주 요 국 의 전 력 산 업 구 조 개 편 비 교 연 구
- 풀 시 장 형 태 에 관 한 실 증 분 석 을 중 심 으 로 -
윤 원 철
에 너 지 경 제 연 구 원
참 여 연 구 진
연 구 책 임 자 : 연 구 위 원 윤 원 철
본 연구에서는 향후 전개될 양방향입찰(TWBP) 경쟁단계를 주요 내용으로 하는 국 내 전력산업 구조개편과 관련하여 시장구조 및 거래제도에 관한 정책적인 방향을 제 시하는데 주된 목적이 있다. 이를 위하여, 해외 주요국의 전력산업 구조개편 동향을 살펴보고, 특히 시장 형태와 거래 구조 측면을 검토하였다. 이를 토대로, 전력 상품 을 대상으로 하는 계약시장의 필요성과 도입에 따른 효과, 그리고 국내 전력풀시장 으로 도입시 단기 및 장기적인 정책 대안을 제시하였다.
앞서 논의된 정책 대안의 타당성 검증을 위하여 전력풀시장의 형태, 즉 의무적 풀 시장(gross pool)과 자발적 풀시장(net pool) 형태간의 비교우위에 관하여 실증 분석 하였다. 실증 분석에 활용된 자료는 국내 전력거래소(KPX)의 2000년 모의운영 자료 와 발전사업자별 연료비 등이다. 이론적인 모형으로 공급함수모형(supply function model)이 설정되었고, 이를 근거로 한 수정된 모형을 토대로 몬테카를로 시뮬레이션 기법을 활용하여 국내 6개 발전사업자별 입찰가격과 물량, 그리고 이에 따른 발전사 업자별 변동이윤을 산정하였다. 또한, 순수 재무적 헤징계약인 차액정산계약(CfDs) 과 자발적 풀시장의 근간인 쌍방계약(bilateral contracts)의 도입에 따른 시장효율성 의 차이를 분석하였다. 본 연구에서 활용한 시장효율성의 기준으로는 발전사업자별 입찰가격의 평균과 표준편차, 그리고 입찰에 따른 발전사업자별 변동이윤의 평균과 표준편차 등이다.
실증 분석의 결과를 토대로 다음과 같은 정책적 시사점을 제시하였다. 단기적인 방안으로서 현행 의무적 풀시장에 헤징계약의 도입이 필요하다고 판단된다. 이와 관련하여, 계약시장의 활성화를 통한 입찰가격의 하락을 유도하고 시장가격의 변동 성을 관리할 수 있는 대책을 마련해야 할 것이다. 또한, 장기적 방안으로서 의무적 풀시장에서 자발적 풀시장으로의 전환 가능성에 대하여 고려할 필요가 있다고 판단 된다.
ABSTRACT
The object of this study is to suggest policy directions about the market structure and the trading system of TWBP (two-way bidding pool) under the ongoing electric power restructuring scheme in Korea. For this purpose, major foreign countries' restructuring experiences, especially the market forms and trading systems, were reviewed. Based on the review, I suggested the introduction of electricity contract markets and the short- and long-term policy alternatives for adopting them.
In order to test the feasibility of the policy alternatives, an empirical analysis was performed on the comparative advantage betw een gross pool and net pool.
The data used in the empirical analysis includes simulation results of year 2000 from KPX (Korea Power Exchange), six generators' fuels costs, etc. An supply function model was modified to an operational model to calculate the generators' bidding prices and quantities, and their variable profits. In addition, the effects of introducing contracts for differences (CfDs) and bilateral contracts were analyzed in terms of market efficiency. In this study, the criteria of market efficiency are the means and the standard deviations of generators' bidding prices and their variable profits.
Based on the empirical results, the following policy implications were proposed.
As a short-term alternative, it would be necessary to incorporate the concept of hedging contracts into current gross pool mechanism. Related to this, through the promotion of contract markets it should be induced to decrease the general levels of bidding prices and to manage the volatility of market prices. As a long-term alternative, the possibility to transfer gross pool into net pool should be considered.
제목차례
제 1장 서 론 1
제 2장 외 국 의 전 력 산 업 구 조 개 편 동 향 3
1. 영국 3
가. 전력산업의 역사 3
나. 전력산업의 현황 4
다. 전력산업 구조개편 5
라. 전력산업의 민영화 10
2. 호주 17
가. 전력산업의 현황 17
나. 전력산업 구조개편 18
다. 전력산업의 규제 24
라. 구조개편의 효과 26
3. 미국 28
가. 전력산업의 구조 28
나. 전력산업 구조개편 30
다. 캘리포니아 전력위기 사태 32
제 3장 전 력 시 장 구 조 및 거 래 제 도 4 3
1. 전력시장과 전력거래 43
가. 전력시장의 특징 43
나. 전력거래의 특성 45
2. 시장구조와 거래제도 47
가. 시장구조 47
나. 거래제도 51
ⅱ
다. KEMA의 제안 53
3. 입찰방식과 가격결정 57
가. 입찰방식 57
나. 가격결정 62
<부록> 전력풀시장 시장설계(market design) 관련 규칙 69
제 4 장 TW BP하 의 계 약 시 장 77
1. 계약시장의 필요성 77
가. 전력가격의 변동성 전망 77
나. 계약시장의 필요성 84
2. 해외 계약시장 및 국내 전망 87
가. 해외 계약시장 사례 87
나. 차액정산계약의 문제점 및 대안 88
3. 계약시장의 주요 쟁점 및 시사점 92
가. 계약시장의 주요 쟁점 92
나. 시사점 및 정책 건의 97
<부록> 국내 전력선물계약의 초기 상장안 104
제 5장 입 찰 행 위 관 련 기 존 연 구 105
1. 공급함수모형 105
가. 개요 105
나. 독점시장의 경우 106
다. 과점시장의 경우 108
라. 과점모형의 내쉬균형 110
마. 공급함수모형에서 균형의 특성 115
바. 공급함수모형에서 균형의 수치적 예시 116
사. 공급함수모형에서 균형의 변화 117
2. 계약시장에 대한 분석 121
가. 영국의 전력풀시장 개요 121
나. 계약시장에서의 전략적 행동에 관한 연구 123
다. 모형 개요 및 주요 결과 126
3. 헤징계약이 입찰행위에 미치는 영향 135
가. 모형 개요 136
나. 기본 모형의 확장 139
다. 주요 실증 분석 결과 141
제 6장 실 증 분 석 14 7
1. 실증 분석의 절차 148
가. 전력수요 및 SMP에 대한 확률과정 추정 148 나. Monte Carlo Simulation 과정 160
2. 실정 분석의 결과 및 시사점 172
가. 실증 분석의 결과 172
나. 거래제도 관련 시사점 174
<부록> 발전기별 용량 및 변동비용 188
제 7장 요 약 및 결 론 191
참 고 문 헌 193
ⅳ
표차례
<표 2-1> 영국 전력사업자들의 라이센스 5
<표 2-2> 영국 전력산업 구조개편 절차 6
<표 2-3> 영국 전력산업 구조의 변화 7
<표 2-4> 잉글랜드와 웨일즈 전력시장의 특징 8
<표 2-5> 잉글랜드와 웨일즈의 발전시장 점유율 변화 12
<표 2-6> 영국 전력사업자별 수입과 지출 내역 14
<표 2-7> 미국의 전력산업 구조(1995) 28
<표 2-8> 미국의 독립계발전사업자(IPP) 증가 현황 29
<표 2-9> 캘리포니아 수급비상 유형 33
<표 2-10> 캘리포니아주와 한국의 전력산업 비교 36
<표 3-1> 미국 전력풀시장의 시장구조 특성 47
<표 4-1> 전력 풀시장 가격에 영향을 미치는 변수별 영향기간 80
<표 4-2> LNG 열량단가 변화에 의한 SMP 변화(2000년 4월, 원/ kWh) 81
<표 4-3> LNG 열량단가 변화에 의한 SMP 변화(2000년 7월, 원/ kWh) 81
