립시 가스의 가용물량제약이 제대로 반영되 지 못하는 구조의 문제이다. 주된 원인은 발전용 가스 가격이 시장상황을 반영하여 수시로 변동할 수 없다는 데에 있다. 즉 현행 발전용가스매매계약은 주어진 가스 가격 하에 발전회사가 필요로 하는 물량을 가스공사의 수급에 지장이 없는 범위 내에서는 항시 공급하도록 규 정하고 있기 때문에, 급전계획을 수립할 때 가스부족 (잉여)으로 인한 가스가격의 인상(인하), 그리고 이로 인한 가스발전소의 급전순위 하향(상향)조정이 이루어 지지 않는다는 것이다. 가스수급상 애로 발생시 전력거 래소가 이를 반영하여 급전계획을 세운다 하더라도 이 것은 기본적으로 물량배급(quantity rationing)이지 가격배급(price rationing)은 아니다.
또한, 발전회사의 입장에서는 급전계획에 포함된 가 스발전소가 실제로 가동되면 용량가격과 계통한계가격 을 받고, 가스부족이나 계통제약 등으로 가동되지 못할 경우(constrained-off)에는 용량가격에 더하여 계통 한계가격과 연료비의 차이만큼을 보상 받기 때문에 가 스 부족시 이를 반영하여 가스발전기를 입찰하지 않을 유인이 없다. 즉, 계통한계가격과 연료비의 차이는 항 상 영(零) 이상의 값을 갖기 때문에 가스발전소의 고장 정지나 계획정비 등 가동이 불가능한 경우를 제외하고
는 입찰하지 않을 이유가 없는 것이다. 그리고 제약발 전(constrained-on)에 참여하는 발전소는 용량가격과 연료비를 모두 보상받도록 규정되어 있다.18)따라서 개 별발전회사 수준에서는 가스발전소와 같이 연료비가 비싼 발전소라 하더라도 입찰대상에서 배제할 이유가 없으며, 제약발전 참여가능성은 오히려 가스부족시에 가스발전소의 계획정비가 이루어지지 않도록 함으로써 동절기에 가스수급균형을 더욱 어렵게 하는 요인으로 작용할 수 있다.
결국 발전용가스매매계약이 모든 발전회사들에 대 하여 동일한 가격에 고정공급계약 형태로 이루어짐으 로써 가스가격이 경쟁적 발전시장에서 가격기능을 하 지 못한다는 문제에 더하여, 전력수요측에서의 전력구 매입찰이 없는 상황에서 사전에 만들어진 발전소별 비 용자료를 통해 급전하는 부분적인 경쟁체제의 문제로 요약된다.
4. 발전용가스매매계약의 개선방안
가. 가스공급 서비스의 다양화
현행 발전용가스매매계약은 가스공사와 발전회사들 사이에 단일 가스상품을 단일가격에 공급하도록 하고 있다. 더욱이 단일 가스상품이라고 하는 것도 고정공급 서비스이어서 가스수급상황에 따라 공급을 줄일 경우 연료비 보전과 관련된 분쟁의 소지가 상존하고 있다.
또한, 비용기준 풀 시장에서의 입찰방식에 따라 발전회 사들이 가스발전소를 입찰대상에서 제외할 유인이 없 음도 살펴보았다. 이렇게 가스의 고정공급서비스와 단
17) 본 절에서 논의된 전력부문, 특히 비용기준 풀 시장에서의 발전사업자의 연료비용 절감 인센티브 왜곡 문제는 도현재·김기중(2004)에서 자세히 다루고 있다.
18) 가격결정 발전계획에 포함되지 않았으나 거래일 당일 계통제약 등의 이유로 실제발전에 참여한 발전기의 경우(constrained-on) 변동비와 용량가격을 보상받 는다. 한국전력거래소, 『전력시장운영규칙』참조.
(單)방향입찰에 근거한 발전경쟁체제가 맞물려 동절기 가스수급균형을 유지하기 어렵게 하는 데에 일조하고 있다.