<표 4-4> BC유 열량단가 변화에 의한 SMP 변화(2000년 4월, 원/ kWh) 82
<표 4-5> BC유 열량단가 변화에 의한 SMP 변화(2000년 7월, 원/ kWh) 82
<표 4-6> 유연탄 열량단가 변화에 의한 SMP 변화(2000년 4월, 원/ kWh) 82
<표 4-7> 유연탄 열량단가 변화에 의한 SMP 변화(2000년 7월, 원/ kWh) 82
<표 4-8> 전력수요 변화에 의한 SMP 변화(2000년 4월, 원/ kWh) 82
<표 4-9> 전력수요 변화에 의한 SMP 변화(2000년 7월, 원/ kWh) 83
<표 4-10> 발전기 정지에 의한 SMP 변화(2000년 4월, 원/ kWh) 83
<표 4-11> 발전기 정지에 의한 SMP 변화(2000년 7월, 원/ kWh) 83
<표 4-12> 해외 전력 풀시장별 헤징계약 수단 87
<표 6-1> 확률과정 추정을 위한 특화모형 예시 153
<표 6-2> 추정방식별 모수 추정치 158
<표 6-3> 발전회사별 부하시간대별 발전량 비율(단위 : %) 162
<표 6-4> 남동발전회사의 거래시장 형태별 입찰가격 평균 및 표준편차 176
<표 6-5> 남동발전회사의 거래시장 형태별 입찰이윤 평균 및 표준편차 177
<표 6-6> 중부발전회사의 거래시장 형태별 입찰가격 평균 및 표준편차 178
<표 6-7> 중부발전회사의 거래시장 형태별 입찰이윤 평균 및 표준편차 179
<표 6-8> 서부발전회사의 거래시장 형태별 입찰가격 평균 및 표준편차 180
<표 6-9> 서부발전회사의 거래시장 형태별 입찰이윤 평균 및 표준편차 181
<표 6-10> 남부발전회사의 거래시장 형태별 입찰가격 평균 및 표준편차 182
<표 6-11> 남부발전회사의 거래시장 형태별 입찰이윤 평균 및 표준편차 183
<표 6-12> 동서발전회사의 거래시장 형태별 입찰가격 평균 및 표준편차 184
<표 6-13> 동서발전회사의 거래시장 형태별 입찰이윤 평균 및 표준편차 185
<표 6-14> 원자력발전회사의 거래시장 형태별 입찰가격 평균 및 표준편차 186
<표 6-15> 원자력발전회사의 거래시장 형태별 입찰이윤 평균 및 표준편차 187
ⅵ
그림차례
[그림 2-1] 구조개편 이후 영국의 전력산업 7
[그림 2-2] 미국의 지역간 전력가격 차이 31
[그림 2-3] 캘리포니아 전력수급 추이 39
[그림 3-1] 전력풀시장에서의 가격결정 65
[그림 4-1] 계약시장 조성 및 발전을 위한 단계별 정책 결정 과정 98
[그림 5-1] 독점기업의 최적 공급함수 107
[그림 5-2] 공급함수모형에서 시장가격의 결정 109
[그림 5-3] 잔여수요와 최적 생산량 111
[그림 5-4] SFE 모형의 균형해 115
[그림 5-5] 한계비용변화의 효과 118
[그림 5-6] 진입의 효과 119
[그림 5-7] 분할의 효과 120
[그림 5-8] 계약물량에 따른 공급함수의 형태 130
[그림 5-9] 대칭적 시장균형 133
[그림 5-10] 발전량이 헤징계약 물량 보다 많은 경우의 최선반응가격 143 [그림 5-11] 발전량이 헤징계약 물량 보다 적은 경우의 최선반응가격 144 [그림 5-12] 발전량이 헤징계약 물량 보다 과도하게 적은 경우의 최선반응가격 145
[그림 5-13] 최적 헤징계약 물량 146
[그림 6-1] 전력수요 시계열자료 150
[그림 6-2] SMP 시계열자료 150
[그림 6-3] SMP 및 수요량 시계열자료 151
[그림 6-4] 수요량 차분에 따른 시계열자료의 안정화 상태 151 [그림 6-5] SMP 차분에 따른 시계열자료의 안정화 상태 152 [그림 6-6] 실제 수요량과 Simulation 수요량 159 [그림 6-7] 실제 SMP와 Simulation SMP 159 [그림 6-8] 발전사업자의 변동비용함수(남동) 163
[그림 6-9] 발전사업자의 변동비용함수(중부) 164 [그림 6-10] 발전사업자의 변동비용함수(서부) 164 [그림 6-11] 발전사업자의 변동비용함수(남부) 165 [그림 6-12] 발전사업자의 변동비용함수(동서) 165 [그림 6-13] 발전사업자의 변동비용함수(원자력) 166 [그림 6-14] 발전사업자의 변동비용함수(기타) 166
제 1장 서 론 1
제 1장 서 론
세계 각국에서 전력산업은 구조개편과 민영화라는 시대적 변화 상황 속에 놓여 있 다. 기존 자연독점적인 시장구조에서 신규 사업자의 시장 진입 허용과 사업자간 경 쟁의 도입 등 시장경제 원리가 적용되고 있다. 또한, 수직통합적인 기업구조에서 발 전, 송전, 배전, 그리고 소매공급 등 여러 부문으로 분할이 진행되고 있다. 전세계적 으로 일어나고 있는 전력산업에서의 급격한 변화는 영국, 미국, 호주, 북구 제국 등 주요 선진국들을 중심으로 이미 시작되었거나 추진 중에 있다. 또한, 우리나라를 포 함하여 다수의 국가에서 이들 선행 국가의 모형을 원용하거나 수정하여 자국의 여건 에 적합한 구조개편 모형과 민영화 일정을 수립하고 있다. 이러한 전력산업 구조개 편의 모형 혹은 전반적인 틀 속에서 시장참여자간 효율적인 거래를 가능하게 하는 특정한 시장 형태의 선택 문제는 전반적인 구조개편의 성공 여부에 필수적인 사항으 로 부각되고 있다. 전력거래와 관련된 시장 형태로는 의무적 풀시장(gross pool)과 자발적 풀시장(net pool)으로 통상 구분된다. 모든 거래되는 전력이 풀 (pool)이라 는 전력시장을 통해 거래되어야 하는지 여부에 대한 논의보다 중요한 것은, 이들 시 장 형태에 따라 발전사업자들에 의해 생산된 전력의 진정한 가치가 제대로 수요자들 에게 전달될 수 있고, 나아가 전체 전력시장의 효율성이 개선될 수 있다는 점이다.
본 연구의 필요성 및 목적은 다음과 같다. 국내 전력산업 구조개편은 전력산업 뿐 아니라 국내 경제 전체에 미치는 영향이 심대하다. 이미 추진중인 해외 전력산 업 구조개편의 사례 검토를 통하여 향후 국내 전력산업 구조개편에 있어 미비한 사 항들을 보완할 필요가 있다. 본 연구는 해외 주요국의 전력산업 구조개편 추진 현 황, 특히 시장 형태와 거래 구조 측면을 검토한다. 이를 토대로, 2003년 1월부터 실 시 예정인 양방향입찰(TWBP) 경쟁단계를 주요 내용으로 하는 향후 국내 전력산업 구조개편과 관련 시장구조 및 거래제도의 방향을 제시하는데 주된 목적이 있다.
주요 연구 내용 및 범위는 다음과 같다. 제 1 장 에서는 연구의 목적과 전체 구성을
기술한다. 제 2장 에서는 외국의 전력산업 구조개편 동향을 기술한다. 여기서는 영국 초기 전력풀시장 및 NETA, 호주 NEM, 그리고 미국 풀시장과 캘리포니아 전력위기 사태에 대하여 설명한다. 제 3장 에서는 전력풀의 시장구조 및 거래제도에 관한 기본 적인 사항을 기술한다. 여기서는 전력시장의 기본 구조와 입찰 및 가격결정에 대하 여 설명하고, 전력거래의 제반 유형을 검토한 후 의무적 풀시장(gross pool)과 자발 적 풀시장(net pool)을 비교 검토한다. 제 4장 에서는 TWBP하의 계약시장에 대하여 논의한다. 여기서는 계약시장의 필요성을 언급하고, 해외 전력상품 대상 계약시장의 현황과 향후 국내 전망에 관하여 기술하며, 계약시장의 주요 쟁점과 시사점을 제시 한다. 제 5장 에서는 입찰행위 관련 기존 연구들을 소개한다. 여기서는 Klemperer and Meyer(1989)의 공급함수균형모형, Green(1999)의 계약시장에 대한 분석, 그리고 Wolak(2000)의 헤징계약이 입찰행위에 미치는 영향 등을 중점적으로 기술한다. 제 6 장 에서는 국내 전력시장을 대상으로 한 실증 분석의 절차와 결과를 기술한다. 여기 서는 공급함수모형에 기초하여 전력시장 형태별 시장효율성의 차이를 정량적으로 분 석하고, 이들 결과를 근거로 국내 전력풀시장에 대한 시사점을 도출한다. 끝으로, 제 7장 에서는 앞서 논의된 주요 내용을 요약 정리하고, 본 연구의 한계점을 기술하고 자 한다.
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동 향 3
제 2장 외 국 의 전 력 산 업 구 조 개 편 동 향
1. 영 국
가 . 전 력 산 업 의 역 사
영국에 전기가 들어온 것은 19세기 중엽으로, 1881년에 최초의 공공전기공급자가 가로등용 전기를 공급한 것으로 기록되고 있다. 21년에는 480개 이상의 발전 및 배 전사업자가 잉글랜드와 웨일즈 지방에 다양한 전압과 주파수로 전기를 공급하였다.
26년에는 발전단지의 집중화와 다양한 계통을 연결하여 국가송전 시스템을 구축하 기 위한 전기공급법(Electricity Supply Act)이 발효되어 30년 중엽에 132kV계통 구 성을 완료하였다. 47년에는 전기공급법을 개정하여 560개의 배전회사를 12개의 지 역배전위원회(Regional Area Board)로 재편하여 정부 통제하에 두었고 모든 발전회 사들의 자산과 소유권이 국가 단일통제 체제하에 관리되게 되었다.
57년에는 새 전기공급법을 제정하여 전기사업에 관한 새로운 2개의 국가경영체제 를 설립했는데, 그 하나는 CEGB(The Central Electricity Generating Board)이었고 다 른 하나는 전기위원회(the Electricity Council)이었다. 90년 3월 31일, 국가 경영체 제는 민영화가 시작될 때까지 다음과 같이 업무를 분장하여 운영되어 왔다.
- CEGB는 잉글랜드와 웨일즈 지역에서 요구되는 대부분의 발전수요를 담당하는 데, 민영화 당시 약 94%의 수요를 감당
- CEGB는 송전망을 소유하고 운영하며, 프랑스 및 스코트랜드와의 계통연계도 담당
- 12개의 지역배전위원회는 대부분의 전력을 CEGB로부터 공급받아 잉글랜드와 웨일즈의 지정지역의 소비자에게 판매
- 전기위원회는 전력회사간의 조율과 전기요금 책정, 회계활동, 정부와 전기회사 간의 조정 등 공동이익에 관한 서비스를 제공
나 . 전 력 산 업 의 현 황
영국은 75년에 생산이 개시된 북해 유전의 증산을 바탕으로, 81년에 자급을 달성 하여 실질적으로 에너지 수출국으로 전환하였다. 하지만, 사고에 의한 산유량의 감 소와 석탄 생산량의 감소에 의해 89년 이후의 자급률은 100%를 밑돌고 있다. 그럼 에도 불구하고 석유, 석탄, 천연가스를 보유하고 있으며 더욱이 1000만kW 이상의 원 자력을 보유하고 있는 영국은 EU 가운데 가장 에너지 자급률이 높은 나라이다.
잉글랜드와 웨일즈, 그리고 스코트랜드의 전기사업조직은 1989년 전기법 에, 북아 일랜드에 있어서는 1972년 북아일랜드 전력공급령 에 규정되어 있다. 이러한 법률 에 근거해서, 각 전기사업자는 잉글랜드와 웨일즈 및 스코트랜드에서는 관계 장관 및 전기사업국장에 의해, 북아일랜드에서는 북아일랜드 담당 장관 및 북아일랜드 전 기사업국장에 의해 규제를 받고 있다. 더욱이, 사유에 따라서는 독점 합병 위원회 (Monopolies and Mergers Commission, MMC)와 공정거래 위원회 등이 관여할 때도 있다.
1989년 전기사업법 은 정부의 관여를 적극 배제하고 있으며, 동 법을 근거로 정 부로부터 독립한 규제기관인 전기사업국(Office of Electricity Regulation, OFFER)이 설립되었다. 전기사업국의 운영비용은 라이센스 요금에 의해 부담을 하지만, 의회의 승인을 받을 필요가 있다. 전기사업국의 국장은 관계 장관에 의해 지명된다. 전기 사업국장은 라이센스의 발급 권한을 가지는 동시에, 발급한 라이센스의 내용에 근거 해서 사업자를 감독하는 의무도 함께 진다. 라이센스는 경쟁의 촉진, 공급신뢰도의 유지, 수용가의 이익보호 등의 의도로 작성되어 각 라이센스 보유자가 준수해야 하 는 조건이 기재되어 있다. 전기사업국장은 필요하다면 피규제자와의 합의에 의해 라이센스 내용을 변경하는 것이 가능하다. 피규제자가 합의하지 않는 경우에는, MMC의 심사 권고를 거쳐서 최종적으로 관계장관이 결정하는 것으로 되어 있다.
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동 향 5
<표 2-1> 영국 전력사업자들의 라이센스
발전 라이센스 5만kW 이상의 발전설비 용량을 가지는 발전소를
운전할 때 필요
송전 라이센스 송전사업을 할 때 필요하다
(England/ Wales에서는 NGC)
일반공급 라이센스 공급 구역 내에 있어서 판매공급사업 및 배전사업
을 경영하는 자(12개 배전회사)
제2종 공급 라이센스 일반공급 라이센스 외에 행해지는 판매공급 사업에
필요
전력소비자 위원회는 수용가의 보호를 목적으로 1989년 전기법 에 근거해서 설립 되었다. 동 위원회는 12개의 배전회사 및 SP사, HE사의 공급구역별로 설치되어, 전 기사업국장의 결정에 관해 소비자의 이익의 관점으로부터 폭넓은 조언을 제공하는 것을 목적으로 하고 있다. 전기사업국장을 의장으로 각 소비자 위원회의 위원장으 로 구성되는 전국 소비자 자문위원회가 매년 4회 개최된다. 동 위원회는 수용가의 이익에 영향을 미치는 문제를 전국 단위에서 검토하고, 이러한 문제에 관해 전기사 업국장과 각 소비자 위원회간의 정보 교환을 촉진하는 것을 목적으로 하고 있다.
다 . 전 력 산 업 구 조 개 편
90년 민영화에 이르기까지 영국의 전력산업의 구조개편은 잉글랜드와 웨일즈 지 역에서의 발전, 송전 및 배전의 분리, 스코틀랜드 지역에서의 수직 통합회사의 유치, 그리고 아일랜드 지역에서의 또 다른 모델 형성으로 귀착되었다. 한편, 이 중에서 잉글랜드와 웨일즈 지역은 영국 전기부하의 87% 정도를 차지하고 있으며 독립적인 단일 송전회사를 보유하는 지역으로 영국 전력시장의 특징을 반영한다고 할 수 있 다. 전력산업은 민영화에 의해 그 주요 기능인 발전, 송전, 배전, 그리고 공급으로 분리되었다. 또한, 외부 연계지역과의 거래를 포함하여 발전 및 공급에서의 경쟁시 장에 대한 근간이 되는 전력 풀시장이 형성되었다. 영국 잉글랜드와 웨일즈 지역 전력산업의 주요한 구조개편 절차는 다음 <표 2-2>과 같다.
<표 2-2> 영국 전력산업 구조개편 절차
연도 시행명 내용
1983 Energy Act 구조개편 없이 소매탁송 도입
1988 Government White Paper 근본적인 구조개편의 필요성을 제시하고 세부사항을 명시
1989 Electricity Act 구조개편 시스템의 규제적 윤곽을 확정
1990 Start of the reformed system
4 CEGB(Central Electricity Gen -erating Board)와 12개의 Area Board가 구성, 풀
운영시작, 소매경쟁 도입
1990-1995 Privatization 원자력 발전을 제외한 전력공급산업 전체가 민영화
1996 Privatization 민영화 완료
이와 같은 구조개편 절차를 통해, 통합되었던 발전 및 송전회사인 중앙발전국 (Central Electricity Generating Board, CEGB)이 분리되어 세 개의 발전회사와 하나 의 송전회사를 형성하였다. 그리고, 이후 다수의 새로운 발전회사들이 시장에 참여 하게 되어 현재는 약 27개의 발전회사가 존재한다. 배전부문은 12개의 배전 지역위 원회(Area Boards)가 민영화되어 지역배전회사(Regional Electricity Companies, RECs)가 되었다. 이 RECs는 132kV 이하 배전망의 대부분을 소유하고, 초기에는 각 지역내의 최대 소비자에 대한 독점판매권을 보장받았다. 초기에는 1MW 이상의 부 하를 가진 소비자에게만 자기지역의 RECs 이외의 공급자에 대해 전기공급을 받을 수 있는 선택권이 부여되었지만 산업의 발달에 따라 이 기준은 100kW로 낮추어졌으 며 88년에는 그 기준이 폐지되었다. 송전회사(National Grid Company, NGC)는 송 전망을 소유, 운전하고 계획하고 송전계통의 유지 보수 및 운전에 대한 비용은 송전 요금으로부터 회수한다. 영국 잉글랜드와 웨일즈 지역의 구조개편에 의한 전력산업 구조의 변화를 다음 <표 2-3>에 정리하였다. 그리고, 구조개편 이후의 영국 잉글랜 드와 웨일즈 지역의 전력산업 구조는 다음 [그림 2-1]과 같다.
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동 향 7
<표 2-3> 영국 전력산업 구조의 변화
구조 및 소유권 구조개편 전 구조개편 후
구조
발전 단일의 발・송전회사 National Power, Power Gen, Nuclear Electric + 신규
송전 단일의 발・송전회사 National Grid Company
배전 12개의 지역별 회사
(Area Board)
12개의 지역별 회사 (Region al electricity Comp an ies) 소매
시장
12개의 지역별 회사 (Area Board)
12개의 지역별 회사 (Region al electricity Comp an ies) +
신규 조직
구조
단일의 통합된 국영 발/ 송전 회사와 다수의 배전회사
단일의 국영 송전회사와 다수의 발전사업자 및 배전사업자
소유권 공공 민영
[그림 2-1] 구조개편 이후 영국의 전력산업
구조개편 이후 영국 잉글랜드와 웨일즈 지역의 전력시장의 특징은 다음 <표 2-4>
에 나타나 있다.
<표 2-4> 잉글랜드와 웨일즈 전력시장의 특징
구분 항목 내용
경쟁 기법
풀 발전사업자는 시장의 총 요구 발전량의 분담을 위해서 풀에
대한 가격입찰로 경쟁한다.
소매 공급시장
공급사업자들은 소매시장의 소비자들과의 판매 계약을 체결하는데 경쟁을 하고, 풀을 통한 구매를 통해 소비자들의
수요를 충족시킨다.
계약 시장 발전사업자들은 공급자들과 재정적 형태의 계약을 맺기 의해
경쟁한다.
구조 개편 상태
경쟁적 개 방
발전 완전 경쟁
공급 소매 경쟁
구조개편 모델 의무적 풀시장
독점적 기능
송전 분리(separation)
배전 분리(unbundled)
1) 전 력 시 장
전력풀시장을 통해 대량의 전력이 구입되고 판매된다. 허가된 발전사업자와 공급 사업자는 특별한 예외를 제외하고 풀시장의 참여자(또는 회원)가 되어야 하며 외부 연계 참여자들도 포함된다. 풀시장의 운영과 가격의 계산은 합의된 풀시장규칙에 따른다.