이를 교정하는 방안으로서 중단가능공급 서비스를 제공할 필요가 있다. 즉, 가스공급의 신뢰도는 낮지만 가격을 낮추어 공급함으로써 가스공사로서는 특히 동 절기의 가스수급균형상 어려움을 극복하는 데에 도움 을 얻을 수 있으며, 발전회사 측에서는 보다 싼 가스를 조달함으로써 낮은 신뢰도를 보상받을 수 있다. 이와 반대로, 비록 발전용 수요라 하더라도 동절기에 발생하 는 수요는 수요자가 원하면 비싼 값에라도 공급할 수 있도록 고급화된 우선공급 서비스(priority service)를 개발할 필요도 있다.
이러한 개선방안은 유틸리티 산업의 기본원리인 피 크부하 가격설정(peak-load pricing)원리를 충실히 따르는 것으로서, 확대되고 심화되는 가스시장에서 경 쟁도입과는 무관하게 최대한으로 활용해야 할 원칙인 것이다. 그리고 가스공급 서비스 및 가격 메뉴를 다양 화하여 개별 발전회사들이 차별화된 연료 포트폴리오 를 구성하도록 함으로써 발전경쟁도 촉진할 수 있다.
중단가능공급 서비스나 우선공급 서비스가 도입되 면 발전입찰시 지금보다는 훨씬 단기적인 가스제약 상 황이 반영되어야 하므로 전력시장 운영에 지장이 없는 범위 내에서 가스수급제약의 사전통지 절차가 마련되 어야 한다. 예를 들어, 전력거래일 하루 전까지 가스공 급 가능성을 확정함(1-day ahead notice)으로써 발전 회사들이 발전입찰에 연료수급상황을 최대한 반영할 수 있도록 해야 한다.
앞에서 살펴본 바와 같이 현행 전력가격결정체계 하 에서는 계통한계가격이 시장가격이 되고, 이보다 싼 연 료를 사용하는 발전소들은 시장가격과 발전비용의 차
이만큼을 이윤으로 가져갈 수 있으며, 계통제약으로 가 동되는 발전소의 경우 실제 변동비를 보상받기 때문에 가스가 가장 비싼 발전용 연료로 남는 한 보다 값싼 가 스를 조달할 유인이 없다. 물론 발전용 유류가격이 가 스가격보다 높을 경우에는 보다 싼 가스를 구매하려 할 것이다. 따라서 이러한 발전시장에서의 파행적인 경쟁 을 보완하는 노력도 필요하다. 즉, 단일 계통한계가격 에 의한 시장가격 설정보다는 개별 발전회사가 자기의 입찰가격만큼만 시장에서 보상받는 입찰가격지불 (Pay-as-Bid) 방식의 도입을 검토할 필요가 있다. 향 후 양방향입찰시장이 개설된다면 이러한 문제는 자연 히 해소될 수 있을 것이다.
나. 새로운 발전용가스 도입방식의 검토
계약서 제6조 3항에서 가스공사는 수급에 지장이 없는 범위 내에서 월간약정물량을 초과한 공급요청을 정규요금으로 공급하도록 하고 있는데, 앞에서 살펴본 바와 같이 수급에 지장이 없는 범위에 대한 해석에서 자의성이 개입될 여지가 있다. 동 범위를 수치로 명시 하는 것은 성장하는 가스산업 여건에서 거의 불가능하 다고 할 수 있으므로, 적어도 가스수급 지장상황을 구 성하는 요소나 이를 초래하는 상황·사건에 대하여 적 시하는 것이 분쟁의 소지를 줄이는 방법이 될 것이다.
공급자 입장에서 가스수급 여건과 공급비용을 감안한 고정공급서비스와 중단가능공급서비스를 차별화된 가 격으로 공급하고, 수요자가 이에 대응하여 자기에게 최 적인 방법으로 상품을 구매하는 시장이 형성된다면 계 속 발생하는 손실보상관련 분쟁의 소지가 획기적으로 줄어들 것이다. 독점공급자의 공급능력 부족으로 인한 부분은 직도입 등의 보완책을 통해 보완하는 것이 바람 직하다.