송전회사(NGC) 자체는 풀시장의 참여자가 될 수 없지만 정산 시스템의 운전과 같 은 서비스를 제공하는 풀시장의 한 부분이 되는데, 이는 풀시장을 통한 매일의 거래 와 풀시장 참여자들 사이의 지불관계에 대한 중앙 정산 시스템의 운전비용을 계산한 다. 또한, NGC는 부하를 예측하고 풀시장 가격을 결정하는 발전소 급전계획을 수 립한다. 매일 NGC는 발전사업자와 외부 연계 참여자들로부터 다음날에 대한 발전 기의 가용성, 기술적 특성 그리고 가격에 대해 입찰을 받는다.
유효한 발전기 조합과 연계전력량은 제시된 가격에 따라 우선 순위가 정해지며 NGC는 이 우선 순위를 사용하여 부하예측에 대한 발전예비력을 고려하여 다음날의 급전계획을 30분 단위로 수립한다. 이때 각 30분마다 예측된 부하를 만족하기 위해 급전된 발전기들의 가격에서 가장 비싼 발전가격이 풀시장의 계통한계가격(system
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동 향 9
marginal price, SMP)이 된다. 급전된 발전기에는 동일한 풀시장 구매가격(pool purchase price, PPP)이 적용되는데, 이 풀시장 구매가격은 계통한계가격과 30분 단 위로 발전예비력 확보를 위해 고려된 발전기들의 용량비용(capacity payment, CP)으 로 구성된다. 또한, NGC는 풀시장을 통한 전기의 모든 구매에 적용되는 매 30분마 다의 풀시장 판매가격(pool selling price, PSP)을 계산한다. 하루의 특정시간, 특히 전기에 대한 수요가 낮을 때 풀시장 판매가격은 풀시장 구매가격과 같지만, 다른 시 간대에는 풀시장판매가격에 부가비용(uplift)으로 알려진 추가요소가 포함된다.
계통한계가격은 하루 전에 계산되며 이때 송전제약은 고려되지 않는다. 하지만, 실제 시간에 이르는 기간에는 다른 비용들이 증가되는데, 이 비용을 부가비용이라고 한다. 이러한 비용들은 가용 발전기가 변경되거나 급전된 발전기의 출력이 변경되 었기 때문에 발생할 수 있다. 그 외의 비용들은 송전용량의 한계에 의해 발전기들 이 발전기 계통한계가격을 계산할 때의 우선 순위와 다르게 급전되어야만 할 때 발 생될 수 있다. 부가비용의 다른 요소들은 부가서비스를 제공하는 NGC에 의해 기인 된 비용과 발전소 고장이나 수요예측의 오차를 감당하기 위해 운전된 발전기에 지불 되는 비용이다. 부가비용 가운데 중요한 요소로 비급전계획가용용량 (unscheduled availability)이 있다. 이는 가용한 발전기가 급전에 참여하지 못한 경우에 지급되는 비용으로 구성된다. 이러한 비용의 지불은 발전사업자가 발전소발전기의 가용성을 유지하는데 동기유발을 일으킬 수 있다.
2) 송 전 용 량
송전계통에 대한 요구조건은 새로운 사업의 위임이나 기존 발전기의 폐기 등 발전 사업자의 결정에 크게 의존된다. 예를 들어, 북쪽에서 남쪽으로 가는 전력조류가 90년 6.5GW에서 1996년 7.7GW로 증가하였는데, 이러한 송전량의 증가는 북쪽지역 에 새로 건설된 발전소에 의한 것이었다. 송전용량은 이러한 전력조류의 증가를 감 당해야만 했고, 이는 기타설비들의 설치뿐만 아니라 허용 운전온도를 증가시키기 위 한 선로의 재분배를 통해 기존 송전용량의 활용을 극대화함으로써 이루어졌다. 전 력조류는 발전사업자가 새로운 발전사업과 기존 발전소의 정지 등을 실행함에 따라
계속해서 변화한다. 송전용량에 대한 필요성 또한 변화하며 송전설비를 재배치하는 유연성도 확보되어야 한다. 이를 위해, NGC는 다른 지역에 재배치 될 수 있는 장 비를 사용하여 향후의 설비 중복을 피하였다.
라 . 전 력 산 업 의 민 영 화
영국 전기사업은 47년의 전력국유화법에 따라 국유화된 이래 중간에 일부의 조직 개편을 거쳐 90년 3월까지 40여년간 국유체제가 계속되었다. 잉글랜드, 웨일즈에서 는 중앙발전국(CEGB)이 독점적으로 발전, 송전을 실시하였고, CEGB로부터 12개 지 역배전국이 전기를 받아 각각 공급관내의 일반수용가에게 공급하고 있었다. 다만, 극히 일부의 초대형 수용가는 CEGB로부터 직접 전기를 공급받았다.
스코트랜드에서는 남북의 2개 전기국이 공급관내에 각각 발송배전을 일괄하여 담 당하고 있었다. 이러한 체제하에서 CEGB는 12개 지역배전국에 대해 전기를 도매로 공급하여야 할 법적 의무를 지고 있었다. 이 의무를 수행하기 위해서 일정의 발전 보장기준이 채용되어 CEGB는 이 기준에 맞추기 위하여 기상조건을 포함한 장래의 수요예측의 불확정성이나 설비의 이용 불가측성을 고려해 상정한 수요를 상회해 발 전예비력을 확보하는 경향이 있었다. CEGB의 이러한 역할을 송전계통이나 발전소 의 운용관리와 관련하여 CEGB의 독점적 입장을 강화시켜 왔다. 그리고, 설비투자비 용은 지역배전국에의 전력공급요금을 통해 최종적으로 수용가에게 전가되어 왔다.
CEGB에 의한 발전독점 폐해는 70년대부터 80년대에 걸친 전력수요 부진시기에 과잉발전설비 보유라는 형태로 한층 두드러지게 되었다. 정부는 이러한 폐해를 없 애기 위해 1983년 에너지법 을 제정해 발전부분의 자유화에 의한 경쟁촉진을 도모 했다. 동 법은 이전에 미국이 제정한 1978년 공익사업규제정책법 과 매우 유사한 성격을 가지고 있어, 국유 전기사업자에 대해서 기술적인 장애가 없는 것을 조건으 로 하고, (1) 민간발전사업자의 자가소비용 또는 특정 수용가에게 전력을 공급할 것, (2) 민간발전사업자가 발전한 전력을 구입할 것, (3) 민간발전사업자에게 전기사업자 의 송배전선로의 사용을 인정할 것을 의무화하였다. 열병합발전과 기타 민간발전사
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동향 11
업자로부터의 전력구입요금은 전기사업자의 회피가능원가에 기초하여 설정할 것을 규정하였다.
하지만, 1978년 공익사업규제정책법 제정 이후 열병합발전을 포함한 전기사업자 이외의 발전이 비약적으로 증대한 미국의 경우와는 달리, 영국에서는 1983년 에너 지법 제정 이후에도 새로운 발전사업자가 거의 등장하지 않았고 CEGB의 실질적인 독점은 변함이 없었다. 이것은 80년대에 걸쳐서 상당한 잉여설비가 발생하여 전기 사업자에 의한 전력구입요금이 아주 낮은 수준에서 정해졌기 때문인 것으로 판단된 다. 79년에 탄생한 대처 보수당정권은 정부지출을 삭감하고 민간의 자유경쟁 원리 를 도입해 경쟁의 활성화를 도모한다는 정책이념을 기초로 통신, 전신전화, 가스 등 일련의 국유기업의 민영화를 추진하는 와중에 자본집약적 설비사업으로서 독점적 성 격이 강한 전기사업도 독점사업의 성역이 될 수 없었다. 대처 수상은 87년 총선거 당시 전력민영화를 공약의 하나로 내세워 3선을 달성한 후 88년 7월 1989년 전기 법 즉 전기민영화법을 제정하였다.
1) 발 전 분 야 의 민 영 화
민영화 초기에 발전전력량의 대부분은 두 개의 회사, National Power와 PowerGen 에 의해 생산되었는데, 초기에 이들 회사가 전력시장에 판매한 전력량은 전체의 74%
를 점유하였다. 나머지 26%는 Nuclear Electric을 포함한 기타 회사에서 공급하였다.
그러나, 민영화 일년 반 후에는 두 회사의 점유율이 70%로 줄어들었고, `96년에는 54%로 줄어들었다.
이들 양대 회사에 있어서 변화는 발전 점유율의 감소만이 아니라 기존 CEGB 시절 에 계획했던 대형 원자력 및 석탄화력 발전소 건설계획을 취소하고 가스복합화력을 선호하는 등 발전원 선택에도 있었으며, 발전소 운영의 현대화로 현격한 노동생산성 향상을 이룬 것으로 평가되었다. 특히, 이들 회사가 민영화 당시 CEGB로부터 물려 받은 종업원수는 National Power의 경우 17,000명 그리고 PowerGen의 경우 10,000 명이었는데, `96년 현재는 각각 4,727명과 4,148명으로 줄어들었다. 또한, 전력시장에 서는 오직 가동중인 발전소에 대해 요금을 지불하므로 PowerGen의 200MW급 석탄
화력발전소의 경우 최대 95%의 가용성(availability)을 유지하였고, 경제성이 떨어지는 11,000MW의 발전소를 이미 폐지하였으며, 6,000MW는 예비발전력으로 전환하였다.