2003∼2004년 동절기에 발생한 천연가스 수급불 안의 직접적인 원인은 영광 원전의 가동중지에 따른 천 연가스발전소의 추가운전이었으나, 단순한 계절별 차 등요금체계와 약정물량제도에 의존하는 발전용 가스수 급제도도 상황을 어렵게 하는 데에 일조하였다. 즉, 발 전부문의 수요관리에 단일계절요금과 약정물량제도는 한계가 있음을 여실히 드러낸 사례라고 할 수 있다. 가 스수급상황을 반영하지 못하는 가스가격체계 하에서 가스피크수요기에도 원전의 가동중지를 보충하기 위한 대체발전원으로서는 가스발전이 가장 유리한 대안이었 던 것이다. 앞서 지적한 바와 같이 가스피크수요기에 발전용 수요관리를 위한 우선공급 서비스의 도입이 필 요하며, 일정 물량을 가격으로 재배분하는 2차시장의 개설이 필요하다. 가격으로 수급균형을 달성하기 어려 운 총수요 증가분에 대해서는 직도입을 포함하여 새로 운 공급방식을 적극적으로 개발해야 한다.
가스공사의 입장에서는 발전회사들이 요구하는 물 량을 필요한 소비패턴에 부응하여 공급해 주기 어려운 상황을 back-to-back 방식으로 전환하여 공급해 주 는 방안도 고려할 필요가 있다.19)이 방안은 실질적으로 발전회사들이 원하는 직도입의 효과도 얻을 수 있을 뿐 아니라, 가스공사의 국내시장점유율을 확대하는 효과 도 기대할 수 있다. Back-to-back 방식을 채택할 경 우 대만의 사례에서 보듯이 수요자의 물량허용편차는 점차 줄어들 것으로 예상된다.20)이는 발전회사들의 물 량편차 준수의무가 증대하는 것을 의미하나, 가스공사 의 입장에서는 동일물량을 공급하더라도 허용편차 범
위를 벗어나는 물량에 대한 공급부담이 줄어드는 것을 의미하므로 가스공사로서는 좋은 대안이 될 수 있다.
또한 발전회사 측에서는 물량준수와 이를 위한 수단개 발을 통해 미래의 보다 경쟁적인 시장에 대비하는 전문 성 축적의 기회로 삼을 수도 있다.
물량과 관련된 문제로서 가스공급설비 개보수 등 가 스공사의 사정으로 가스공급중단 상황이 발생할 경우 운휴(運休) 가스발전설비에 대한 손실보전 방안을 계약 서에 추가하는 데에 대한 논의가 일부 일고 있다. 이 문 제는 이와 같은 사정이 미리 예고된 상황에서 발생하는 것인지, 아니면 불의의 상황으로 발생하는가에 따라 다 르게 접근해야 할 것이다. 발전회사가 전원믹스를 운용 하면서 계획보수공사를 실시할 수 있는 데에 반해 가스 공사는 대체생산라인이 존재하지 않는다. 따라서 사전 에 공급자와 수요자간 협의를 통해 계획된 공사로 인한 공급중단은 손실보상의 의무를 진다고 보기 어려울 것 이다. 공급중단이 불의의 상황으로 발생할 경우에는 이 것이 중대한 의무태만으로 결과한 것이 아니라면 이로 인한 손실보상을 청구하는 데에도 역시 한계가 있을 것 으로 보인다.
스페인의 경우에도 2003년 1월 가스공급중단 사태 가 발생했으나, 이에 따른 손실보상은 일체 이루어지지 않았다. 보상이 이루어지지 않은 이유는, 모든 사업자 들에게 귀책사유가 발생할 수 있는 가능성이 있기 때문 에 의도적인 과실이 아닌 한 계통운영자나 규제기관이 손실보상의 당위성을 공감하지 않기 때문인 것으로 알 려지고 있다. 또한, 발전회사 입장에서는 가스공급부족
19) Back-to-back 방식이란 가스도입업자가 도입계약을 체결·관리하는 계약당사지이지만, 계약상 권리·의무 등 모든 조건은 수요자에게 그대로 전가하여 실 제로는 수요자가 도입계약 당사자와 같도록 하는 가스도입·공급방식이다.
20) Tatan 프로젝트에 공급하는 가스는 back-to-back 방식을 적용하여 기존의 ±5%보다 현저히 낮은 ±1%를 적용하도록 하는 논의가 진행중이다. 이영구 외 (2004), pp. 155-157.
으로 인해 전력 풀시장에서 전력가격이 상승하였고, 이 로부터 발생한 이윤이 가스공급 중단으로 인한 손실을 어느 정도 상쇄하였기 때문에 손실보상을 적극적으로 주장하기에는 어려움이 있는 것으로 알려지고 있다.