<표 2-5> 잉글랜드와 웨일즈의 발전시장 점유율 변화
구분 90/ 91 95/ 96 2000/ 01 예상
National Power 4 6 31 21
PowerGen 28 23 17
N.E(B.E) 17 22 24
계통연계(Interconnectors) 7 9 10
양수발전 1 1 1
독립발전사업자 1 14 21
기타(Divested Plant) - - 6
민영화 이후에 발전부분의 뚜렷한 변화는 특히 가스복합발전의 증가를 들 수 있는 데, 상기 언급한 주요 회사만 아니라 신규 독립발전사업자로 참여한 지역배전회사들 이 가스복합을 선호한데 기인한 것이다. 초기에 고객들은 지역배전회사들이 주요 발전사업자로부터 값싼 석탄화력 발전전력을 구입하지 않고 가스복합을 선호하는 것 에 대해 보다 높은 수준의 전기요금을 물게 되지 않을까 우려하였다. 하지만, 배전 사업자들은 오히려 가장 경제적인 구매조건을 추구한다는 견지에서 장래에 신뢰성과 안정성 그리고 전원의 다양화 등을 고려하여 가스복합을 선택한 것이다. 그 결과, 현재에는 원자력발전회사인 British Energy 조차도 가스복합발전을 시작하였고, 민영 화 초기 잉글랜드와 웨일즈 발전원의 1% 정도이던 가스복합이 `96년에는 22%까지 증가하였다.
다음으로, 비화석연료규정 (Non Fossil Fuel Obligation, NFFO)에 관한 것인데 영 국의 경우 민영화 초기부터 원자력과 재생에너지에 의한 전력생산비용이 높다는 인 식이 있었기 때문에 12개 지역배전회사로 하여금 의무적으로 일정량의 원자력 발전 전력을 98년까지 구입하도록 하였다. 또한, 전력시장 가격과의 차이는 모든 공급회 사(supplier)가 화석연료세(Fossil Fuel Levy)를 납부하여 충당하였다. 이러한 부담은 결국 전력소비자에게 전가될 수밖에 없었고, 완전경쟁 체제의 걸림돌로 작용하였다.
그러나, Nuclear Electric이 민영화되어 `96년 7월 British Energy가 설립된 이후로는
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동향 13
경제성이 떨어지는 구형 Magnox 원전만 정부 소유로 남게 되어 원자력도 경쟁력을 갖추게 되어 Magnox 원전과 재생에너지 분야에만 보조금이 주어지게 되었다. 그 동안, 전기공급자들이 이익금의 10%를 내왔던 것을 `96년 11월부터 `97년 3월 기간 3.7%만 내면 되었고 앞으로는 2.2%로 감소할 예정이다.
민영화 이후의 발전설비 소유권의 변동을 살펴보면, 먼저 민영화 초기에는 National Power가 30,000MW, PowerGen이 18,000MW, Nuclear Electric이 8,400MW, 그리고 NGC가 2,100MW의 양수발전을 보유하고 있었다. 95년에 NGC의 양수발전 은 미국의 Mission Energy에 양도되었고, National Power와 PowerGen의 6,000MW 의 발전설비가 96년 6, 7월 Eastern Electricity에 넘어 갔다. 민영화 이후 46개 사업 자가 발전면허를 신규로 취득했고, 이미 22개 발전사업자가 전력시장에 전기를 팔고 있다.
2) 송 전 시 스 템 과 전 력 시 장
전력시장의 새로운 경쟁체제를 위한 필수 요소로 (1) 계통운용자(NGC)가 발전 및 판매사업자로부터 독립적일 것, (2) 매일의 계통운용에서 중립위치를 지킬 것, 그리고 (3) 송전계통의 효율적 사용을 위한 예측력을 가질 것 등이 요구되었다. 이를 위하 여, 송변전회사를 반드시 민영화해야 하는 것은 아니었지만 영국은 송변전회사(NGC) 역시 민영화하였다.
NGC는 누구든 계통에 자유로이 접속(access)할 수 있다는 개방접속체계 (open access system)를 채택하였다. 하지만, 계통에 접속하고자 하는 사업자는 계통규 정 (Grid Code)을 준수해야 한다. 계통규정 내용은 계통사용자는 타 사용자에게 악 영향을 주지 않도록 일정 기술수준을 구비하여야 할 것과 발전계획, 계통연결조건, 수요예측, 계통운용규정, 안전 및 시험규격 등 모든 기술사항이 포함된다. 이러한 계통규정상의 요구사항을 구비한 사업자가 요구할 경우 NGC는 3개월 이내에 무차 별적으로 계통사용권을 부여하도록 되어 있다. 반대로, 발전사업을 취소하고자 하는 발전사업자도 6개월 이전에 통보하여야 한다. 또 하나 중요한 사항은 NGC는 매년 향후 7개년 수급계획서 를 발행하도록 되어 있는데, 이 계획서에 의해 전기사업자
들은 향후 투자계획을 세울 수 있다.
전력시장에서는 풀시장구매가격(PPP)과 풀시장판매가격(PSP)이 결정된 후에도 실 제 계통운용에서는 거래된 전력의 수요 오차, 발전사업자의 사정, 기타 계통여건에 의한 발전 및 수급량의 차이로 인하여 실제 거래가 이루어진 후 28일간의 조정과정 을 거쳐 최종 정산이 이루어진다. NGC사는 이러한 조정과정을 합리적으로 수행하 기 위해 자회사인 ESIS를 설립하였고, ESIS는 자체 컴퓨터를 중앙급전 시스템과 각 전력회사와 은행 등과 연결하여 전력거래에 따른 모든 조정과정(settlement) 및 대금 결제를 수행하며 NGC에서 파견된 150명의 직원으로 구성되었다. 다음 [표 2-6]에는 전력풀시장 내에서 각 전력사업자별 수입과 지출 내역을 나타낸다.
<표 2-6> 영국 전력사업자별 수입과 지출 내역
발전사업자 송변전회사 배전사업자(Suppliers)
- 수 입 - 전력판매료(PPP) 발전설비가동율 인센티브
기타수입 - 지 출 - 송전계통사용료
Pool 회비
- 수 입 - 송전계통사용료
- 지 출 - Pool 회비
- 수 입 - 전기요금
- 지 출 - 전력구매단가(PSP)
송전계통사용료 배전계통사용료
Pool 회비
송전계통사용료는 계통연결료와 계통사용료로 나누어지는데, 계통연결료는 계통에 접속하고자하는 모든 발전사업자에게 1년 1회 부과되고 계통사용료는 사용실적에 따 라 부과된다. 특이한 점은 계통연결료의 경우 발전소가 위치한 지역에 따라 요금을 차등화한 점이다. 즉, 부하단에 가까이 발전소를 건설하는 경우에는 오히려 송전회 사에서 발전사업자에게 계통연결료를 지불하는 경우도 있다. 계통사용료는 모든 발 전 및 배전사업자가 사용 실적에 따라 분담한다. 또한, 송전계통사용료는 RPI-X 방 식 으로 규제되고 있는데, 여기서 RPI는 소매가격지수(retailed price index)를 말하는 데, 매년 인플레이션 이상으로는 송전요금을 인상할 수 없음을 의미한다. 또한, X값
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동향 15
은 `96년까지 3%를 적용하였으나, `97년부터 2001년까지는 4%로 높였다.
민영화 이후 또 하나의 변화는 전력시장의 가격 변동에 따른 위험부담을 감소하기 위해 REC들이 발전면허를 취득해 직접 필요한 전력을 수급하거나 발전사업자와 직 접거래를 맺는 현상과 발전사업자들이 공급업자 면허를 받아 소비자에게 직접 공급 하는 현상이 증가하였다. 예로서, Eastern Electric이 Power Gen과 National Power 로부터 6,000MW의 발전설비를 양도받았다. 이러한 경우, 계약가격과 풀시장판매가 격(PSP)의 차이는 발전업자와 공급업자가 서로 보상하게 되어 안정된 수입을 확보할 수 있는 장점이 있다. 따라서, `98년 이후 전력시장이 완전히 개방된 경우에도 발전 망 및 배전망을 보유한 기존 REC들이 어느 정도의 장점을 갖는 것으로 분석된다.
결론적으로, 민영화 이후 송전계통에 개방접속체계의 적용으로 송전요금의 투명화를 가져왔고, 경쟁체제에서는 계통운용자(NGC)의 역할이 아주 중요한 것으로 부각되었 다.
3) 배 전 및 전 력 공 급 분 야 의 변 화
일반적인 배전회사의 개념은 배전망을 소유관리(distributor)하고 고객에게 전력을 공급(supplier)하는 역할을 동시에 하는 회사로서, 영국의 경우도 민영화 이전에는 12 개의 지역위원회가 이러한 역할을 하였다. 하지만, 민영화 이후에는 12개 지역배전 회사(REC)들이 배전사업 및 공급사업을 수행하는 동시에 일반 발전회사들도 공급면 허를 취득하여 소비자에게 전력을 공급하게 되었다. 또한, 대규모 수용가들이 공급 면허를 받아 전력시장에서 직접 전력을 구입하는 경우도 생겼고, `98년 영국 전력시 장의 완전개방 이후는 공급사업만 하는 전력회사가 크게 증가하였다. 공정경쟁을 위해 REC들은 모든 공급자에게 동일한 조건으로 배전망을 개방해야 한다.
또 하나의 특징은 REC들이 주업인 배전사업에 대한 규제가 강화되자 사업다각화 를 추진한 점이다. 즉 가스, 수도, 전화 등과 같은 관련 업종을 비롯해 발전사업에 도 참여한 것이다. 배전망사용료에 있어서도 송전계통사용료와 마찬가지로 RPI-X 방식의 규제를 두었고, 해당 방식은 배전손실율을 차감한 후에 적용하는 것이지만 정부와 REC의 협의에 의해 회사별로 X값을 0～2.5%로 적용하였다.
다음으로, 공급면허에 관한 것인데, 전력을 소비자에게 공급하는 사업자는 반드시 해당 면허를 취득해야 한다. 공급면허에는 두 가지 종류가 있는데, 하나는 공공전 력공급면허 (public electricity supply license, PES)로서 해당 면허는 REC에게만 주 어진다. 다음으로 2차면허 (second-tire license)로서 해당 면허는 기타 사업자에게 주어진다. PES 면허는 정해진 지역에서만 전기를 공급할 수 있는데, 이렇게 면허를 구분한 이유는 앞서 언급했듯이 민영화 초기에는 (1MW 이상) 일부 소비자에게만 시 장을 개방했고 점진적으로 그 대상을 넓혀 왔기에 일정 규모 이하의 소비자들은 계 속 REC의 독점하에 있었기 때문이다. 하지만, `98년부터는 영국 전력시장이 전면 개방되었기 때문에 PES와 2차면허의 구분은 없어졌다.
4 ) 민 영 화 이 후 전 기 요 금 추 세
민영화 초기에는 구조개편에 따른 부가비용 등의 영향으로 89년부터 92년까지 약 간의 증가세를 보였다. 그러나, 96년도에는 민영화 이전보다 실질 전기요금 인하율 이 11%에 달하는 것으로 집계되었다. 부가가치세를 포함하면 영국 가정용 전기요금 은 독일보다 32%, 벨기에보다 38%, 프랑스보다 31%, 스페인보다 27% 싼 것으로 집 계되었다. 2.3MW 이하 산업용 전기요금은 EU 국가 가운데 중간 정도이고, 산업용 전기요금은 EU 15개국 가운데 다섯번째로 저렴한 것으로 나타났다. 전력시장의 완 전 개방과 화석연료세의 경감 등으로 전기요금의 추가적인 인하추세는 지속되었다.
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동향 17
2. 호 주
가 . 전 력 산 업 의 현 황
호주는 국토 면적이 방대한 나라로서, 지리적으로 중부와 북부 지역에 거대한 사 막이 분포되어 있다. 인구 분포는 국토의 남서부 지역 일부와 남동부 지역에 편재 되어 있다. 호주의 전력산업은 이러한 지역적 특성상, 국가 단위가 아닌 州 단위의 전력회사에 의해 운영되어 왔고, 전통적으로 수직통합을 이루며 발전하여 왔다. 따 라서, 주마다 주정부 소유의 전력회사가 독립적으로 존재하며, 州間의 송전망 연결은 미약하고 지역적으로 계통연결이 되지 않은 곳도 있다. 주정부는 전력운용, 전원개 발계획 및 요금체계 결정 등에 직접 개입하여 왔다. 호주 연방의 규제는 주로 주의 채무 한도, 국세, 외국인 소유, 환경 등의 문제에만 통제권을 갖고 있다.
호주는 3,725만kW의 발전설비를 갖고 있으며, 매년 157,000GWh의 전력을 생산하 고 있다. 첨두부하시에는 전력생산의 80%를 석탄화력이 담당하며, 중간부하시에는 주로 수력과 가스가 담당하고 있다. 원자력은 현재 호주 내에서는 가동되거나 건설 되고 있지 않다. 지난 10년간 전력수요는 연 5%의 증가를 기록하였고, 향후 10년간 연 2.2% 증가가 예상되며, 소요에너지 구성비의 특이한 변화는 예상되지 않는다.
호주 정부는 90년대에 들어 자국의 비교우위 산업을 중심으로 강력한 국제경쟁력 을 갖추기 위한 목적으로 국내 시장경제의 경쟁환경 증진에 주력하고 있다. 특히, 자본시장의 구조개혁과 에너지 자원의 효율적 사용을 통해서 국내 및 국제 경제활동 의 활성화를 꾀하고 있다. 이러한 목표를 달성하기 위한 가장 효과적인 방법은 경 쟁을 통한 역동적인 환경 조성에 있다고 보았고, 호주 전력산업에 있어서 경쟁체제 도입시 잠재적 이득은 매년 약 50억US$(94억AS$)로 평가하였다.
나 . 전 력 산 업 구 조 개 편
1) 전 국 단 위 의 경 쟁 적 전 력 시 장 형 성
지난 '91년 이후 호주 정부는 전력산업을 향상시키기 위한 근본적 개혁을 추진하 였다. 즉, 주정부와 지방정부는 수직 통합된 주정부소유 전력공급사업의 구조조정과 사업자 및 소비자에게 이익을 주기 위해 전력산업 개혁작업을 진행하였다. 90년 이 전에 각 주와 수도 지역에서의 전력산업은 주당국이 운영하는 수직적으로 통합된 회 사가 전력의 발전, 송전, 그리고 배전의 전부를 관장하는 것이었다. 발전소에 대한 신규 투자는 주정부와 독점회사에 의해 수행되었고, 전기요금은 주정부의 규제에 의 해 일정한 수익이 확보되는 수준에서 책정되었다.
이처럼 정부의 규제에 의존하던 독점적 시장구조를 경쟁적 구조로 바꾸기 위한 개 혁은 90년 11월 연방정부가 참여한 특별 주지사회의에서 실무진을 구성하여 전국적 인 통합 전력네트워크 구성에 관한 가능성을 연구하도록 결정하면서 시작되었다.
이러한 결정에 따라 연방기구인 "산업위원회"(Industry Commission)는 91년 발전, 송전, 배전, 그리고 소매공급의 분리를 필두로 발전과 소매공급에 경쟁 도입과 퀸스 랜드(Queensland)와 타스마니아(Tasmania)를 포함하는 뉴사우스웨일즈(New South Wales), 사우스오스토레일리아(South Australia), 그리고 빅토리아(Victoria) 등 3개주 연계전력계통망의 강화 및 확장에 착수하였다.
개혁의 핵심은 지금까지 각 주별로 독립적으로 분산되어 있던 시장을 전국 단위로 하나의 통합적 경쟁시장으로 대체하고 단일화된 통합네트워크 시스템으로 운영한다 는 것이다. 우선 발・송・배전 및 소매공급 등 전력산업 분할 및 독립회사를 설립 하면서 발전사업자간 적절한 경쟁 보장을 위한 발전부문 분할을 시작했고, 독립규제 기관(regulator) 규제하의 송전과 배전회사도 설립했다. 이어 완전 독립된 계통회사 를 설립하면서 운영권을 부여했고, 배전회사의 소매에 대한 운영권도 부여했다.
이로써, 호주의 동부 인접 주들간에 막혀 있던 전력거래의 장벽이 무너지게 되고, '90년대 말에는 나머지 주에까지 확대되었다. 그러나, 호주의 서부와 북부 지역은
제2장 외국의 전력산업 구조개편 동향 19
송전거리상의 문제 때문에 이 시장에는 포함되지 않는다. 전국 규모의 시장은 단계 별로 시행될 예정인데, 첫 단계로 뉴사우스웨일즈, 빅토리아, 수도지역(Australian Capital Territory, ACT)을 중심으로 시작하고, 사우스오스트레일리아는 내부의 필요 한 구조개편이 완료된다면 합류가 가능할 것이다. 퀸즈랜드와 타스마니아는 지역 특성상 송전계통망 연결 이후 합류할 예정이었다.
구조개혁이 시작된 이후로 뉴사우스웨일즈에서는 95년 당시 25개이던 배전사업체 들을 6개로 통폐합하고, 송전사업을 발전사업에서 분리하여 TransGrid를 설립하였다.
배전사업체 내에서도 배전사업과 소매업을 분리하였고, 발전에 있어서도 종전 독점 체제가 Pacific Power, Delta Electricity, Macqarie Generation 등의 3개 회사에 의한 경쟁체제로 개편되었다. 이들은 빅토리아와 사우스오스트레일리아의 발전업자들과 함께 도매전력시장에서 경쟁하게 되었고, 전력가격에 대한 규제도 해제하기에 이르 렀다. 한편, 빅토리아에서는 모두 민영화된 5개의 발전소와 5개의 배전업자가 전국 시장에서 경쟁하게 되었다.
2) 전 력 시 장 의 개 설 및 운 영
우선, 발전회사(generators) 현황을 살펴보자. 호주에서의 전력은 지역에 따라 다 양한 연료와 기술이 이용되어 공급되어 왔으며, 80%가 화력발전에 의존하고 나머지 는 천연가스와 수력이 차지하고 있다. 통합 초기에는 8개의 발전소가 500MW 이상 의 발전용량을 유지하고 있었다. 실제로 발전 공급능력이 30MW을 초과하는 발전소 는 전체 전력시스템에 미치는 효과가 크기 때문에 반드시 전력 도매시장에 참가하도 록 하고 있다.