이렇게 볼 때 이 문제는 손실보상의 관점에서 접근 하는 것보다는 중단가능공급 서비스의 개발을 포함한 유연성 제고 차원에서 접근하는 것이 보다 건설적인 것 으로 보인다. 앞에서 논의한 바와 같이 정지·부족비용 의 반영이 미흡한 현행 체제를 가격기능을 활성화하는 방향으로 개선하는 것이 공급자와 수요자간 마찰을 줄 이고, 시장의 효율성을 제고하는 방법일 것이다.
그러나 우리나라의 경우 가스공급부족 상황이 발생 해도 이것이 가스가격과 전력가격의 상승으로 이어지 는 체제로 운영되지 않고 있다. 더욱이 발전회사들 입 장에서는 부족한 가스를 가스공사 이외의 통로로 조달 할 수 없는 체제이기 때문에 가스공사의 귀책사유로 급 전지령이 내려진 가스발전기가 운전불가능한 상황이 발생할 경우 발전회사의 운휴설비에 대한 기회비용을 가스공사가 보상하는 것이 타당한 것으로 보인다. 즉, 보상수준은 발전회사의 용량가격에 계통한계가격과 변 동발전비의 차이를 더한 수준에서 결정되어야 한다. 발 전용 가스조달의 책임을 발전회사들이 지지 않으면서 발전용 가스부족으로 발생하는 비용을 발전회사들이 부담하는 것은 효율성 측면이나 형평성 측면에서 바람 직하지 못하다. 지금과 같이 가스공사의 귀책사유로 가 스공급부족 상황이 발생해도 가스공급상 고정비만을 보상하는 계약 하에서는 분쟁의 소지가 항상 도사리고 있다고 하겠다. 더욱이 누구에게나 귀책사유가 발생할 가능성이 있기 때문에 적절한 보상을 하지 않는다는 것 은 경제문제를 정치적으로 해결하는 방식으로 이해될 수 있으며, 이는 경쟁시장의 발전에 이롭지 못한 접근
방식이라고 할 수 있다.
다. 유연성 메커니즘의 확대
모호하거나 비상업적인 계약조건들을 명료하게 개 선해야 한다. 이러한 계약조건들은 일견 계약의 이행에 있어서 유연성을 제공하는 것으로 비칠 수 있다. 그러 나 유연성은 계약조건의 모호함에 있는 것이 아니라 보 다 확대된 계약당사자간 사업영역과 권리·의무 및 이 의 실행을 위한 유연성조건을 보다 명확하게 규정할 때 얻어질 수 있다. 계약조건이 모호할 경우 협상력이 우 세한 당사자에 유리하게 계약조건이 해석되고 이행됨 으로써 거래일방에게만 유연성을 제공할 수도 있다. 또 한, 명확한 계약조건은 현상의 해석을 분명하게 하고 미래상황에 대한 예측가능성을 제고함으로써 거래당사 자들로 하여금 실제 상황발생시 보다 신축적으로 대처 할 수 있도록 도와주기도 한다. 이를 위해 개별 계약조 건에 대한 검토가 있어야 하며, 구체적인 사항들에 대 해서는 하위 규정을 두는 방안을 고려할 수 있다.
현행 계약서상의“가스수급상 불가피한 사유”에 대 해서는 별도로 규정할 필요가 있으며, “항시”공급하여 야 한다는 규정에서도 중단가능공급 서비스의 개발과 함께“항시”의 의미를 고정공급 서비스와 연계하여 새 롭게 정의할 필요가 있다. “항시”가스를 공급받을 수 있다는 전제가 성립한다면 발전회사의 입장에서는 가 스수급상황을 무시하고 발전입찰에 참가하려는 유인이 있음도 살펴보았다.
또한, 발전회사들은 약정물량을 인수하지 않더라도 가스공사의 TOP 지불상황이 발생하지 않으면 TOP 의 무를 부담하지 않을 수 있다. 이는 가스공사의 저장비 용의 증대로 이어지고 결국에는 가스공급비용의 상승 을 초래한다.
따라서 가스공사와 발전회사들 사이에도 의무인수 조항을 삽입하고, 발전회사들이 동 의무를 부담할 수 있는 유연성을 확대해 주는 것이 발전경쟁을 촉진하는 방법이라고 할 것이다. 이러한 유연성의 확대는 발전회 사들 사이의 가스재판매를 허용하는 발전용 가스의 2 차시장 개설로 촉진될 수 있다.
현행 계약서는 기존의 한전과 가스공사간 계약서를 내용의 변화는 전혀 없이 수요 부문에서만 한전을 발전 회사로 대체한 것이므로, 사업여건이 바뀐 개별 발전회 사들에 대하여 적절하지 않은 부분이 있을 수 있다. 대 표적인 것이 개별 회사들에 대한 약정물량제도인데, 발 전규모가 획기적으로 축소된 개별 발전회사들로서는 이전에 한전이 누리던 수준의 발전연료 포트폴리오 관 리의 용이성을 상실하게 되었다. 따라서 약정물량 의무 준수 수단을 발전회사들이 개발할 수 있도록 하는 배려 가 필요하며, 하나의 대안으로서 총괄약정제가 논의되 고 있다. 즉, 매매계약은 개별회사와 체결하더라도 별 도 조항을 두어서 발전회사들이 그룹으로 약정물량 의 무를 준수할 수 있도록 하는 것이다.
총괄약정제는 그룹 내의 발전회사들간의 물량융통 (swap)을 가능하게 함으로써 동 발전회사 그룹에 대한 약정물량 편차가 주어졌을 때 가스공사는 발전용 물량 수급관리에 대한 추가부담이 없다. 한편 그룹 내 발전 회사들 사이에서는 전원구성이나 기타 개별회사의 사 업이해관계의 차이에 따라 가스의 융통이 가능해져서 가스공사와의 약정물량편차로 인한 분쟁의 소지를 줄 이면서도 일정 부분 필요한 물량을 확보하는 효과가 있다.
이러한 총괄약정제는 가스공사로부터 구매한 가스 에 대하여 발전회사간 이전을 가능하게 하는 것이므로 가스공사와 발전회사들 사이에 형성된 1차적인 계약시
장 이외에 그룹내 발전회사들 사이에 원시적인 2차시 장(secondary market)이 형성되는 것을 의미한다. 2 차시장은 시장이 유연해지기 위한 필수조건이라고 할 수 있으며, 이런 차원에서 총괄약정제는 향후 우리나라 가스산업이 지향해야 할 유연한 시장에 대한 디딤돌이 될 수도 있다.
그러나 총괄약정제를 시행하기 위해서는 전제조건 이 있다. 가스공사로부터 구매한 가스가 타 발전회사로 이전되는 것이므로, 발전회사간 가스의 거래를 지원할 수 있는 제도적인 뒷받침이 따라야 한다. 발전회사간 가스의 거래 없이 수급균형만을 위해 물량을 융통하는 것은 과거 한전에 대한 가스판매방식으로의 회귀를 의 미하기 때문이며, 이는 발전경쟁 및 전력도매경쟁과 배 치된다.
한편 가스의 융통 또는 재판매가 가능해질 경우 자 연적으로 재정거래(arbitrage)에 대한 인센티브가 발 생할 것이다. 이 경우 가스공급설비를 보유하고 있지 않은 발전회사들이 가스를 거래하기 위해서는 가스상 품과 공급서비스를 분리하는 제도도 마련되어야 한다.
특히, 특정 발전회사의 가스를 타 발전회사에 이전하기 위해서는 매매약정된 가스의 소유권 분기점도 새롭게 정의될 필요가 있다. 현행 계약 제17조는 가스에 대한 소유권 및 위험부담을 가스가 가스공사의 인도설비와 발전회사의 인수설비의 연결지점(수급지점)을 통과할 때 가스공사로부터 발전회사에 이전되는 것으로 규정 하고 있다. 그러나 발전회사들 사이에 수급지점이 물리 적으로 형성되어 있지 않으므로 발전회사간 소유권 이 전은 가스공사의 계통상에서 이루어질 수밖에 없다. 저 장탱크 내에서 이루어질 수도 있으며, 주배관망상에서 이루어질 수도 있을 것이다 중요한 점은 가스의 소유권 이전이 이전과는 달리 물리적으로만 규정하기 어려워