실수요자를 살펴보자. 실수요자의 시장참가 범위는 초기에는 대량 전력소비자만 이 경쟁적으로 공급자를 선택할 수 있도록 제한하였다. 이것은 전력시장이 일시에 전면 개방될 경우에 발생할 수 있는 혼란을 막기 위함이다. 그러나, 점차 많은 소비 자들이 경쟁적 전력시장에 참여하며, 일반 가정에게도 선택의 기회가 허용되어서 진 입제한이 완전히 제거되는 일정이 설정되었다.
전력소매 공급회사(retailers)는 에너지를 도매로 구입하여 프랜차이즈 고객과 도매 시장에 직접 참여하기를 꺼리는 대량소비자에게 전력을 공급한다. 뉴사우스웨일즈 에서는 Sydney Electricity와 Citypower를 비롯한 25개의 기존 배전회사들이 포함되 었으나, 전술한대로 6개 배전회사로 통폐합되는 동시에 배전회사에서 소매기능을 분 리하여 독립시켰다.
송배전망(network) 사업자를 살펴보자. 전력은 다수의 (소유자가 다를 수도 있는) 사업자로 구성된 전선을 통해 소비자에게로 전송된다. 송전네트워크는 대량의 전기 를 발전소에서 각 지역으로 전송하는 설비를 말하고, 배전네트워크는 송전네트워크 에서 최종소비자들의 수요처로 전력을 배전하는 설비를 말한다. 발전회사, 소매업 자, 그리고 최종소비자는 네트워크에 매우 의존적이기 때문에 네트워크는 모든 참여 자가 국내 시장에서 자유롭게 접속할 수 있도록 유지 및 운용되어야 한다. 전력시 장 운영에 관한 규약은 가동되는 네트워크에 관한 규정을 담고 있다.
호주의 전력시장의 특징은 전력시장 운영에 관한 규약관리회사가 별도로 존재한다 는 점이다. 모든 도매전력 시장참여자를 묶는 운영에 관한 규약은 새로운 전력시장 규제의 중추가 되며, 이 규제는 다음과 같은 내용을 관장하게 된다.
- 현물시장, 단기선물시장, 정산체계를 규정하는 시장규칙(market rules)
- 네트워크 사용가격의 결정과 요금의 발행 및 청구에 관하여 네트워크 소유주의 의무를 규정하는 네트워크 가격결정 부문(network pricing)
- 최종소비자, 발전회사, 소매업자들의 네트워크 접근에 관한 기술적 세부사항을 규정하는 동시에 거래 전력량의 정확한 측정을 보장하기 위한 계량표준을 포 함하여 송전망의 연결(grid connection), 접근(access), 계량(metering) 관련 부문 - 참여자의 의무, 분쟁의 해결절차, 그리고 규약의 개정방법의 체계를 규정하는
규제부문
- 정상적이거나 긴급한 위기상황에서 시스템의 안전을 보장하는 세부사항을 규정 하는 시스템 안전부문(system security)
이상과 같은 내용의 전력시장 운영의 틀을 정하는 규약의 이행과 준수를 담보하기
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위하여 다음 목적을 추구하는 규약관리회사가 설립되었다.
- 규약의 위반, 규약의 이행실적, 적절성 등을 감시 및 보고 - 규약의 강제집행
- 분쟁의 해결 - 규약의 개정
한편, 전력시장운영회사(market manager)는 시장참여자들을 대신하여 전력도매시 장을 관리하도록 설립되었다. 이 회사는 참여자들의 매도와 매수 주문을 취합하고 선물시장과 현물시장에서 정산의 임무를 처리한다. 또한, 시스템의 물리적 가동을 위한 급전순서를 계산하고 이것을 시스템 운용자에게 전달한다. 그리고, 이 모든 임 무는 규약에서 정한 규정에 따라서 수행할 의무를 지닌다. 또한, 비영리의 원칙에 입각하기 때문에 자신의 이득을 위하여 거래할 수 없고, 시장참여자들의 이익을 위 하여 임무를 수행해야 한다.
계통운영자(system operator)는 시스템의 기계적 운영에 책임을 진다. 따라서, 계 통운영자는 매분마다 수요와 공급의 균형을 맞추고, 네트워크 요소들의 스위치 전환 과 기계적 시스템의 통합을 유지하는 것이 목적이지만, 시장의 복잡한 재무적 측면 에는 관여하지 않는다. 새로운 제도의 시행 초기에는 각주의 시스템 통제센터가 시 장운영자의 급전계획과 전력규약의 규정에 따라서 통합적으로 운영하도록 되어 있 다. 비상시 계통운영자는 그 상황에서 가장 안전한 상태로 시스템이 유지되기 위하 여 시장 메커니즘을 무시하고 우선할 수 있는 권한을 가진다.
다음으로, 전력시장의 개설 목적은 (1) 전력 구매자(buyers)에 대한 선택의 자유를 보장하고, (2) 송전 및 배전망에 대한 개방접속(open access)과 발전이나 소매부문에 의 새로운 사업자 참여 보장, 그리고 (3) 주내 또는 주간 전력거래 장애를 제거하기 위한 것이다. 이를 위해, 송전망관리협회 (National Grid Management Council, NGMC)의 임무는 전력계통접속규정 (National Electricity Code, NEC)의 시장규칙 과 계통접속규정을 개발한다. 또한, 이들을 통해 시장참여자와 예비고객들간의 모의 운영을 통한 국가계통규약 (National Gird Protocol)을 제작하고 전력산업체, 연방
및 주정부, 주요 고객 단체의 대표자들로 구성된 다양한 실무자그룹과 협의하여 세 부 규정을 개발한다. 지난 '94년 빅토리아 전력거래소는 NGMC 운영과 병행해 도 매전력시장을 도입했고, 96년 Trans Gird는 뉴사우스웨일즈 전력시장을 운영했다.
이들 도매시장은 97년에 가격과 발전기 배분에 대한 규칙(rules)을 결합하였고, 시장 개발과 운영 경험은 규범(codes) 개발시 고려되었다.
3) 전 력 시 장 의 구 조 및 특 징
호주 전력시장은 시장참여자에 의해 전력공급 및 구매에 대한 경쟁적 도매시장으 로서 전력망에 비차별적으로 접속을 제공하는 공개접속제도를 취하고 있어 투명하고 일관된 법적, 규제적 틀을 갖추고 있는 것으로 알려져 있다. 또한, 송전망에 대한 비차별적 접속, 투명한 규제 및 단일 도매전력시장의 도입은 발전사업자간 경쟁으로 수요관리 선택 및 전력망 확대 등 모든 형태를 허용해 더욱 유연하고 효율적인 체제 를 촉진시키고 있다.
국가전력규범기구 (National Electricity Code Administrator, NECA)와 국가전력 시장관리회사 (National Electricity Market Management Company, NEMMCO)는 호 주 정부가 전력시장 이행, 운영, 그리고 관리를 위해 설립한 기관이다. NECA에서는 규범 관리, 변경처리 관리, 그리고 시행을 담당하고, NEMMCO는 전력시장 운영자로 서 규범에서 언급한 규칙과 절차(procedures)에 따라 도매전력시장의 관리 책임을 담 당하고 있다. 특히, NEMCO는 경쟁 가능성을 설정하여 소비자의 공급자 선택권, 즉 소비자가 소매시장에서 전력구매를 원한다면, 경쟁관계의 소매인들 가운데 전력공급 선택이 가능토록 하였다. 소비자가 도매시장에서 직접 구매를 원한다면, NEMMCO 에 등록만 하면 된다.
국가전력시장 (National Electricity Market, NEM)은 ACT, 뉴사우스웨일즈, 퀸즈 랜드, 사우스오스트레일리아, 빅토리아의 영역권 내에서 송전망 및 배전망 개방접속 제도를 갖춘 전력의 공급과 구매를 위한 도매시장이다. NEM 규약(protocol)은 도매 전력시장 규칙 및 절차와 전력망 접속제도를 포함하고 있다. 전력망 접속제도는 호 주 경쟁 및 소비자 위원회 (Australian Competition and Consumer Commission,
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ACCC)와 영역규제기구 (jurisdictional regulators)에 의해 규제된다. 전력은 저장이 불가능하고, 특별한 소비자가 소비하는 전력을 생산하는 발전설비의 구별이 불가능 하기 때문에, 도매전력시장은 발전사업자의 모든 출력이 전력소비에 맞도록 중앙에 서 공동 계산 및 계획하는 풀시장을 적용하고 있다.
NEMMCO가 관리하는 도매전력시장의 두 가지 기본 요소는 중앙 통합된 실시간 급전과 현물시장(spot market)이다. 중앙 통제하의 실시간 급전에서, 전력공급과 소 비의 기본 요건은 소비자 부하에 맞는 충분한 전력을 생산할 수 있도록 지속적으로 계통균형을 유지하는 것이다. 다시 말해서, 발전사업자는 NEMMCO에 제출하는 발 전입찰서에 따라 경쟁하고, (소매인과 최종소비자 등) 시장참여자는 구입하고자 하는 부하량과 가격을 포함한 구입의뢰서를 제출하는데, NEMMCO는 발전과 소비 입찰가 격을 기준으로 전력수요 일치비용을 최소화되도록 배분하여 처리한다. 현물시장에 서 발전사업자는 전력시장에 판매하는 전력량에 대해 수취하고, 소매인과 최종소비 자들은 구입하는 전력량에 대해 지불한다. 여기서, 도매전력 현물가격은 매 30분단 위로 계산되고, 공급과 수요를 일치시키는 수준에서 결정된다.
시장참여자는 전력망서비스 제공자에게 접속비용과 송전망 이용료를 지불하는데, 특별한 경우 전력망서비스 제공자는 단일요금(single tariff)으로 송전망 이용료를 징 수할 수 있다. (시장참여자가 배전망에 연결됐을 경우) 송전망 이용료에는 지역배전 망 사용과 송전망 사용을 포함하고 있다. 송전망 이용료는 현물가격이나 전력거래 를 위해 맺은 다른 계약이나 협정과는 독립되는데, 대신 시장참여자는 규범이나 자 신의 접속협정에서 언급된 표준전력망 서비스를 제공받는다. 표준전력망 서비스는 전력망서비스 제공자와의 협상에서 송전망 이용료에 대해 적절히 조정하거나 변경이 가능하다. 송전망 이용료에 대한 결정 원칙은 여러 기준을 충족하도록 설계되지만, 가장 중요한 것은 송전망과 배전망의 경제적이고 효율적인 확장과 유지보수에 대한 충분한 동기를 제공하는 것이다.
다 . 전 력 산 업 의 규 제
호주 전력산업의 규제는 전통적으로 주정부의 소관 사항으로 되어 왔으나, 국가적 인 차원에서의 규제의 필요성이 제기됨에 따라, 연방정부는 국가적인 규제를 총괄하 고 산업 표준을 설정하는 역할을 담당하게 되었다. 주정부는 (최종소비자를 선택할 권리가 없는) 소매전력 대리점의 전력가격에 대한 규제 역할과 환경 및 안전에 관한 문제를 다루게 되었다.
NEC는 시장의 규칙, 계통의 안정성, 계통 연결 및 접속, 송전망 이용요금 및 전력 량에 대한 계량등을 포함하고 있다. 해당 규범에는 전력시장의 운영을 담당하고 있 는 양대 국가기관인 NECA와 NEMMCO의 역할과 목적에 대해 기술하고 있다.
NEMMCO는 매일의 전력계통 운영, 부하관리, 그리고 전력배분 등과 전력의 현물시 장 및 선도시장과 그에 따르는 결제시스템을 담당한다. NECA는 전력의 규격기준을 감시하고 집행하며, 규격기준을 변경하거나 분쟁시 조정역할을 수행한다. 이러한 규 격기준들은 시행되기 이전에 호주의 국내법인 독점금지법과 경쟁법의 집행을 관장하 는 연방기구와 ACCC의 심의를 거치도록 되어 있다. NEM에 참여하는 모든 당사자 는 규격기준에 따라 송전망 접속기간 및 조건에 대한 승인을 ACCC에 제출하게 되 고, ACCC는 이것이 경쟁을 촉진하고 (송전망요금 규제를 포함한) 공중에 이익을 부 합될 수 있도록 하는 역할을 수행하게 된다. 전력산업에 대한 규제는 법규정의 준 수, 사법기관의 독립, 개인권리 보장, 비차별적 대우 등 보다 광범위한 목적을 갖는 규제환경 내에서 이루어지게 된다.
주요한 규제사항의 개략적인 내용을 살펴보면 다음과 같다. 먼저, 호주의 가격규 제 정책은 송전서비스 가격과 에너지 사용 가격에 대한 규제로 볼 수 있다. 전통적 으로 수직통합된 호주 전력회사의 서비스 가격은 전력 생산비용과 송전비용 원가를 보상하기 위해 설계된 회계적으로 불투명한 전력요금(non-transparent bundled tariffs)을 적용하여 왔다. 경쟁시장에서는 회계적으로 통합된 전력요금은 한계성을 가지기 때문에 에너지 가격과 송전이용 요금은 분리되도록 되어 있다. NEM에서의 에너지 가격은 입찰규칙에 의해 결정되며, 이것은 발전기 사이의 급전 입찰경쟁에
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의해 이루어진다. 이러한 입찰은 전력공급 우선순위를 결정하게 되고, 현물시장에서 의 에너지 가격은 매 30분마다 급전 계획된 한계발전기의 입찰가격에 의해 결정된 다. 또한, 소매 공급자의 구매도 수요자 시장에 대한 동향을 추적하여 결정되도록 운영된다.
둘째, 가격상한제(price cap)는 정해진 상한가격 내에서 가격변동이 자유로운 즉, 가격의 유연성이 높은 제도이다. 가격상한제의 장점은 생산성 증가 및 비용효과 (cost-effectiveness) 제고를 유도하면서 가격억제 효과도 가지고 있다. 가격상한제에 의한 요금인상은 주로 일반물가 상승에 따른 비용상승을 감안하여 정해지고, 일반적 으로 물가상승치에서 생산성 증가 목표치를 차감한 가격을 적용하게 된다. 해당 사 업자의 입장에서 볼 때, 생산성 증가가 목표치보다 커지면 이익이 증가할 것이고, 반 대의 경우 이익감소로 작용하게 된다. 따라서, 초기의 가격수준 결정이 중요한 변수 가 되는데, 주로 적정한 자본회수를 기초로 한 투자보수율 수준과 향후의 예상되는 잠재적인 생산성 증가를 감안하여 결정한다. 수입규제하에서 사업자는 가격상한제 에 의해 결정된 총수입으로 규제된다. 여기에는 전체 가격상한제 구성 항목 가운데 고정항목과 변동항목으로 구분한다. 고정항목에서는 판매가 예상보다 적더라도 고 정 수입을 보장하며, 반대로 변동항목에서는 실제 판매량에 따라 조정된다. 특정 연 도의 판매량 변화, 즉 총 수입의 증가 또는 감소는 다음 연도에 보상되고, 실제 가격 은 예상되는 수입량을 기준으로 수입상한제에 의해 결정된다. 따라서, 사업자에게 다음 연도까지 보상되지 않는 이상, 판매량 증가는 해당 사업자에게 불리하게 작용 할 수 있다.
구조개편 과정에서 규제에 대한 호주 정부의 입장은 NEM의 경쟁력을 최대한 증 진시키기 위해 규제의 강도를 감소시켜 나간다는 것이다. 이는 발전부문과 소매부 문의 규제는 가볍고 덜 강요적일수록 경쟁 측면에서 더욱 효과적이라는 사실에 근거 하고 있다. 반대로, 송전부문과 배전부문에 대해서는 자연독점적 특성을 고려하여 더욱 상세한 규제 및 감독이 경제적 효율성을 달성할 수 있다는 것이다. 특히, 이들 부문의 규제는 자연독점 사업에 있어서 요금을 인상시키거나, 수준 미달의 서비스를 통해 과도한 이익을 발생시키거나, 반경쟁적인 수단으로 잠재적 경쟁자의 시장 진입
을 방해하는 등 시장의 역동성을 왜곡시키는 행위를 방지하는데 효과적이다.
호주 전력산업에 대한 규제의 중요한 특성 가운데 한가지는 경쟁시장으로의 전환 기에 다른 단계의 전환과정에 있는 시장참여자들의 불이익을 방지하는 목적을 포함 한다는 점이다. 따라서, 호주의 규제 접근방법은 발전부문과 소매부문에 있어서 경 쟁을 촉진하고 송전부문과 배전부문은 효율성 제고를 위해 인센티브를 제공하는 형 식을 취하고 있다. 또한, 호주의 규제는 기술규제만을 전문적인 규제기관이 담당하 고 경제규제 및 경쟁정책은 일반 경쟁기관이 담당하는 형태를 띤다. 직접적인 규제 는 전통적인 경쟁기관의 역할에서 벗어나고, 이를 위해 경쟁기관의 인력 및 재정자 원이 보충되어야 하는 문제가 있는 만큼 전문성에서 뒤떨어진다. 따라서, 현재와 같 이 기술변화가 급진적인 경우 기술규제와 기타규제의 기능간 시너지(synergy)도 크지 않을 수 있다. 하지만, 이러한 호주의 규제 방식은 경쟁도입 상태와 관계없이 적합 할 수 있다. 특히, 경쟁체제에서는 사실상 경제규제의 필요성이 거의 없기 때문에 경쟁기관의 전문성도 높다고 볼 수 있고, 비경쟁체제 또는 규제와 비규제 부문이 혼 재할 경우에는 경제규제 측면에서 경쟁기관의 자원 보충이 필요할 수 있다.
라 . 구 조 개 편 의 효 과
호주 전력산업의 구조개편으로 인하여 매년 호주의 GDP가 58억달러(1993/ 94년 기 준) 또는 GNP의 1.4%정도 증가하게될 것으로 추정되었고, 이러한 생산증대 효과는 다음과 같은 요인들에 의한 것이라고 예상하였다. 첫째, 구조조정의 결과 전력산업 을 발전과 송배전, 그리고 소매로 분리함과 동시에 산업내의 다양한 요소들에 대하 여 상업적 원리가 지배하게 된다. 둘째, 전력의 발전과 배전에서의 경쟁이 도입된 다. 셋째, 뉴사우스웨일즈, 빅토리아, 그리고 사우스오스트레일리아의 3개 주를 연결 하고, 나아가 퀸스랜드와 타스마니아를 포함하는 시스템 확장과 통합으로 인한 효율 성이 증대된다.
이와 더불어, 호주의 특성상 전국적 경쟁시장의 도입으로 인하여 주 단위로 운영 되는 경우와 비교할 때 다음과 같은 추가적인 이득 또한 상당한 것으로 평가되었다.
